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Hinzu kommen eigene Veranstaltungen mit Vertreterinnen und Vertretern von Regierung und Opposition, um bestimmte Themen oder Aktivitäten öffentlich zu präsentieren und zu diskutieren. \r\nBestreben unserer Interessenvertretung ist dabei, zwei Ziele in Einklang zu bringen: für politische Rahmenbedingungen zu werben, in denen durch unser unternehmerisches Handeln die Versorgung mit Energieprodukten und Energiedienstleistungen gesichert und Investitionen in Zukunftsprojekte ermöglicht werden und gleichzeitig dazu beizutragen, politische und gesellschaftliche Ziele – wie die Reduzierung von Treibhausgasemissionen - zu erreichen.\r\n"},"employeesInvolvedInLobbying":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","employeeFTE":2.06},"financialExpenses":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","financialExpensesEuro":{"from":890001,"to":900000}},"mainFundingSources":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","mainFundingSources":[{"code":"MFS_ECONOMIC_ACTIVITY","de":"Wirtschaftliche Tätigkeit","en":"Economic activity"}]},"publicAllowances":{"publicAllowancesPresent":true,"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","publicAllowances":[{"name":"Bundesministerium für Verkehr und digitale Infrastruktur (via PtJ)","type":{"code":"GERMAN_PUBLIC_SECTOR_FEDERAL","de":"Deutsche Öffentliche Hand – Bund","en":"German Public Sector – Federal"},"location":"Berlin/Jülich","publicAllowanceEuro":{"from":250001,"to":260000},"description":"Nationales Innovationsprogramm Wasserstoff- und Brennstoffzellentechnologie Phase II (NIP)\r\n"},{"name":"Bundesministerium für Bildung und Forschung (via PTJ)","type":{"code":"GERMAN_PUBLIC_SECTOR_FEDERAL","de":"Deutsche Öffentliche Hand – Bund","en":"German Public Sector – Federal"},"location":"Berlin/Jülich","publicAllowanceEuro":{"from":50001,"to":60000},"description":"Energieforschungsprogramm der Bundesregierung \"Innovation für die Energiewende\" nach Art. 25 der Verordnung (EU) Nr. 651/2014\r\n"},{"name":"DEHSt (Deutsche EmissionsHandelsStelle)","type":{"code":"GERMAN_PUBLIC_SECTOR_FEDERAL","de":"Deutsche Öffentliche Hand – Bund","en":"German Public Sector – Federal"},"location":"Berlin","publicAllowanceEuro":{"from":21200001,"to":21210000},"description":"Förderrichtlinie Beihilfen für emissionshandelsbedingte indirekte CO2-Kosten (Strompreiskompensation)"},{"name":"BMVI (Bundesministerium für Verkehr und digitale Infrastruktur) via PtJ","type":{"code":"GERMAN_PUBLIC_SECTOR_FEDERAL","de":"Deutsche Öffentliche Hand – Bund","en":"German Public Sector – Federal"},"location":"Berlin/Jülich","publicAllowanceEuro":{"from":5050001,"to":5060000},"description":"Förderung von klimaschonenden Nutzfahrzeugen und dazugehöriger Tank- und Ladeinfrastruktur (KsNI)"}]},"donators":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","totalDonationsEuro":{"from":0,"to":0}},"membershipFees":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","totalMembershipFees":{"from":0,"to":0},"individualContributorsPresent":false,"individualContributors":[]},"annualReports":{"annualReportLastFiscalYearExists":true,"lastFiscalYearStart":"2024-01-01","lastFiscalYearEnd":"2024-12-31","annualReportPdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/66/31/749148/Shell-Deutschland-GmbH_JAP_31-12-2024_Final_TE_24-004031.pdf"},"regulatoryProjects":{"regulatoryProjectsPresent":true,"regulatoryProjectsCount":19,"regulatoryProjects":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0004799","title":"Novellierung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (§37a ff BImSchG) - THG-Quote","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Referentenentwurf eines zweiten Gesetzes zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungs-Quote","publicationDate":"2025-06-19","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit","shortTitle":"BMUKN","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmuv.de/","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundesumweltministerium.de/gesetz/referentenentwurf-eines-zweiten-gesetzes-zur-weiterentwicklung-der-treibhausgasminderungs-quote","draftBillProjectUrl":"https://www.bundesumweltministerium.de/gesetz/referentenentwurf-eines-zweiten-gesetzes-zur-weiterentwicklung-der-treibhausgasminderungs-quote"}]},"description":"Ambitionierte und zeitnahe Umsetzung der Revision der EU Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED II) im Bereich Verkehr zur beschleunigten Dekarbonisierung des Sektors. Erhöhung des THG-Minderungs-Mandats unter Beibehaltung der sektoralen Ziele für Straße, Marine und Luftfahrt, uneingeschränkter Nutzung aller RED-konformen und zertifiziert nachhaltigen Roh- und Kraftsotffe sowie Technologien, Stärkung von Zertifizierungs- und Kontrollprozessen sowie Einführung einer RFNBO-Subquote für den gesamten Verkehrsbereich anstatt eines individuellen PtL-Mandats ab 2026.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_AUTOMOBILE","de":"Straßenverkehr","en":"Road traffic"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0004800","title":"Aktualisierung Gebäude-Elektromobilitätsinfrastruktur-Gesetz (GEIG) - Versorgungsauflage","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Gebäude-Elektromobilitätsinfrastruktur-Gesetzes","printingNumber":"20/12774","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/127/2012774.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-geb%C3%A4ude-elektromobilit%C3%A4tsinfrastruktur-gesetzes/314911","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Digitales und Verkehr","shortTitle":"BMDV","electionPeriod":20,"url":"https://bmdv.bund.de/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Gesetz zur Änderung des Gebäude-Elektromobilitätsinfrastruktur-Gesetzes","publicationDate":"2024-05-27","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Digitales und Verkehr","shortTitle":"BMDV","electionPeriod":20,"url":"https://bmdv.bund.de/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://bmdv.bund.de/SharedDocs/DE/Anlage/Gesetze/Gesetze-20/gesetz-zur-aenderung-des-gebaeude-elektromobilitaetsinfrastruktur-gesetzes.pdf?__blob=publicationFile","draftBillProjectUrl":"https://bmdv.bund.de/SharedDocs/DE/Gesetze-20/gesetz-zur-aenderung-des-gebaeude-elektromobilitaetsinfrastruktur-gesetzes.html?nn=508840"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Mehr Flexibilität bei der Erfüllung der geplanten Einführung einer Versorgungsauflage von Ladeinfrastruktur an Tankstellen sowie Ausschluss von Standorten, bei welchen im Umkreis von 10 km staatlich geförderte Ladeinfrastruktur in Betrieb ist (Deutschlandnetz). ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zum Aufbau einer gebäudeintegrierten Lade- und Leitungsinfrastruktur für die Elektromobilität","shortTitle":"GEIG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/geig"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_TRANSPORTATION_AUTOMOBILE","de":"Straßenverkehr","en":"Road traffic"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_INDRASTRUCTURE","de":"Verkehrsinfrastruktur","en":"Infrastructure"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0004801","title":"Gesetz zur Umsetzung der EU-Erneuerbaren-Richtlinie in den Bereichen Windenergie auf See...","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der EU-Erneuerbaren-Richtlinie in den Bereichen Windenergie auf See und Stromnetze und zur Änderung des Bundesbedarfsplangesetzes","printingNumber":"20/11226","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/112/2011226.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-eu-erneuerbaren-richtlinie-in-den-bereichen/310640","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 des Gesetzes ist u.a. die UVP-Pflicht für Offshore-Windparks zu streichen, um die Genehmigungsverfahren zu beschleunigen. Mit Blick auf Rechtssicherheit spricht sich Shell für eine Kann-Option in Bezug auf die UVP aus. \r\nDesweiteren setzen wir uns für Reformen am Ausschreibungsdesign, der Projektumsetzung und der Betriebszeit ein, um Rahmenbedingungen zu schaffen, die weniger Risiko und höhere Realisierungswahrscheinlichkeit unterstützen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See","shortTitle":"WindSeeG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windseeg"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz über den Bundesbedarfsplan","shortTitle":"BBPlG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbplg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0004802","title":"Gesetzes Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 im Bereich Windenergie an Land und Solarenergie","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 in den Bereichen Windenergie an Land und Solarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort","printingNumber":"396/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0396-24.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-richtlinie-eu-2023-2413-in-den/314986","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz","shortTitle":"BMUV","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmuv.de/"},{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 im Bereich Windenergie an Land und Solarenergie","publicationDate":"2024-04-03","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/20240402-referentenentwurf-umsetzung-red-3-wind-an-land-und-solarenergie.pdf?__blob=publicationFile&v=4","draftBillProjectUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/240403-gesetz-umsetzung-red-3-wind-an-land-und-solarenergie.html"}]}},{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 in den Bereichen Windenergie an Land und Solarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort","printingNumber":"20/12785","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/127/2012785.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-richtlinie-eu-2023-2413-in-den/314986","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz","shortTitle":"BMUV","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmuv.de/"},{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 im Bereich Windenergie an Land und Solarenergie","publicationDate":"2024-04-03","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/20240402-referentenentwurf-umsetzung-red-3-wind-an-land-und-solarenergie.pdf?__blob=publicationFile&v=4","draftBillProjectUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/240403-gesetz-umsetzung-red-3-wind-an-land-und-solarenergie.html"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Planungs- und Genehmigungsbeschleunigung sind weiterhin sehr wichtig, um die Ausbauziele bei den Erneuerbaren zu erreichen. Die neu eingeführten Beschleunigungsflächen werden insbesondere für Wind an Land zu einer spürbaren Beschleunigung beitragen. Das unterstützen wir. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Festlegung von Flächenbedarfen und zur Genehmigungserleichterung für Windenergieanlagen an Land und für Anlagen zur Speicherung vom Strom oder Wärme aus erneuerbaren Energien in bestimmten Gebieten","shortTitle":"WindBG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windbg"},{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"},{"title":"Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung","shortTitle":"UVPG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/uvpg"},{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"},{"title":"Raumordnungsgesetz","shortTitle":"ROG 2008","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/rog_2008"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011929","title":"Einführung flexibler Prüfintervalle (RBI) / Anpassung BetrSichV und ÜAnlG","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das aktuelle zeitbasierte Inspektionssystem soll auf ein kontrolliertes und flexibles Inspektionssystem (sog. Risiko Basierte Inspektionen – kurz: RBI) umgestellt werden. Daher sollen die Betriebssicherheitsverordnung (BetrSichV) sowie nachfolgend das Überwachungspflichtige Anlagen Gesetz (ÜAnlG) dahingehend geöffnet werden, flexible Prüfintervalle als anerkannte Modelle in industriellen Betrieben und Inspektionen zu etablieren und als wählbare Alternative zuzulassen.  ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über überwachungsbedürftige Anlagen","shortTitle":"ÜAnlG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/_anlg"},{"title":"Verordnung über Sicherheit und Gesundheitsschutz bei der Verwendung von Arbeitsmitteln","shortTitle":"BetrSichV 2015","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/betrsichv_2015"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011930","title":"Strommarktdesign der Zukunft: Optionen für ein sicheres, bezahlbares und nachhaltiges Stromsystem","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Vor dem Hintergrund der Diskussionen im Optionenpapier setzt sich Shell für unterschiedliche Schwerpunkte ein: eine Stärkung von PPAs in der neuen EE-Fördersystematik, eine investitionsfreundliche und sichere EE-Förderung, ein transparentes und konsistentes Kapazitätsmarktdesign zur Einbindung der unterschiedlichen dezentralen und zentralen Flexibilitäten, Verbesserungen mit Blick auf Herkunftsnachweise sowie eine Absicherung des Redispatch. Die neuen Systeme für EE und Kapazitäten sollten dabei nicht zu komplex gestaltet werden, um die Notwendigkeit häufigen und kurzfristigen regulatorischen Nachsteuerns gering zu halten. Außerdem dürfen sie die Liquidität und Funktionweise der Terminmärkte nicht verzerren. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz zur Finanzierung der Energiewende im Stromsektor durch Zahlungen des Bundes und Erhebung von Umlagen","shortTitle":"EnFG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enfg"},{"title":"Durchführungsverordnung über Herkunfts- und Regionalnachweise für Strom aus erneuerbaren Energien","shortTitle":"HkRNDV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/hkrndv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012370","title":"Rahmenbedingungen für industrielle Biomethan-Produktion verbessern","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften zur Umsetzung des Europäischen Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets","printingNumber":"21/5440","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/054/2105440.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsgesetzes-und-weiterer-energierechtlicher-vorschriften-zur/333129","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Gegenstand ist die Weiterentwicklung der regulatorischen Rahmenbedingungen für die industrielle Biomethan-Produktion und deren Integration in das Energiesystem. Dies umfasst die Festlegung eines nationalen Ausbauziels für Biomethan sowie die Anpassung regulatorischer Vorgaben zur Förderung des Einsatzes von landwirtschaftlichen Reststoffen. Zudem beinhaltet das Vorhaben die Weiterentwicklung der rechtlichen Rahmenbedingungen für den Gasnetzanschluss von Biomethan-Anlagen nach Auslaufen der Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV), einschließlich differenzierter Anschlussregelungen, angepasster Kostenteilungsmechanismen, regionaler Steuerungselemente sowie langfristiger Planungssicherheit für den Biomethan-Transport.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Düngegesetz","shortTitle":"DüngG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/d_ngg"},{"title":"Verordnung über das Inverkehrbringen von Düngemitteln, Bodenhilfsstoffen, Kultursubstraten und Pflanzenhilfsmitteln","shortTitle":"DüMV 2012","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/d_mv_2012"},{"title":"Verordnung über die Anwendung von Düngemitteln, Bodenhilfsstoffen, Kultursubstraten und Pflanzenhilfsmitteln nach den Grundsätzen der guten fachlichen Praxis beim Düngen","shortTitle":"DüV 2017","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/d_v_2017"},{"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"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Verordnung über den Zugang zu Gasversorgungsnetzen","shortTitle":"GasNZV 2010","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gasnzv_2010"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_AF_FORESTRY","de":"Land- und Forstwirtschaft","en":"Agriculture and forestry"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012447","title":"Differenzierende Beschränkung der Nutzung von PFAS / PFAS restriction proposal","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Shell unterstützt den EU Green Deal und die Chemikalienstrategie für Nachhaltigkeit. Shell arbeitet mit verschiedenen Handels-/Branchenorganisationen zusammen und kann dadurch Beiträge zu branchenweiten Themen und Herausforderungen liefern. Das Verbot von Stoffen sollte auf der Grundlage wissenschaftlicher Bewertungen erfolgen und die Auswirkungen auf Produktionsabläufe und kritische Anwendungen bewerten. Die Vorschriften sollten angemessen durchsetzbar sein und die Verlagerung problematischer Aspekte in andere Rechtsordnungen mit geringerer Regulierung verhindern. Ggfs. sollten sie schrittweise angepasst werden, um die Beschaffung alternativer Materialien und die Entwicklung von Lieferketten zu ermöglichen, und – wenn erforderlich – könnten begrenzte Ausnahmen in Betracht gezogen werden.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Europapolitik und Europäische Union\"","en":"Other in the field of \"European politics and the EU\""},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015651","title":"Vorschlag zur Schaffung eines Nachfragemechanismus für dekarbonisierte Industrieprodukte ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Schaffung eines Nachfragemechanismus auf EU-Ebene, der eine verbindliche Verpflichtung für die Vermarktung von dekarbonisierten Industrieprodukten (z. B. Chemikalien, Stahl, Zement) vorsieht; die Verpflichtung soll Dekarbonisierungsmaßnahmen in den jeweiligen energieintensiven Wertschöpfungsketten finanzieren - und gleichzeitig für Importe gelten. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015652","title":"Sichere Energie für eine stabile Wirtschaft mit weniger Emissionen -  Vorschläge von Shell ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Um industrielle Wertschöpfung zu erhalten und neues Wirtschaftswachstum zu ermöglichen, braucht es eine stabile und verlässliche Versorgung mit Energie, also mit Elektronen und Molekülen. Als verlässlicher Lieferant für Industrie, Stadtwerke und Konsumenten hat für Shell Versorgungssicherheit eine hohe Priorität. Damit künftig sichere Energie mit immer weniger Emissionen bezahlbar für eine starke Wirtschaft und eine emissionsärmere Mobilität bereitgestellt werden kann, investiert Shell und macht konkrete Vorschläge für Energie- und Klimapolitik.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"},{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz zur dauerhaften Speicherung und zum Transport von Kohlendioxid","shortTitle":"KSpG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kspg"},{"title":"Energiesteuergesetz","shortTitle":"EnergieStG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/energiestg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_TRANSPORTATION_AUTOMOBILE","de":"Straßenverkehr","en":"Road traffic"},{"code":"FOI_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_POLICY","de":"Verkehrspolitik","en":"Transport policy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_PUBLIC_TRANSPORT","de":"Personenverkehr","en":"Public transportation"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_INDRASTRUCTURE","de":"Verkehrsinfrastruktur","en":"Infrastructure"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_AF_FORESTRY","de":"Land- und Forstwirtschaft","en":"Agriculture and forestry"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_FREIGHT_TRANSPORT","de":"Güterverkehr","en":"Freight transportation"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015653","title":"Positionspapier: Zukunft unter Strom","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Weiterentwicklung des Strombereichs ist ein Kernelement der Energiewende. Shell hat in einem Positionspapier die grundlegenden Positionen im Strombereich zusammengefasst. Dazu zählen wichtige Themen wie die zukünftige Gestaltung von PPAs, EE-Förderung sowie Herkunftsnachweise (HKN), die Nutzung von Flexibilitäten, die Rolle der energieintensiven Industrie, die Versorgungssicherheit durch Kraftwerksneubau und Kapazitätsmarkt sowie die Belieferung von E-Ladesäulen und Elektrolyseuren mit grünem Strom. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"},{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"},{"title":"Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen","shortTitle":"StromNEV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromnev"},{"title":"Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See","shortTitle":"WindSeeG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windseeg"},{"title":"Durchführungsverordnung über Herkunfts- und Regionalnachweise für Strom aus erneuerbaren Energien","shortTitle":"HkRNDV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/hkrndv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_INDRASTRUCTURE","de":"Verkehrsinfrastruktur","en":"Infrastructure"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015767","title":"Novellierung und Erweiterung des Kohlenstoffdioxid- Speicherungs-Gesetzes (KSpG) zu einem Kohlendioxid-Speicherungs- und Transportgesetz (KSpTG)","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"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"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Für die Transformation von energieintensiven Industrieanlagen wie Raffinerien wird in Ergänzung zu weiteren Klima-Technologien CCU/CCS benötigt; neben der CO2-Speicherung für schwer vermeidbare Prozessemissionen bedarf es hierfür grenzüberschreitender CO2-Transportinfrastrukturen; deswegen treten wir für eine zügige Novellierung und Ergänzung des Kohlenstoffdioxid-Speicherungs-Gesetzes (KSpG) zu einem Kohlendioxid-Speicherungs- und Transportgesetz (KSpTG) ein.  ","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_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0016820","title":"Beschleunigter Ausbau kommunaler Ladeinfrastruktur durch Ausschreibungen und Markterkundung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Durch die bestehenden monopolartigen Strukturen im Lademarkt innerhalb der Städte und Kommunen wird der Zugang und Wettbewerb behindert und der effiziente Ladeinfrastrukturausbau gehemmt. Zeitgleich werden öffentliche Gelder für den Betrieb von Ladeinfrastruktur gebunden anstatt die bestehende Investitionsbereitschaft der Privatwirtschaft zu nutzen. Der bevorstehende Massenmarkt erfordert ein attraktives und alltagstaugliches Ladeangebot im öffentlichen Raum. \r\nUm das innerstädtische Ladeangebot (Hochlauf und Wettbewerb) zu stärken, schlagen wir drei Maßnahmen vor: 1. Öffentliche Ausschreibungen statt Direktvergabe für mehr Wettbewerb, 2. Ganzheitliche Ausschreibungen für Mobilisierung privater Investitionen, 3. Markterkundungsgespräche mit CPOs für attraktive Rahmenbedingungen","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_TRANSPORTATION_AUTOMOBILE","de":"Straßenverkehr","en":"Road traffic"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_POLICY","de":"Verkehrspolitik","en":"Transport policy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ECONOMY_COMPETITION_LAW","de":"Wettbewerbsrecht","en":"Competition law"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017394","title":"Stärkung der Zertifizierungssysteme für erneuerbare Kraftstoffe","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Für den Hochlauf von erneuerbaren Energien im Verkehrsbereich müssen die Anforderungen und Kontrolle der Zertifizierungssysteme im Rahmen der REDIII-Umsetzung gestärkt werden; denn dieser ist von der Wiederherstellung des Vertrauens in Wettbewerb, Kontrolle, und den rechtlichen Rahmenbedingungen abhängig. Die Bundesregierung sollte auf eine europäische Lösung hinarbeiten. Dazu sind folgende Maßnahmen zu berücksichtigen:\r\n1. Direkte Konsequenzen bei Unregelmäßigkeiten ergreifen\r\n2. Zeitnahe Einführung der Union Database\r\n3. Harmonisierung und Konkretisierung der Nabisy-Biomassecodes\r\n4. Ausschluss nicht-europäischer Zertifizierungsstellen\r\n5. Einführung Zulassungsverfahren für Produktionsanlagen\r\n","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"},{"title":"Achtunddreißigste Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes","shortTitle":"BImSchV 38 2017","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschv_38_2017"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_AUTOMOBILE","de":"Straßenverkehr","en":"Road traffic"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Verkehr\"","en":"Other in the field of \"Transportation\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017395","title":"Initiative 2035: Hürden für Wasserstoffinvestitionen abbauen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Verschiebung der ab 2030 geltenden RFNBO-Strombezugskriterien zur zeitlichen Korrelation (festgelegt im Delegierten Rechtsakt EU 2023/1184) auf das Jahr 2035.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"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\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_EU_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Europapolitik und Europäische Union\"","en":"Other in the field of \"European politics and the EU\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023933","title":"Praxisnahe Umsetzung der EU-Methan-Verordnung 2024/1787","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Ab dem 1. Januar 2027 müssen Importeure nachweisen, dass für Gas-, LNG‑ und Rohölimporte ein Monitoring‑, Reporting‑ und Verifizierungsniveau (MRV) gilt, das EU‑Standards entspricht. Ab 2030 kommt ein Grenzwert für die Methanintensität hinzu.\r\n\r\nWir begrüßen eine pragmatische Umsetzung, um Risiken für die Versorgungssicherheit zu vermeiden. Ohne weitere Klarheit ist die MRV‑Einhaltung ab 2027 für viele Importe nicht erreichbar. Daher sollten die geplanten MRV‑Pflichten ausgesetzt werden, bis rechtssichere Lösungen vorliegen.\r\n","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024757","title":"Anpassung der Gasspeicherregulierung und Ausgestaltung einer strategischen Gasreserve als begrenztes Notfallinstrument","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Gegenstand ist die Weiterentwicklung des regulatorischen Rahmens für die Gasspeicherung in Deutschland. Dies umfasst insbesondere die Anpassung bestehender Regelungen zur Speicherbefüllung im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) und in der Gasspeicherfüllstandsverordnung (GasSpFüllstV) mit dem Ziel, verpflichtende Befüllungsvorgaben zu reduzieren und marktbasierten Instrumenten Vorrang einzuräumen. Zudem umfasst das Vorhaben die mögliche Einführung einer strategischen Gasreserve, die strikt als eng begrenztes Notfallinstrument mit klaren, transparenten Aktivierungskriterien, minimaler Dimensionierung und staatlicher Finanzierung ausgestaltet wird.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung zur Anpassung der Füllstandsvorgaben für Gasspeicheranlagen","shortTitle":"GasSpFüllstV 2025","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gasspf_llstv_2025"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"},{"code":"FOI_EU_SAFETY_POLICY","de":"Gemeinsame Außen- und Sicherheitspolitik der EU","en":"Common foreign and security policy of the EU"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024805","title":"PPAs zwischen EEG und Netzanschlusspaket","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Mit der Reform des EEG und dem Netzanschlusspaket werden grundlegende Rahmenbedingungen für den weiteren Ausbau erneuerbarer Energien überarbeitet (z.B. Netzanschluss, Förderung, Gewinnabschöpfung). Diese Änderungen haben auch auf ungeförderte Anlagen starke Auswirkungen, die drohen, die Liquidität des PPA-Marktes zu beeinträchtigen. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024806","title":"Redispatch PPA-gerecht ausgestalten","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die aktuellen Regelungen für Redispatch schaffen systemische Nachteile für PPA-Projekte. Dadurch erfolgt zwar eine monetäre Entschädigung bei Redispatch, die Grünstromeigenschaft des abgeregelten Stroms geht jedoch verloren und kann nicht mehr vermarktet werden. Dies sollte geändert werden. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz zur Ausstellung, Übertragung und Entwertung von Herkunftsnachweisen sowie zur Schaffung von Herkunftsnachweisregistern für Gas, Wärme oder Kälte aus erneuerbaren Energien","shortTitle":"HkNRG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/hknrg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]}]},"statements":{"statementsPresent":true,"statementsCount":20,"statements":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0004799","regulatoryProjectTitle":"Novellierung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (§37a ff BImSchG) - THG-Quote","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/9f/c5/315450/Stellungnahme-Gutachten-SG2406260162.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":"\r\n\r\n \r\n\r\nVerkehr: Beschleunigte Dekarbonisierung mit ambitionierter THG-Quote  \r\n\r\n \r\n\r\n \r\n\r\nDie Umsetzung der Revision der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (REDIII) in das deutsche Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) bietet eine zu ergreifende Möglichkeit, die Treibhausgasminderungsquote als marktbasiertes Instrument für den starken Hochlauf von erneuerbaren Energien für den Verkehr zu nutzen.  \r\n\r\nZentral für die Erreichung dieses Ziels sind folgende Punkte: \r\n\r\n \r\n\r\nAmbitionierte THG-Quote: Die Anhebung der Mandatshöhe gem. §37a Abs. 4 BImSchG sollte zeitnah insbesondere in den Jahren 2025-2029 erfolgen, so dass die THG-Quote in einem ambitionierten Verhältnis zu den verfügbaren Erfüllungsoptionen steht. Eine Steigerung der THG-Quote auf 14,5% im Jahr 2025 und ein folgender linearer Anstieg von jährlich ca. 2%-Punkten auf 25% im Jahr 2030 ermöglicht eine forcierte Incentivierung von erneuerbarem Wasserstoff und der E-Mobilität. \r\n\r\n \r\n\r\nEuropäische Harmonisierung für die Luftfahrt: Aktuell besteht durch die deutsche PtL-Quote (§37a Abs. 4a BImSchG) ein zusätzliches Mandat für die Luftfahrt, welches nicht mit den Vorgaben der ReFuelEU Aviation vereinbar ist. Für einen europäisch einheitlichen Ansatz sollte der Fokus auf die Ziele der ReFuelEU Aviation gelegt und somit die deutsche PtL-Quote gestrichen werden. \r\n\r\n \r\n\r\nSektorale Ziele: Wichtig ist in diesem Zuge, dass die REDIII-Sektoren separat adressiert werden, d.h. die deutsche THG-Quote gem. §37a Abs. 4 BImSchG sollte sich auf die Energiemengen der Straße (in Verkehr gebrachte fossile Otto- und Dieselkraftstoffe sowie relevante Erfüllungsoptionen) beziehen; ReFuelEU Aviation und FuelEU Maritime definieren die europäischen Ziele für die Luftfahrt und die Schifffahrt. Ansonsten besteht die Gefahr, dass die jeweiligen Sektoren um die erneuerbaren Kraftstoffe zu stark im Wettbewerb stehen und somit nicht alle Sektoren zur Dekarbonisierung des Verkehrs adäquat beitragen. \r\n\r\n \r\n\r\nSub-Quoten und Mehrfachanrechnung: In der Ausgestaltung der Erfüllungsoptionen sowie der jeweiligen Mehrfachanrechnung sind die Verfügbarkeit und Kosten der jeweiligen THG-Minderung zu berücksichtigen. Eine ambitionierte Sub-Quote für fortschrittliche Kraftstoffe sowie eine lineare Reduktion der Obergrenze für Nahrungs- und Futtermittel auf 2,5% im Jahr 2030 wäre in Anbetracht der verfügbaren Mengen sinnvoll. Weiterhin sollte im Sinne der Technologieneutralität die Angleichung der Mehrfachanrechnung für RFNBOs und Strom von Faktor Drei beibehalten werden. \r\n\r\n \r\n\r\nDurch folgende weitere Maßnahmen können Investitionssicherheit und zusätzliche Anreize für emissionsfreie Technologien wie E-Mobilität und erneuerbarem Wasserstoff geschaffen werden. \r\n\r\n \r\n\r\nDer Rechtsrahmen muss für die Jahre 2031+, mindestens aber für 2031-2035, verlängert werden, um langfristige Investitionssicherheit zu gewährleisten. \r\n\r\n \r\n\r\nWir empfehlen ein Unterziel von 1 % RFNBO und 4,5 % Annex 9A für den Verkehrsbereich (Straße) im Jahr 2030, um Anreize für den RFNBO-Ausbau und den Übergang zu fortschrittlicheren Rohstoffen zu schaffen. \r\n\r\n \r\n\r\nBei der E-Mobilität sollte die Unterscheidung zwischen öffentlichem und privatem Laden vereinfacht werden, indem der Schwerpunkt auf die tatsächlich an den Verkehr abgegebenen kWh gelegt wird (derzeitiger öffentlicher Lademodus), auch wenn sich das Ladegerät an einem halböffentlichen Standort befindet. Das entscheidende Kriterium hierfür sollte sein, dass die Anforderungen für öffentliche Ladeinfrastruktur erfüllt sind (z.B. Konformität mit Mess- und Eichrecht).  \r\n\r\n \r\n\r\nUm die Integration des Verkehrs- und Energiesystems weiter zu stärken, sollten die Kriterien für die Nutzung von Strom aus erneuerbaren Energiequellen erweitert werden. Dies bedeutet, dass die geografischen Kriterien auf die Gebotszone ausgeweitet werden, während die zeitliche Korrelation an die Anforderungen für RFNBOs angeglichen werden sollte, d.h. eine monatliche Anpassung in der Hochlaufphase sollte möglich sein. \r\n\r\n \r\n\r\nDie Binnenschifffahrt sollte in die verpflichteten Volumen der Schifffahrt nach FuelEU Maritime einbezogen werden. \r\n\r\n \r\n\r\nUm sich auf eine Gesetzesänderung vorzubereiten, muss die Novelle mit ausreichendem Vorlauf, d.h. mindestens drei Monate vor Inkrafttreten der Änderungen, beschlossen werden. \r\n\r\n \r\n\r\nCautionary Note \r\n\r\n \r\n\r\nThe companies in which Shell plc directly and indirectly owns investments are separate legal entities. In this document “Shell”, “Shell Group” and “Group” are sometimes used for convenience where references are made to Shell plc and its subsidiaries in general. Likewise, the words “we”, “us” and “our” are also used to refer to Shell plc and its subsidiaries in general or to those who work for them. These terms are also used where no useful purpose is served by identifying the particular entity or entities. ‘‘Subsidiaries’’, “Shell subsidiaries” and “Shell companies” as used in this document refer to entities over which Shell plc either directly or indirectly has control. The term “joint venture”, “joint operations”, “joint arrangements”, and “associates” may also be used to refer to a commercial arrangement in which Shell has a direct or indirect ownership interest with one or more parties.  The term “Shell interest” is used for convenience to indicate the direct and/or indirect ownership interest held by Shell in an entity or unincorporated joint arrangement, after exclusion of all third-party interest.  \r\n\r\n \r\n\r\nForward-Looking Statements \r\n\r\nThis document contains forward-looking statements (within the meaning of the U.S. Private Securities Litigation Reform Act of 1995) concerning the financial condition, results of operations and businesses of Shell. All statements other than statements of historical fact are, or may be deemed to be, forward-looking statements. Forward-looking statements are statements of future expectations that are based on management’s current expectations and assumptions and involve known and unknown risks and uncertainties that could cause actual results, performance or events to differ materially from those expressed or implied in these statements. Forward-looking statements include, among other things, statements concerning the potential exposure of Shell to market risks and statements expressing management’s expectations, beliefs, estimates, forecasts, projections and assumptions. These forward-looking statements are identified by their use of terms and phrases such as “aim”; “ambition”; ‘‘anticipate’’; ‘‘believe’’; “commit”; “commitment”; ‘‘could’’; ‘‘estimate’’; ‘‘expect’’; ‘‘goals’’; ‘‘intend’’; ‘‘may’’; “milestones”; ‘‘objectives’’; ‘‘outlook’’; ‘‘plan’’; ‘‘probably’’; ‘‘project’’; ‘‘risks’’; “schedule”; ‘‘seek’’; ‘‘should’’; ‘‘target’’; ‘‘will’’; “would” and similar terms and phrases. There are a number of factors that could affect the future operations of Shell and could cause those results to differ materially from those expressed in the forward-looking statements included in this document, including (without limitation): (a) price fluctuations in crude oil and natural gas; (b) changes in demand for Shell’s products; (c) currency fluctuations; (d) drilling and production results; (e) reserves estimates; (f) loss of market share and industry competition; (g) environmental and physical risks; (h) risks associated with the identification of suitable potential acquisition properties and targets, and successful negotiation and completion of such transactions; (i) the risk of doing business in developing countries and countries subject to international sanctions; (j) legislative, judicial, fiscal and regulatory developments including regulatory measures addressing climate change; (k) economic and financial market conditions in various countries and regions; (l) political risks, including the risks of expropriation and renegotiation of the terms of contracts with governmental entities, delays or advancements in the approval of projects and delays in the reimbursement for shared costs; (m) risks associated with the impact of pandemics, such as the COVID-19 (coronavirus) outbreak, regional conflicts, such as the Russia-Ukraine war, and a significant cybersecurity breach; and (n) changes in trading conditions. No assurance is provided that future dividend payments will match or exceed previous dividend payments. All forward-looking statements contained in this document are expressly qualified in their entirety by the cautionary statements contained or referred to in this section. Readers should not place undue reliance on forward-looking statements. Additional risk factors that may affect future results are contained in Shell plc’s Form 20-F for the year ended December 31, 2023 (available at www.shell.com/investors/news-and-filings/sec-filings.html and www.sec.gov). These risk factors also expressly qualify all forward-looking statements contained in this document and should be considered by the reader.  Each forward-looking statement speaks only as of the date of this document, June 25, 2024. Neither Shell plc nor any of its subsidiaries undertake any obligation to publicly update or revise any forward-looking statement as a result of new information, future events or other information. In light of these risks, results could differ materially from those stated, implied or inferred from the forward-looking statements contained in this document. \r\n\r\n \r\n\r\nShell’s Net Carbon Intensity \r\n\r\nAlso, in this document we may refer to Shell’s “Net Carbon Intensity” (NCI), which includes Shell’s carbon emissions from the production of our energy products, our suppliers’ carbon emissions in supplying energy for that production and our customers’ carbon emissions associated with their use of the energy products we sell. Shell’s NCI also includes the emissions associated with the production and use of energy products produced by others which Shell purchases for resale. Shell only controls its own emissions. The use of the terms Shell’s “Net Carbon Intensity” or NCI are for convenience only and not intended to suggest these emissions are those of Shell plc or its subsidiaries. \r\n\r\n \r\n\r\nShell’s net-zero emissions target \r\n\r\nShell’s operating plan, outlook and budgets are forecasted for a ten-year period and are updated every year. They reflect the current economic environment and what we can reasonably expect to see over the next ten years. Accordingly, they reflect our Scope 1, Scope 2 and NCI targets over the next ten years. However, Shell’s operating plans cannot reflect our 2050 net-zero emissions target, as this target is currently outside our planning period. In the future, as society moves towards net-zero emissions, we expect Shell’s operating plans to reflect this movement. However, if society is not net zero in 2050, as of today, there would be significant risk that Shell may not meet this target.  \r\n\r\n \r\n\r\nForward-Looking non-GAAP measures \r\n\r\nThis document may contain certain forward-looking non-GAAP measures such as [cash capital expenditure] and [divestments]. We are unable to provide a reconciliation of these forward-looking non-GAAP measures to the most comparable GAAP financial measures because certain information needed to reconcile those non-GAAP measures to the most comparable GAAP financial measures is dependent on future events some of which are outside the control of Shell, such as oil and gas prices, interest rates and exchange rates. Moreover, estimating such GAAP measures with the required precision necessary to provide a meaningful reconciliation is extremely difficult and could not be accomplished without unreasonable effort. Non-GAAP measures in respect of future periods which cannot be reconciled to the most comparable GAAP financial measure are calculated in a manner which is consistent with the accounting policies applied in Shell plc’s consolidated financial statements. \r\n\r\n \r\n\r\nThe contents of websites referred to in this document do not form part of this document. \r\n\r\n \r\n\r\nWe may have used certain terms, such as resources, in this document that the United States Securities and Exchange Commission (SEC) strictly prohibits us from including in our filings with the SEC.  Investors are urged to consider closely the disclosure in our Form 20-F, File No 1-32575, available on the SEC website www.sec.gov.  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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Shell Deutschland GmbH, Suhrenkamp 71-77, 22335 Hamburg LR-Nr.: R001348\r\nDeutsche Shell Holding GmbH, Suhrenkamp 71-77, 22335 Hamburg LR-Nr.: R001354\r\n1\r\nVerkehr:\r\nBeschleunigte Dekarbonisierung \r\nmit ambitionierter THG-Quote\r\nDie Umsetzung der Revision der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (REDIII) in das deutsche Bundes\u0002Immissionsschutzgesetz (BImSchG) bietet eine zu ergreifende Möglichkeit, die \r\nTreibhausgasminderungsquote als marktbasiertes Instrument für den starken Hochlauf von erneuerbaren \r\nEnergien für den Verkehr zu nutzen. Der im Juni vorgelegte Entwurf beinhaltet diverse sinnvolle \r\nMaßnahmen, insb. die Weiterführung der THG-Quote über 2030 hinaus, die Einführung einer RFNBO\u0002Unterquote ab 2026 anstatt der bisherigen deutschen PtL-Quote für die Luftfahrt, die Anpassung der \r\nMehrfachanrechnung sowie Maßnahmen zur Stärkung der Zertifizierungs- und Kontrollprozesse. Der \r\nEntwurf sollte zur optimalen Ausgestaltung folgende Aspekte berücksichtigen bzw. klarstellen:\r\nZeitnahe Umsetzung \r\n• Eine zeitnahe Umsetzung der RED III für das Verpflichtungsjahr 2026 ist von entscheidender \r\nBedeutung für eine Stabilisierung des THG-Quotenmarktes. \r\n• Falls der Gesetzgebungsprozess nicht bis Ende 2025 final abgeschlossen werden kann, sollte \r\ndas novellierte Gesetz rückwirkend zum 01.01.2026 gelten.\r\n \r\nQuotenstruktur und Sektoren \r\n• Die REDIII-Transportsektoren sollten separat verpflichtet werden.\r\n• Für die Luftfahrt sollte eine Verpflichtung ausschließlich durch die ReFuelEU Aviation vorgegeben \r\nwerden. Von einer zusätzlichen Verpflichtung des Luftfahrtbereiches unter der THG-Quote sollte \r\nabgesehen werden, um eine Diskriminierung von unterschiedlichen Kraftstoffinverkehrbringern zu \r\nvermeiden. Es sollte verhindert werden, dass durch den Einbezug des gesamten Luftverkehrs in \r\ndie THG-Quote eine zusätzliche Belastung über die ReFuelEU Aviation hinaus für den deutschen \r\nFlugverkehr und damit eine Wettbewerbsverzerrung innerhalb der EU entsteht. \r\n• Jegliche SAF-Beimischungen an Unionsflughäfen über die ReFuel-Verpflichtung hinaus sollten \r\nlediglich als „Opt-In“ zur THG-Quote fungieren. Dieser Opt-In dient als Anreiz für SAF-Hochlauf\r\nüber die Anforderungen der ReFuelEU Aviation in Einklang mit den europäischen Vorgaben \r\nJuli 2025\r\n2\r\nhinaus. Der Opt-In sollte limitiert und z.B. auf höchstens 2 % der THG-Quote im Straßenverkehr \r\nbegrenzt werden, was das Risiko einer unverhältnismäßigen Auswirkung des Opt-in auf andere \r\nSektoren verringern würde. Das Opt-in-Volumen von IX A SAF im Luftverkehr sollte von dem 1,2-\r\nfachen Multiplikator aus der REDIII profitieren.\r\n• Falls das Pönale unter ReFuelEU Aviation in der Zukunft überprüft wird, darf es den maximalen \r\nPreisunterschied nicht um mehr als das 2,5-Fache übersteigen.\r\n• Weiterhin sollte für den Luftverkehr klargestellt werden, dass erneuerbare Flugturbinenkraftstoffe, \r\nwelche über Pipelines transportiert wurden, ebenso auf die Verpflichtungen angerechnet werden \r\nkönnen.\r\n• Die Herausnahme des Luftverkehrs aus der Treibhausgasverpflichtung sollte durch eine Anhebung \r\ndes THG-Minderungsziels für 2026-2029 kompensiert werden. Hierfür wird für das \r\nVerpflichtungsjahr 2026 ein Ziel von 15 % vorgeschlagen (sowie Ermöglichung, dass die \r\nÜbererfüllung aus 2025 im Jahr 2026 genutzt werden kann, um die Übererfüllung nicht weiter \r\nbis 2027 zu erhöhen), in 2027 von 19 % (um den Überhang seit 2024 abzubauen), gefolgt von \r\neinem linearen Anstieg des Ziels in 2028 auf 21% und in 2029 auf 23%.\r\n• Eine Abschaffung der Doppelanrechnung für fortschrittliche Biokraftstoffe wird ausdrücklich \r\nunterstützt. Um rückwirkende Auswirkungen zu vermeiden, ist eine Bestandsschutzregelung für \r\nfortschrittliche Biokraftstoffe erforderlich, die vor dem Verpflichtungsjahr 2026 in Verkehr \r\ngebracht wurden.\r\n• Die Einführung einer THG-Quote im Marinesektor sowie die Nichtübertragbarkeit von THG\u0002Einsparungen im Marinesektor auf andere Sektoren wird unterstützt.\r\nZertifizierungs- und Kontrollsysteme \r\n• Robuste und vertrauenswürdige Zertifizierungs- und Kontrollprozesse der erneuerbaren \r\nKraftstoffe sind eine Grundvoraussetzung für eine wirksame und glaubhafte Dekarbonisierung im \r\nTransportbereich. Eine Stärkung dieser Prozesse wird daher ausdrücklich unterstützt. Nur so \r\nkönnen die ambitionierten Ziele der THG-Quote erfüllt und gleichzeitig Investitionssicherheit für \r\ndie Industrie gewährleistet werden.\r\n• Vor-Ort-Kontrollen (Audits) durch unabhängige Zertifizierungsstellen sind bereits heute Teil der \r\nstandardisierten Zertifizierungsprozesse. Die im Referentenentwurf vorgesehenen „Witness \r\nAudits“ zur Überprüfung der Arbeit der Zertifizierungsstellen bei Produktionsanlagen von \r\nBiokraftstoffen sowie RFNBOs stellen eine sinnvolle Ergänzung dar. Eine zwingende \r\nVerpflichtung, dass Mitarbeiter einer europäische Behörde Vor-Ort-Kontrollen in Drittstaaten\r\ndurchführen müssen, könnte jedoch zu einer massiven Einschränkung bei Importen von \r\nerneuerbaren Kraftstoffen aller Art führen. Behördenmitarbeiter eines Landes benötigen für die \r\nDurchführung von Vor-Ort Kontrollen in einem anderen Land die Zustimmung des jeweiligen \r\nLandes. Da jedoch nicht sichergestellt ist, dass Drittstaaten Vor-Ort-Kontrollen durch Mitarbeiter \r\nvon Behörden anderen Staaten erlauben (unabhängig vom Willen des Anlagenbetreibers, diese \r\nbehördlichen Vor-Ort-Kontrollen zu ermöglichen), sollten diese Witness Audits auch durch \r\n3\r\nunabhängige Zertifizierungsstellen („Dritte“, speziell akkreditierte/anerkannte Prüfgesellschaften \r\nund erfahrene Auditoren, ohne Verbindung zu der zu kontrollierenden Zertifizierungsstelle) im \r\nAuftrag der zuständigen Behörden durchgeführt werden können. Die zuständigen Behörden \r\nsollten auch berechtigt sein, die von ihnen anerkannten/akkreditierten Zertifizierungsstelle zur \r\nDurchführung zusätzlicher Ad-hoc-Audits (d. h. keine Witness Audits) zu verpflichten, wenn \r\nAnhaltspunkte für Betrug vorliegen. Gleichzeitig sollte im Gesetz klar definiert werden, was mit \r\n„Vor-Ort-Kontrollen ermöglichen“ gemeint ist.\r\n• Neue Anforderungen an die Zertifizierung von erneuerbaren Kraftstoffen (z. B. Witness Audits) \r\nkönnen nur für Kraftstoffe gelten, die ab Inkrafttreten des Gesetzes produziert werden, um einen \r\nplanbaren Übergang zu ermöglichen. Weiterhin sollte eine angemessene Übergangsfrist zur \r\nImplementierung der neuen Anforderungen, nicht zuletzt auf Behördenseite, sichergestellt \r\nwerden.\r\n• Nachdrücklich gefordert wird eine zeitnahe Einführung der Unionsdatenbank (UDB) sowie eine \r\nbidirektionale Anbindung der UDB an Nabisy spätestens im Jahr 2027. Damit einhergehend wird \r\neine Harmonisierung der Produktbezeichnungen zwischen UDB und Nabisy gefordert. \r\nRohstoffe und Technologien \r\n• In Deutschland gibt es derzeit verschiedene Einschränkungen bezüglich Rohstoffen und \r\nTechnologien, die die Wettbewerbsfähigkeit des Standorts Deutschland begrenzen. Diese \r\nEinschränkungen gilt es im Sinne eines technologie- und rohstoffoffenen Ansatzes weitestgehend \r\nabzubauen. Dies wäre ein wichtiger Schritt für ein europäisches Level Playing Field.\r\n• Alle RED III-konformen und zertifiziert nachhaltigen Roh- und Kraftstoffe müssen uneingeschränkt \r\nauf die THG-Quote anrechenbar sein – inklusive Sojaöl, Rest- und Abfallstoffen des Anbaus von \r\nÖlpalmen und der Palmölproduktion, Tierfette der Kategorie 3 sowie biogener Wasserstoff und \r\nRecycled Carbon Fuels (RCFs). Ihre Nichtanrechenbarkeit führt zu Wettbewerbsverzerrungen im \r\nEU-Binnenmarkt, verhindert eine Harmonisierung der Anforderungen und erschwert eine \r\nkosteneffiziente Erfüllung der Quote.\r\n• Analog zu den Bestimmungen der RED III sollte die Mitverarbeitung biogener Öle in Raffinerien \r\n(Co-Processing) gemeinsam mit fossilen Komponenten uneingeschränkt auf die nationalen \r\nQuoten anrechenbar sein. Die Anrechnung mitverarbeiteter biogener Öle sollte auf Grundlage \r\nder in der Delegierten Verordnung (EU) 2023/1640 zulässigen Verfahren und anerkannten \r\nZertifierungssysteme erfolgen und nicht auf den Anteil der biogenen Öle, die als Bestandteil des \r\nKraftstoffs in Verkehr gebracht werden, beschränkt sein.\r\n• Sollte es entgegen unseres Vorschlags nicht zu einem Abbau von Einschränkungen oder sogar zu \r\nweiteren Einschränkungen kommen, bedarf es einer angemessenen Übergangsfrist bzw. einer \r\nBestandsschutzregelung („grandfathering“) für Kraftstoffe, die bereits vor Inkrafttreten des \r\nGesetzes produziert wurden. Wenn das Gesetz rückwirkend angewendet wird, sollten\r\nEinschränkungen nur mit einer Übergangsfrist von mindestens 3 Monaten in Kraft treten.\r\n4\r\nRFNBO \r\n• Die Einführung einer RFNBO-Unterquote wird begrüßt. Jedoch sind die vorgeschlagenen Ziele \r\nsehr ambitioniert und angesichts der zurzeit unzureichenden Verfügbarkeit von RFNBOs besteht \r\ndie Sorge, dass sie nicht erfüllt werden können. Daher schlagen wir für das Jahr 2026 eine Quote \r\nin Höhe von 0,05 % vor. Gleichzeitig sollte ein Mechanismus geschaffen werden, mit dem \r\nRFNBO-Mengen, die bereits in 2025 in Verkehr gebracht wurden, auf das Ziel in 2026 \r\nangerechnet werden können.\r\n• Der vorgeschlagene Zielpfad für eine RFNBO-Unterquote sollte im Juli 2028 überprüft und mit \r\ndem tatsächlichen Markthochlauf von RFNBOs abgeglichen und gegebenenfalls angepasst \r\nwerden.\r\n• Um die Integration des Verkehrs- und Energiesystems weiter zu stärken, sollten die Kriterien für \r\ndie Nutzung von Strom aus erneuerbaren Energiequellen erweitert werden. Dies bedeutet, dass \r\ndie geografischen Kriterien auf die Gebotszone ausgeweitet werden, während die zeitliche \r\nKorrelation an die Anforderungen für RFNBOs angeglichen werden sollte, d.h. eine monatliche \r\nAnpassung in der Hochlaufphase sollte möglich sein.\r\nAdministrative Prozesse \r\n• Um das Reporting zu vereinfachen, sollte eine elektronische Einreichung des Quotenantrags\r\neinschließlich der Nabisy-Nachhaltigkeitsnachweise ermöglicht werden.\r\n• Neben der gesetzlichen Ausgestaltung muss auch der zusätzliche administrative Aufwand für die \r\nzuständigen Bundesministerien und Behörden bedacht werden. Transparente Prozesse, \r\nverwaltungstechnische Verfahren, und inhaltliche Nachfragen der betroffenen Unternehmen \r\nmüssen sichergestellt bzw. zeitnah und verbindlich bearbeitet werden können. Dies gilt \r\ninsbesondere im Hinblick auf die Einführung der Unionsdatenbank und zusätzliche \r\nAnforderungen an die Zertifizierungsprozesse.\r\nAnrechnung von Strom \r\n• Bei der E-Mobilität sollte die Unterscheidung zwischen öffentlichem und privatem Laden\r\nvereinfacht werden, indem der Schwerpunkt auf die tatsächlich an den Verkehr abgegebenen \r\nkWh gelegt wird (derzeitiger öffentlicher Lademodus), auch wenn sich das Ladegerät an einem \r\nhalböffentlichen Standort befindet. Das entscheidende Kriterium hierfür sollte sein, dass die \r\nAnforderungen für öffentliche Ladeinfrastruktur erfüllt sind (z.B. Konformität mit Mess- und \r\nEichrecht). \r\n• Eine Methodik im Einklang mit RED III (183 g fossiler Referenzwert) und die Abschaffung des EV\u0002Multiplikators wird unterstützt. Die derzeitige Berechnungsmethode bezieht die \r\nAntriebsstrangeffizienz von 0,4 mit ein, die sich aus Richtlinie (EU) 2015/652 zur Festlegung von \r\nBerechnungsverfahren gemäß Artikel 7a der Kraftstoffqualitätsrichtlinie 98/70/EG (FQD) ergibt. \r\nWie in der Begründung zu Nummer 2 (§ 3) des RefE beschrieben, wurde der Artikel 7a der FQD\r\naufgehoben und die Vorgaben zur Treibhausgasminderungen bei Kraftstoffen sollen nunmehr \r\neinzig durch die RED III festgelegt werden.\r\n5\r\nCautionary Note \r\nThe companies in which Shell plc directly and indirectly owns investments are separate legal entities. In this document “Shell”, “Shell Group” and “Group” are \r\nsometimes used for convenience where references are made to Shell plc and its subsidiaries in general. Likewise, the words “we”, “us” and “our” are also used to \r\nrefer to Shell plc and its subsidiaries in general or to those who work for them. These terms are also used where no useful purpose is served by identifying the particular \r\nentity or entities. ‘‘Subsidiaries’’, “Shell subsidiaries” and “Shell companies” as used in this document refer to entities over which Shell plc either directly or indirectly \r\nhas control. The term “joint venture”, “joint operations”, “joint arrangements”, and “associates” may also be used to refer to a commercial arrangement in which \r\nShell has a direct or indirect ownership interest with one or more parties. The term “Shell interest” is used for convenience to indicate the direct and/or indirect \r\nownership interest held by Shell in an entity or unincorporated joint arrangement, after exclusion of all third-party interest. \r\nForward-Looking Statements \r\nThis document contains forward-looking statements (within the meaning of the U.S. Private Securities Litigation Reform Act of 1995) concerning the financial condition, \r\nresults of operations and businesses of Shell. All statements other than statements of historical fact are, or may be deemed to be, forward-looking statements. Forward\u0002looking statements are statements of future expectations that are based on management’s current expectations and assumptions and involve known and unknown \r\nrisks and uncertainties that could cause actual results, performance or events to differ materially from those expressed or implied in these statements. Forward-looking \r\nstatements include, among other things, statements concerning the potential exposure of Shell to market risks and statements expressing management’s expectations, \r\nbeliefs, estimates, forecasts, projections and assumptions. These forward-looking statements are identified by their use of terms and phrases such as “aim”; “ambition”; \r\n‘‘anticipate’’; ‘‘believe’’; “commit”; “commitment”; ‘‘could’’; ‘‘estimate’’; ‘‘expect’’; ‘‘goals’’; ‘‘intend’’; ‘‘may’’; “milestones”; ‘‘objectives’’; ‘‘outlook’’; ‘‘plan’’; ‘‘prob\u0002ably’’; ‘‘project’’; ‘‘risks’’; “schedule”; ‘‘seek’’; ‘‘should’’; ‘‘target’’; ‘‘will’’; “would” and similar terms and phrases. There are a number of factors that could affect the \r\nfuture operations of Shell and could cause those results to differ materially from those expressed in the forward-looking statements included in this document, including \r\n(without limitation): (a) price fluctuations in crude oil and natural gas; (b) changes in demand for Shell’s products; (c) currency fluctuations; (d) drilling and production \r\nresults; (e) reserves estimates; (f) loss of market share and industry competition; (g) environmental and physical risks; (h) risks associated with the identification of \r\nsuitable potential acquisition properties and targets, and successful negotiation and completion of such transactions; (i) the risk of doing business in developing \r\ncountries and countries subject to international sanctions; (j) legislative, judicial, fiscal and regulatory developments including regulatory measures addressing climate \r\nchange; (k) economic and financial market conditions in various countries and regions; (l) political risks, including the risks of expropriation and renegotiation of the \r\nterms of contracts with governmental entities, delays or advancements in the approval of projects and delays in the reimbursement for shared costs; (m) risks associ\u0002ated with the impact of pandemics, such as the COVID-19 (coronavirus) outbreak, regional conflicts, such as the Russia-Ukraine war, and a significant cybersecurity \r\nbreach; and (n) changes in trading conditions. No assurance is provided that future dividend payments will match or exceed previous dividend payments. All forward\u0002looking statements contained in this document are expressly qualified in their entirety by the cautionary statements contained or referred to in this section. Readers \r\nshould not place undue reliance on forward-looking statements. Additional risk factors that may affect future results are contained in Shell plc’s Form 20-F for the \r\nyear ended December 31, 2023 (available at www.shell.com/investors/news-and-filings/sec-filings.html and www.sec.gov). These risk factors also expressly qualify \r\nall forward-looking statements contained in this document and should be considered by the reader. Each forward-looking statement speaks only as of the date of \r\nthis document, July 09, 2025. Neither Shell plc nor any of its subsidiaries undertake any obligation to publicly update or revise any forward-looking statement as a \r\nresult of new information, future events or other information. In light of these risks, results could differ materially from those stated, implied or inferred from the forward\u0002looking statements contained in this document.\r\nShell’s Net Carbon Intensity\r\nAlso, in this document we may refer to Shell’s “Net Carbon Intensity” (NCI), which includes Shell’s carbon emissions from the production of our energy products, our \r\nsuppliers’ carbon emissions in supplying energy for that production and our customers’ carbon emissions associated with their use of the energy products we sell. \r\nShell’s NCI also includes the emissions associated with the production and use of energy products produced by others which Shell purchases for resale. Shell only \r\ncontrols its own emissions. The use of the terms Shell’s “Net Carbon Intensity” or NCI are for convenience only and not intended to suggest these emissions are those \r\nof Shell plc or its subsidiaries.\r\nShell’s net-zero emissions target\r\nShell’s operating plan, outlook and budgets are forecasted for a ten-year period and are updated every year. They reflect the current economic environment and \r\nwhat we can reasonably expect to see over the next ten years. Accordingly, they reflect our Scope 1, Scope 2 and NCI targets over the next ten years. However, \r\nShell’s operating plans cannot reflect our 2050 net-zero emissions target, as this target is currently outside our planning period. In the future, as society moves \r\ntowards net-zero emissions, we expect Shell’s operating plans to reflect this movement. However, if society is not net zero in 2050, as of today, there would be \r\nsignificant risk that Shell may not meet this target. \r\nForward-Looking non-GAAP measures\r\nThis document may contain certain forward-looking non-GAAP measures such as [cash capital expenditure] and [divestments]. We are unable to provide a recon\u0002ciliation of these forward-looking non-GAAP measures to the most comparable GAAP financial measures because certain information needed to reconcile those non\u0002GAAP measures to the most comparable GAAP financial measures is dependent on future events some of which are outside the control of Shell, such as oil and gas \r\nprices, interest rates and exchange rates. Moreover, estimating such GAAP measures with the required precision necessary to provide a meaningful reconciliation is \r\nextremely difficult and could not be accomplished without unreasonable effort. Non-GAAP measures in respect of future periods which cannot be reconciled to the \r\nmost comparable GAAP financial measure are calculated in a manner which is consistent with the accounting policies applied in Shell plc’s consolidated financial \r\nstatements.\r\nThe contents of websites referred to in this document do not form part of this document.\r\nWe may have used certain terms, such as resources, in this document that the United States Securities and Exchange Commission (SEC) strictly prohibits us from \r\nincluding in our filings with the SEC. Investors are urged to consider closely the disclosure in our Form 20-F, File No 1-32575, available on the SEC website \r\nwww.sec.gov. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Appell aus der Biokraftstoffbranche \r\nAm 19.06.2025 hat das BMUKN den Entwurf eines zweiten Gesetzes zur \r\nWeiterentwicklung der Treibhausgasminderungsquote vorgelegt und die \r\nVerbändeanhörung gestartet. Aktuell ist die Zeitschiene der Umsetzung für \r\nMarkteilnehmer sehr ungewiss, die Befassung des Kabinetts mit dem Gesetzesentwurf \r\nwurde mehrfach verschoben. \r\nDie verpflichteten Unternehmen brauchen jetzt Rechtssicherheit \r\nUm die Treibhausgasquote und die jeweiligen rechtlichen Vorgaben im Jahr 2026 effizient \r\nund kostengünstig umzusetzen, benötigen die Marktteilnehmer klare Zeitvorgaben und \r\nausreichend Zeit zur Umsetzung, insbesondere angesichts bedeutender Veränderungen \r\nauf dem Markt aufgrund erhöhter Ambition und der Abschaffung der Doppelzählung für \r\nfortschrittliche Biokraftstoffe. Die einjährige Laufzeit von Kraftstoffverträgen erfordert \r\numfangreiche Planung und Vorbereitung vor Jahresbeginn, um eine effektive Umsetzung \r\nund Kraftstofflieferung an den Endkunden zu gewährleisten.\r\nDie Abschaffung der Doppelzählung für fortschrittliche Biokraftstoffe ist ein \r\nentscheidendes Element zur Stärkung der Robustheit des Systems\r\nWir empfehlen daher, diese Maßnahme unverzüglich umzusetzen, damit sie ab Januar \r\n2026 in Kraft treten kann, mit rückwirkender Anwendung für den Fall, dass sich der \r\npolitische Prozess weiter verzögert. Durch die rasche Umsetzung können die \r\nVerpflichteten die notwendigen Maßnahmen zur Einhaltung der Vorschriften ergreifen und \r\nder Markt sich rechtzeitig anpassen.\r\nAlternativ bitten wir um Klarstellung des BMUKN, dass die Abschaffung der \r\nDoppelzählung zum 1.1.2026 vorgenommen wird. Die vom Kabinett am 19.11.2025 \r\nbeschlossene Formulierungshilfe zur Abschaffung der nationalen PtL- Quote ist hier ein \r\nBeispiel, bei welchem erkannt wurde, wie zeitkritisch eine Entscheidung und Klarstellung \r\nist. Diese Klarheit wünschen wir uns auch für die Abschaffung der Doppelzählung zum \r\n1.1.2026."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Verkehr (BMV)","shortTitle":"BMV","url":"https://bmdv.bund.de/DE/Home/home.html","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":"2025-11-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0004799","regulatoryProjectTitle":"Novellierung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (§37a ff BImSchG) - THG-Quote","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/e6/36/695830/Stellungnahme-Gutachten-SG2602170025.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":"Appell der Kraftstoffbranche zur Umsetzung der RED 3\r\n\r\nAm 10.12.2025 wurde der Entwurf eines zweiten Gesetzes zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungsquote (THG-Quote) zur Umsetzung der RED 3 vom Bundeskabinett verabschiedet. Dieser Entwurf beinhaltete bereits zahlreiche wichtige Änderungen am THG-Quotensystem, wie z.B. die Abschaffung der Doppelanrechnung aller fortschrittlicher Biokraftstoffe ab dem 01.01.2026 ohne Ausnahmen, die entsprechend umgesetzt werden sollten. Für die Industrie ist nun eine zügige Umsetzung des Entwurfes in verbindliches Recht unter weiterer Berücksichtigung unter anderem der folgenden Punkte entscheidend, um Planbarkeit und Rechtssicherheit zu erhalten:\r\n\r\nQuote 2027 anheben, um hohe Überträge aus den Vorjahren abzubauen\r\n\r\nDie hohen Übererfüllungen der THG-Quote aus den vergangenen Jahren erfordern ein ambitionierteres Ziel im Jahr 2027 um die Stabilität der THG-Quote zu gewährleisten. Wir fordern daher:\r\n\r\nDie THG-Quote für das Jahr 2027 zu erhöhen, z. B. von 16% auf 17.5% \r\n\r\nKlare sektorale Abgrenzung: Jeder Verkehrsträger muss zur Dekarbonisierung beitragen\r\n\r\nDie RED 3 - Transportsektoren Straße, Schifffahrt und Flugverkehr sollten getrennt voneinander verpflichtet werden, damit jeder Sektor individuell zur Dekarbonisierung beiträgt. Um sicherzustellen, dass die THG-Minderung nicht vom Straßenverkehr auf die Schifffahrt verlagert wird, sollte klargestellt werden, dass die THG-Quote nicht durch Energieerzeugnisse erfüllt werden kann, die in der Schifffahrt eingesetzt  wurden. Wir sprechen uns aus für:\r\n\r\nEine eindeutige Regelung, dass die THG Quote nicht über Erfüllungsoptionen erfüllt werden kann, die im Schiffsverkehr eingesetzt werden; auch nicht durch die freiwillige Versteuerung steuerfreier Schifffahrtskraftstoffmengen.\r\n\r\nSchlussfolgerung\r\n\r\nWir appellieren an den Gesetzgeber, diese Punkte zu berücksichtigen und prioritär umzusetzen. Nur ein planbares, robustes und ambitioniertes THG-Quotensystem ermöglicht die Erreichung der Klimaziele, Investitionssicherheit und Marktstabilität.\r\n\r\nBerlin, 10. Februar 2026"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Verkehr (BMV)","shortTitle":"BMV","url":"https://bmdv.bund.de/DE/Home/home.html","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":"2026-02-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0004799","regulatoryProjectTitle":"Novellierung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (§37a ff BImSchG) - THG-Quote","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/f7/48/695832/Stellungnahme-Gutachten-SG2602170026.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":"Die THG-Quote 2026+\r\nAmbitionierte Ziele für eine beschleunigte Dekarbonisierung im Verkehr\r\nVorschläge von Shell\r\n\r\nDie Weiterentwicklung der THG-Quote im Zuge der RED-III-Umsetzung ist ein entscheidender Hebel, um den Markthochlauf erneuerbarer Energien im Verkehr spürbar zu beschleunigen. Damit die Quote ihre volle Wirkung entfalten kann, braucht es aber mehr als ambitionierte Ziele: Es braucht einen verlässlichen, klar strukturierten Rahmen, der Investitionen und Innovationen ermöglicht. Der vom Bundeskabinett im Dezember 2025 beschlossene Gesetzentwurf setzt wichtige Impulse – etwa mit der Fortführung der THG-Quote über 2030 hinaus, der Abschaffung der Doppelanrechnung von fortschrittlichen Biokraftstoffen und der Einführung einer RFNBO-Unterquote. Gleichzeitig sind noch gezielte Anpassungen am Entwurf notwendig, um die vorgesehenen Maßnahmen in ihrer Wirkung zu stärken und einen realistischen, praxistauglichen und technologieoffenen Hochlauf sicherzustellen.\r\n\r\n1. Rechtssicherheit und Planbarkeit bei der Umsetzung\r\n\r\nEine zeitnahe und rechtssichere Umsetzung der RED III ab dem Verpflichtungsjahr 2026 ist entscheidend für die Stabilisierung des THG-Quotenmarkts. Da der Gesetzgebungsprozess nicht bis zum Jahreswechsel abgeschlossen werden konnte, ist für dieses Jahr ausnahmsweise eine rückwirkende Anwendung ab dem 01.01.2026 erforderlich, um Marktverwerfungen und Planungsrisiken zu vermindern. Gleiches gilt für die Umsetzung der EU-Verordnung „ReFuelEU Aviation“. Diese Notwendigkeit ergibt sich, da alle Marktteilnehmer wesentliche Entscheidungen zur Quotenerfüllung bereits vor Monaten treffen mussten.\r\nFür die kommenden Jahre braucht es klare und verlässliche Regeln ohne rückwirkende Effekte. So sollten Gesetzesänderungen grundsätzlich erst ab dem folgenden Verpflichtungsjahr gelten. Nur so entsteht der stabile Pla-nungshorizont, den die Industrie für Investitionen, Produktionsentscheidungen und die Erfüllung der Quote benötigt. Rückwirkende Effekte sollten nur in eng begrenzten Ausnahmefällen zulässig sein und frühzeitig sowie mit einer angemessenen Übergangsfrist angekündigt werden.\r\n\r\n2. Ambitionierte sektorspezifische Ziele und klare Quotenstruktur\r\n\r\nWir sprechen uns für eine ambitioniertere Anhebung des THG-Minderungsziels in den Jahren 2027-2029 aus. Für das Verpflichtungsjahr 2027 schlagen wir ein Ziel von 18% vor, um die seit 2024 aufgebaute Übererfüllung der Quote abzubauen. In den Jahren 2028 und 2029 sollte das Ziel linear steigen, um das im Entwurf vorgesehene Ziel von 25% im Jahr 2030 zu erreichen.\r\nDie RED-III-Transportsektoren sollten klar voneinander getrennt verpflichtet werden, damit jeder Sektor individuell zur Dekarbonisierung beiträgt. Die THG-Minderung sollte tatsächlich im Straßenverkehr erzielt werden und nicht in andere Sektoren ausweichen, etwa in die Seeschifffahrt durch eine freiwillige Versteuerung steuerfreier Schifffahrtkraftstoffe. Daher sollte eindeutig festgelegt werden, dass die THG-Quote nicht durch Energieerzeugnisse erfüllt werden kann, die im internationalen Seeverkehr eingesetzt werden.\r\nWir begrüßen, dass mit dem vom Kabinett beschlossenen Entwurf der Luftverkehr grundsätzlich nicht mehr unter der THG-Quote verpflichtet wird, sodass ausschließlich eine Verpflichtung durch die ReFuelEU Aviation besteht. Da die ReFuelEU Aviation jedoch keinen linearen Anstieg der SAF-Beimischungspflicht vorsieht, könnte ein begrenzter „Opt-in“ in die THG-Quote einen zusätzlichen Anreiz für den Hochlauf von nachhaltigen Flugkraftstoffen (SAF) schaffen. Dies sollte jedoch nur für Mengen gelten, die über die ReFuelEU-Verpflichtung hinaus in Verkehr gebracht werden. Dieser Opt-in sollte außerdem durch eine angemessene Erhöhung des Ambitionsniveaus der THG-Quote berücksichtigt und mit einem Cap in niedriger einstelliger Höhe begrenzt werden, z.B. auf die Erfüllung von maximal 1% der THG-Quote mit SAF.\r\nFür den Luftverkehr sollte ausdrücklich klargestellt werden, dass erneuerbare Flugkraftstoffe, die per Pipeline zu Flughäfen in Deutschland transportiert werden, auf die ReFuelEU-Verpflichtung angerechnet werden können – analog zu bestehenden Massenbilanzregelungen für Biogas und Wasserstoff im Gasnetz.\r\nDie Abschaffung der Doppelanrechnung für fortschrittliche Biokraftstoffe ab dem Verpflichtungsjahr 2026 begrüßen wir ausdrücklich – ebenso wie die Bestandsschutzregelung für die Doppelanrechnung von fortschrittlichen Biokraftstoffen, die vor dem Verpflichtungsjahr 2026 in Verkehr gebracht wurden.\r\n\r\n3. Robuste Zertifizierungs- und Kontrollsysteme\r\n\r\nVerlässliche Zertifizierungs- und Kontrollprozesse sind entscheidend, um das Vertrauen in erneuerbare Kraftstoffe zu stärken und die Investitionssicherheit für neue Projekte zu gewährleisten. Die im Entwurf vorgeschlagenen Maßnahmen werden grundsätzlich unterstützt – sie erscheinen jedoch teilweise nicht praxistauglich und könnten Importe von Biokraftstoffen und RFNBOs aus einer derzeit unbekannten Anzahl von Ländern beeinträchtigen.\r\nVor‑Ort‑Audits durch unabhängige Zertifizierungsstellen sind bereits Standard. Zusätzliche Vor-Ort-Kontrollen bei Produktionsanlagen von Biokraftstoffen und RFNBOs zur Überwachung der Arbeit der Zertifizierungsstellen sind eine sinnvolle Ergänzung. Die Ermöglichung von Vor-Ort‑ Kontrollen durch Behördenvertreter eines EU-Mitgliedstaates in Drittstaaten erscheint jedoch problematisch, da unklar ist, welche Drittstaaten solche Kontrollen überhaupt zulassen. Dies könnte in der Praxis zu Importhemmnissen oder faktischen Importverboten führen. Ebenso ist ungeklärt, welche EU-Behörde zuständig wäre, falls die zu überprüfende Zertifizierungsstelle ihren Sitz außerhalb der EU hat. Zu diesen Punkten braucht die Industrie schnellstmöglich Klarheit. Zudem sollte genau definiert sein, was im Gesetz unter der „Ermöglichung“ von Vor-Ort-Kontrollen zu verstehen ist.\r\nVor-Ort-Kontrollen sollten daher auch im Auftrag der Behörden von unabhängigen, qualifizierten und anerkannten Zertifizierungsstellen durchgeführt werden können. Behörden sollten zusätzliche Ad‑hoc‑Audits anordnen können, wenn Unregelmäßigkeiten vermutet werden. \r\nDie zeitnahe Einführung der Unionsdatenbank (UDB) ist aus unserer Sicht unerlässlich, um die Integrität des Gesamtsystem zu stärken, da sie die gesamte Lieferkette – nicht nur die Produktion erneuerbarer Kraftstoffe – abdeckt. Mit der UDB wird die Transparenz für relevante Kontrollinstanzen (EU-Kommission, nationale Behörden und Zertifizierungsstellen) deutlich erhöht und eine schnelle Reaktion bei Unregelmäßigkeiten oder Verdachtsfällen ermöglicht. Deutschland sollte sich daher auf europäischer Ebene aktiv für eine zügige Einführung der UDB einsetzen. Shell fordert zudem eine bidirektionale Anbindung an die nationale Datenbank Nabisy bis spätestens 2027, einschließlich einer Harmonisierung der Produktbezeichnungen.\r\n\r\n4. Einsatz von allen RED III-konformen Rohstoffen und Technologien\r\n\r\nIn Deutschland gibt es derzeit verschiedene Einschränkungen bei Rohstoffen bzw. Technologien, welche die Wettbewerbsfähigkeit des Industriestandorts Deutschland beeinträchtigen. Diese Einschränkungen gilt es im Sinne eines technologieoffenen Ansatzes abzubauen.\r\nAlle RED III-konformen und zertifiziert nachhaltigen Roh- und Kraftstoffe sollten uneingeschränkt auf die THG-Quote anrechenbar sein. Dies umfasst tierische Fette und Öle, Rest- und Abfallstoffe aus dem Anbau von Ölpalmen und der Palmölproduktion sowie biogenen Wasserstoff und Recycled Carbon Fuels (RCFs). Die aktuelle Nicht-Anrechenbarkeit bzw. eingeschränkte Anrechenbarkeit führt zu Wettbewerbsverzerrungen im EU-Binnenmarkt und begrenzt die Möglichkeiten einer kosteneffizienten Quotenerfüllung.\r\nFür die Verarbeitung biogener Öle gemeinsam mit mineralölstämmigen Komponenten (Co-Processing) sollten ebenfalls alle RED III-konformen Rohstoffe uneingeschränkt auf die nationale Quote anrechenbar sein.\r\n\r\n5. Erneuerbare Kraftstoffe nicht-biogenen Ursprungs (RFNBO)\r\n\r\nDer RFNBO-Markt steht ganz am Anfang: Geringe Produktionskapazitäten, fehlende Skaleneffekte und neu entstehende Wertschöpfungs- und Lieferketten unterscheiden ihn deutlich von etablierten erneuerbaren Kraftstoffen. Deshalb braucht es zu Beginn ein höheres Maß an Flexibilität.\r\nZur Vermeidung einer Benachteiligung früher Investitionen („First-Mover“) sollte daher die Anrechnung von bereits im Jahr 2025 in Verkehr gebrachten RFNBO-Mengen auf die ab 2026 geltende RFNBO‑Unterquote ermöglicht werden.\r\nDer Zielpfad für die RFNBO-Unterquote sollte im Juli 2028 mit dem tatsächlichen Markthochlauf abgeglichen und bei Bedarf angepasst werden.\r\nDie Kriterien zur Nutzung von Strom aus erneuerbaren Quellen sollten vereinfacht werden, um die Integration des Verkehrs- und des Energiesystems zu verbessern. Hierzu sollten die Kriterien in Bezug auf „Additionalitätsanforderungen“ über den 31.12.2027 hinaus verlängert werden. Auf die Einführung der „stündlichen Korrelation“ ab dem 01.01.2030 sollte verzichtet werden. Eine monatliche Korrelation sollte weiterhin Anwendung finden.\r\nDie Zertifizierung von RFNBOs durch hierfür von der EU-Kommission anerkannte Zertifizierungssysteme sollte ausreichend sein. Darüberhinausgehende Anforderungen auf nationaler Ebene, die sich nicht aus den europäischen Anforderungen ergeben, sollten vermieden werden, um den Hochlauf von RFNBOs in Deutschland nicht auszubremsen.\r\n\r\n6. Anrechnung von Ladestrom\r\n\r\nDie THG-Quote ist ein wichtiger Anreiz für die Elektrifizierung des Straßenverkehrs, insbesondere des Straßengüterverkehrs. Auf die THG-Quote können dabei grundsätzlich nur Strommengen aus öffentlichen Ladepunkten angerechnet werden. Für eine verlässliche und planbare Anrechenbarkeit von Ladestrom bedarf es daher einer einheitlichen, flexiblen und möglichst einfachen Definition des Öffentlichkeitsstatus von Ladepunkten. Hierbei sollten die im Straßengüterverkehr üblicherweise genutzten Reservierungssysteme besonders berücksichtigt werden.\r\nLadestrom aus Ladeeinrichtungen, die nur zeitweise oder teilweise öffentlich zugänglich sind, sollte anteilig auf die THG-Quote angerechnet werden können – sofern die technischen Anforderungen für öffentliche Ladepunkte erfüllt sind (z.B. Konformität mit Mess- und Eichrecht).\r\n\r\n7. Einfache administrative Prozesse und leistungsfähige Verwaltung\r\n\r\nDie Mitteilungspflicht gegenüber der zuständigen Behörde nach § 37c (1) BImSchG sollte vollständig digitalisiert werden, um das Verfahren zu vereinfachen und zu beschleunigen. Hierfür sollte die elektronische Einreichung des Quotenantrags einschließlich der Nabisy-Nachhaltigkeitsnachweise anstelle der bisherigen Papierform ermöglicht werden.\r\nBei der gesetzlichen Ausgestaltung sollte auch der zusätzliche administrative Aufwand für die zuständigen Bundesministerien und Behörden bedacht werden. Transparente Prozesse im verwaltungstechnischen Verfahren sollten sichergestellt werden. Inhaltliche Rückfragen verpflichteter Unternehmen sollten zügig und verbindlich beantwortet werden, insbesondere mit Blick auf die Unionsdatenbank, ReFuelEU Aviation und neue Anforderungen an Zertifizierungen.\r\n\r\n\r\nCautionary Note\r\nThe companies in which Shell plc directly and indirectly owns investments are separate legal entities. In this document “Shell”, “Shell Group” and “Group” are sometimes used for convenience where references are made to Shell plc and its subsidiaries in general. Likewise, the words “we”, “us” and “our” are also used to refer to Shell plc and its subsidiaries in general or to those who work for them. These terms are also used where no useful purpose is served by identifying the particular entity or entities. “Subsidiaries”, “Shell subsidiaries” and “Shell companies” as used in this document refer to entities over which Shell plc either directly or indirectly has control. The term “joint venture”, “joint operations”, “joint arrangements”, and “associates” may also be used to refer to a commercial arrangement in which Shell has a direct or indirect ownership interest with one or more parties. The term “Shell interest” is used for convenience to indicate the direct and/or indirect ownership interest held by Shell in an entity or unincorporated joint arrangement, after exclusion of all third-party interest. \r\n\r\nForward-Looking Statements\r\nThis document contains forward-looking statements (within the meaning of the U.S. Private Securities Litigation Reform Act of 1995) concerning the financial condition, results of operations and businesses of Shell. All statements other than statements of historical fact are, or may be deemed to be, forward-looking statements. Forward-looking statements are statements of future expectations that are based on management’s current expectations and assumptions and involve known and unknown risks and uncertainties that could cause actual results, performance or events to differ materially from those expressed or implied in these statements. Forward-looking statements include, among other things, statements concerning the potential exposure of Shell to market risks and statements expressing management’s expectations, beliefs, estimates, forecasts, projections and assumptions. These forward-looking statements are identified by their use of terms and phrases such as “aim”; “ambition”; “anticipate”; “believe”; “commit”; “commitment”; “could”; “estimate”; “expect”; “goals”; “intend”; “may”; “milestones”; “objectives”; “outlook”; “plan”; “probably”; “project”; “risks”; “schedule”; “seek”; “should”; “target”; “will”; “would” and similar terms and phrases. There are a number of factors that could affect the future operations of Shell and could cause those results to differ materially from those expressed in the forward-looking statements included in this document, including (without limitation): (a) price fluctuations in crude oil and natural gas; (b) changes in demand for Shell’s products; (c) currency fluctuations; (d) drilling and production results; (e) reserves estimates; (f) loss of market share and industry competition; (g) environmental and physical risks; (h) risks associated with the identification of suitable potential acquisition properties and targets, and successful negotiation and completion of such transactions; (i) the risk of doing business in developing countries and countries subject to international sanctions; (j) legislative, judicial, fiscal and regulatory developments including regulatory measures addressing climate change; (k) economic and financial market conditions in various countries and regions; (l) political risks, including the risks of expropriation and renegotiation of the terms of contracts with governmental entities, delays or advancements in the approval of projects and delays in the reimbursement for shared costs; (m) risks associated with the impact of pandemics, such as the COVID-19 (coronavirus) outbreak, regional conflicts, such as the Russia-Ukraine war, and a significant cybersecurity breach; and (n) changes in trading conditions. No assurance is provided that future dividend payments will match or exceed previous dividend payments. All forward-looking statements contained in this document are expressly qualified in their entirety by the cautionary statements contained or referred to in this section. Readers should not place undue reliance on forward-looking statements. Additional risk factors that may affect future results are contained in Shell plc’s Form 20-F for the year ended December 31, 2024 (available at www.shell.com/investors/news-and-filings/sec-filings.html and www.sec.gov). These risk factors also expressly qualify all forward-looking statements contained in this document and should be considered by the reader. Each forward-looking statement speaks only as of the date of this document, February 17, 2026. Neither Shell plc nor any of its subsidiaries undertake any obligation to publicly update or revise any forward-looking statement as a result of new information, future events or other information. In light of these risks, results could differ materially from those stated, implied or inferred from the forward-looking statements contained in this document.\r\n\r\nShell’s Net Carbon Intensity\r\nAlso, in this document we may refer to Shell’s “Net Carbon Intensity” (NCI), which includes Shell’s carbon emissions from the production of our energy products, our suppliers’ carbon emissions in supplying energy for that production and our customers’ carbon emissions associated with their use of the energy products we sell. Shell’s NCI also includes the emissions associated with the production and use of energy products produced by others which Shell purchases for resale. Shell only controls its own emissions. The use of the terms Shell’s “Net Carbon Intensity” or NCI are for convenience only and not intended to suggest these emissions are those of Shell plc or its subsidiaries.\r\n\r\nShell’s net-zero emissions target\r\nShell’s operating plan, outlook and budgets are forecasted for a ten-year period and are updated every year. They reflect the current economic environment and what we can reasonably expect to see over the next ten years. Accordingly, they reflect our Scope 1, Scope 2 and NCI targets over the next ten years. However, Shell’s operating plans cannot reflect our 2050 net-zero emissions target, as this target is currently outside our planning period. In the future, as society moves towards net-zero emissions, we expect Shell’s operating plans to reflect this movement. However, if society is not net zero in 2050, as of today, there would be significant risk that Shell may not meet this target. \r\n\r\nForward-Looking non-GAAP measures\r\nThis document may contain certain forward-looking non-GAAP measures such as [cash capital expenditure] and [divestments]. We are unable to provide a reconciliation of these forward-looking non-GAAP measures to the most comparable GAAP financial measures because certain information needed to reconcile those non-GAAP measures to the most comparable GAAP financial measures is dependent on future events some of which are outside the control of Shell, such as oil and gas prices, interest rates and exchange rates. Moreover, estimating such GAAP measures with the required precision necessary to provide a meaningful reconciliation is extremely difficult and could not be accomplished without unreasonable effort. Non-GAAP measures in respect of future periods which cannot be reconciled to the most comparable GAAP financial measure are calculated in a manner which is consistent with the accounting policies applied in Shell plc’s consolidated financial statements.\r\n\r\nThe contents of websites referred to in this document do not form part of this document.\r\n\r\nWe may have used certain terms, such as resources, in this document that the United States Securities and Exchange Commission (SEC) strictly prohibits us from including in our filings with the SEC. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"\r\nE-Mobilität: Barrieren beseitigen & Ausbau beschleunigen  \r\n\r\nIn Deutschland baut Shell seit 2019 Shell Recharge Schnellladesäulen für den PKW- und LKW-Bereich. 2021 hat Shell das Berliner Startup ubitricity gekauft, das Lademöglichkeiten an Straßenlaternen schafft. 2022 hat Shell die SBRS GmbH übernommen, einen führenden Anbieter von Ladeinfrastrukturlösungen für kommerzielle Elektrofahrzeuge. Zudem besteht ein Kooperationsvertrag mit IONITY, Schnellladesäulen entlang von Autobahnen in europäischen Ländern zu errichten. Ladesäulen an Supermärkten werden das Angebot für den Ladebedarf unterwegs ergänzen. Bundesweit wird Shell in den kommenden Jahren 400 REWE- und PENNY-Filialen mit öffentlichen Ladesäulen ausrüsten und weitere sogenannte „Destination“-Lokationen mit anderen Partnern wie z. B. KFC sind bereits in Umsetzung.  \r\n\r\n \r\n\r\nUnsere Kunden und Kundinnen brauchen und begrüßen nicht nur Ladeinfrastruktur an Tankstellen, sondern insbesondere auch in alltäglichen Situationen wie dem Einkaufen, dem Parken bei dem Arbeitgeber, oder an Laternen in dicht besiedelten Quartieren. All diese Optionen bieten wir an und bauen sie anhand des steigenden Bedarfs aus. Hier agieren wir im starken Wettbewerb mit einer Vielzahl von Ladesäulenbetreibern aus der bisherigen Mineralölindustrie sowie vielen neuen Marktakteuren aus der Energiewirtschaft. \r\n\r\n \r\n\r\nEine gesetzliche Verpflichtung, an allen Tankstellen Ladeinfrastruktur zu errichten, ohne ausreichende Flexibilitätsmechanismen in der praktischen Umsetzung, würde zu erheblichen Fehlinvestitionen führen, massive Wettbewerbsverzerrungen verursachen und den Ausbau der Ladeinfrastruktur enorm verlangsamen. \r\n\r\n \r\n\r\nIm Bereich der E-Mobilität muss das zentrale Problem im Ausbau der Ladeinfrastruktur an der richtigen Stelle adressiert werden: den uneinheitlichen und langjährigen Netzanschlussprozessen der Netzbetreiber in Deutschland. Ein schneller Ausbau bedarf deutschlandweit einheitlicher standardisierter Netzanschlussverfahren. Die Bearbeitungszeit der Netzanschlussanträge muss mit maximal acht Wochen und die Umsetzung mit maximal drei Monaten gesetzlich verankert werden, so dass Ladeinfrastruktur nicht nur an Tankstellen, sondern wirklich flächendeckend in Deutschland ausgebaut werden kann.  \r\n\r\n \r\n\r\n \r\n\r\nEine gesetzliche Beteiligung der Mineralölindustrie zum Aufbau der Ladeinfrastruktur sollte folgende Eckpunkte bedenken: \r\n\r\n \r\n\r\nDer Beitrag durch Tankstellenbetreiber für den Aufbau von Ladeinfrastruktur sollte wie folgt berechnet werden, um Wettbewerbsverzerrungen und Markteingriffe zu minimieren sowie ein für die Kunden und Kundinnen nützliches Angebot zu schaffen.  \r\n\r\nAnzahl der Eigentümer-Standorte1 x 150 kW = zu errichtende Ladeleistung bis 2030 \r\n\r\n \r\n\r\nSollte nichtsdestotrotz ein Fokus auf die Tankstellen unumgänglich sein, muss sich auf die Eigentümerstationen beschränkt werden, da die Tankstellenbetreiber nur dort Zugriff auf das Grundstück haben und dort entsprechend Ladeinfrastruktur aufbauen können.  \r\n\r\n \r\n\r\nUm zu umgehen, dass Fehlinvestitionen getätigt werden, bedarf es der Flexibilität mind. 80% des Mandats mit alternativen Standorten außerhalb der Eigentümerstationen zu erfüllen. Ein Umkreis von 1 km ist nicht ausreichend und sollte daher auf mind. 5 km ausgeweitet werden. Weiterhin müssen Standorte für Ladeinfrastruktur außerhalb von Tankstellen anerkannt werden.   \r\n\r\n \r\n\r\nEbenso müssen Tankstellenstandorte innerhalb der Suchräume des Deutschlandnetzes ausgeschlossen werden. Hier würde es zu extremen Wettbewerbsverzerrungen kommen.  \r\n\r\n \r\n\r\nAls Umsetzungszeitraum sollte den verpflichteten Unternehmen bis ins Jahr 2030 anstatt bis 2028 gewährt werden, um den langjährigen und komplizierten Netzanschluss- und Genehmigungsverfahren Rechnung zu tragen.   \r\n\r\n \r\n\r\nUm Ladeinfrastruktur nicht nur schneller an Tankstellen, sondern in ganz Deutschland dort ausbauen zu können, wo die Kunden und Kundinnen diese tatsächlichen brauchen und nutzen möchten, bedarf es gesetzlich geregelter einheitlicher Netzanschlussverfahren. Die Bearbeitungszeit der Netzanschlussanträge muss mit maximal acht Wochen und die Umsetzung mit maximal drei Monaten gesetzlich verankert und bei Nichteinhaltung sanktioniert werden. \r\n\r\n \r\n\r\nShell begrüßt und fördert aktiv den Ausbau der Ladeinfrastruktur und sieht die Notwendigkeit, dass durch die Stärkung des Wettbewerbs, Anreize für Privatinvestitionen geschaffen werden. Die Rolle des Staates sieht Shell insbesondere in der Schaffung der Rahmenbedingungen und der Beseitigung von Barrieren im Ausbau der Ladeinfrastruktur. Attraktive Investitionsbedingungen kann der Staat durch vereinfachte und deutschlandweit standardisierte Netzanschlussverfahren und den Ausbau der Netzkapazitäten, zusätzliche Flächen und schnellerer digitaler Planungs- und Genehmigungsverfahren schaffen. \r\n\r\n \r\n\r\n \r\n\r\nCautionary Note \r\n\r\n \r\n\r\nThe companies in which Shell plc directly and indirectly owns investments are separate legal entities. In this document “Shell”, “Shell Group” and “Group” are sometimes used for convenience where references are made to Shell plc and its subsidiaries in general. Likewise, the words “we”, “us” and “our” are also used to refer to Shell plc and its subsidiaries in general or to those who work for them. These terms are also used where no useful purpose is served by identifying the particular entity or entities. ‘‘Subsidiaries’’, “Shell subsidiaries” and “Shell companies” as used in this document refer to entities over which Shell plc either directly or indirectly has control. The term “joint venture”, “joint operations”, “joint arrangements”, and “associates” may also be used to refer to a commercial arrangement in which Shell has a direct or indirect ownership interest with one or more parties.  The term “Shell interest” is used for convenience to indicate the direct and/or indirect ownership interest held by Shell in an entity or unincorporated joint arrangement, after exclusion of all third-party interest.  \r\n\r\n \r\n\r\nForward-Looking Statements \r\n\r\nThis document contains forward-looking statements (within the meaning of the U.S. Private Securities Litigation Reform Act of 1995) concerning the financial condition, results of operations and businesses of Shell. All statements other than statements of historical fact are, or may be deemed to be, forward-looking statements. Forward-looking statements are statements of future expectations that are based on management’s current expectations and assumptions and involve known and unknown risks and uncertainties that could cause actual results, performance or events to differ materially from those expressed or implied in these statements. Forward-looking statements include, among other things, statements concerning the potential exposure of Shell to market risks and statements expressing management’s expectations, beliefs, estimates, forecasts, projections and assumptions. These forward-looking statements are identified by their use of terms and phrases such as “aim”; “ambition”; ‘‘anticipate’’; ‘‘believe’’; “commit”; “commitment”; ‘‘could’’; ‘‘estimate’’; ‘‘expect’’; ‘‘goals’’; ‘‘intend’’; ‘‘may’’; “milestones”; ‘‘objectives’’; ‘‘outlook’’; ‘‘plan’’; ‘‘probably’’; ‘‘project’’; ‘‘risks’’; “schedule”; ‘‘seek’’; ‘‘should’’; ‘‘target’’; ‘‘will’’; “would” and similar terms and phrases. There are a number of factors that could affect the future operations of Shell and could cause those results to differ materially from those expressed in the forward-looking statements included in this document, including (without limitation): (a) price fluctuations in crude oil and natural gas; (b) changes in demand for Shell’s products; (c) currency fluctuations; (d) drilling and production results; (e) reserves estimates; (f) loss of market share and industry competition; (g) environmental and physical risks; (h) risks associated with the identification of suitable potential acquisition properties and targets, and successful negotiation and completion of such transactions; (i) the risk of doing business in developing countries and countries subject to international sanctions; (j) legislative, judicial, fiscal and regulatory developments including regulatory measures addressing climate change; (k) economic and financial market conditions in various countries and regions; (l) political risks, including the risks of expropriation and renegotiation of the terms of contracts with governmental entities, delays or advancements in the approval of projects and delays in the reimbursement for shared costs; (m) risks associated with the impact of pandemics, such as the COVID-19 (coronavirus) outbreak, regional conflicts, such as the Russia-Ukraine war, and a significant cybersecurity breach; and (n) changes in trading conditions. No assurance is provided that future dividend payments will match or exceed previous dividend payments. All forward-looking statements contained in this document are expressly qualified in their entirety by the cautionary statements contained or referred to in this section. Readers should not place undue reliance on forward-looking statements. Additional risk factors that may affect future results are contained in Shell plc’s Form 20-F for the year ended December 31, 2023 (available at www.shell.com/investors/news-and-filings/sec-filings.html and www.sec.gov). These risk factors also expressly qualify all forward-looking statements contained in this document and should be considered by the reader.  Each forward-looking statement speaks only as of the date of this document, June 25, 2024. Neither Shell plc nor any of its subsidiaries undertake any obligation to publicly update or revise any forward-looking statement as a result of new information, future events or other information. In light of these risks, results could differ materially from those stated, implied or inferred from the forward-looking statements contained in this document. \r\n\r\n \r\n\r\nShell’s Net Carbon Intensity \r\n\r\nAlso, in this document we may refer to Shell’s “Net Carbon Intensity” (NCI), which includes Shell’s carbon emissions from the production of our energy products, our suppliers’ carbon emissions in supplying energy for that production and our customers’ carbon emissions associated with their use of the energy products we sell. Shell’s NCI also includes the emissions associated with the production and use of energy products produced by others which Shell purchases for resale. Shell only controls its own emissions. The use of the terms Shell’s “Net Carbon Intensity” or NCI are for convenience only and not intended to suggest these emissions are those of Shell plc or its subsidiaries. \r\n\r\n \r\n\r\nShell’s net-zero emissions target \r\n\r\nShell’s operating plan, outlook and budgets are forecasted for a ten-year period and are updated every year. They reflect the current economic environment and what we can reasonably expect to see over the next ten years. Accordingly, they reflect our Scope 1, Scope 2 and NCI targets over the next ten years. However, Shell’s operating plans cannot reflect our 2050 net-zero emissions target, as this target is currently outside our planning period. In the future, as society moves towards net-zero emissions, we expect Shell’s operating plans to reflect this movement. However, if society is not net zero in 2050, as of today, there would be significant risk that Shell may not meet this target.  \r\n\r\n \r\n\r\nForward-Looking non-GAAP measures \r\n\r\nThis document may contain certain forward-looking non-GAAP measures such as [cash capital expenditure] and [divestments]. We are unable to provide a reconciliation of these forward-looking non-GAAP measures to the most comparable GAAP financial measures because certain information needed to reconcile those non-GAAP measures to the most comparable GAAP financial measures is dependent on future events some of which are outside the control of Shell, such as oil and gas prices, interest rates and exchange rates. Moreover, estimating such GAAP measures with the required precision necessary to provide a meaningful reconciliation is extremely difficult and could not be accomplished without unreasonable effort. Non-GAAP measures in respect of future periods which cannot be reconciled to the most comparable GAAP financial measure are calculated in a manner which is consistent with the accounting policies applied in Shell plc’s consolidated financial statements. \r\n\r\n \r\n\r\nThe contents of websites referred to in this document do not form part of this document. \r\n\r\n \r\n\r\nWe may have used certain terms, such as resources, in this document that the United States Securities and Exchange Commission (SEC) strictly prohibits us from including in our filings with the SEC.  Investors are urged to consider closely the disclosure in our Form 20-F, File No 1-32575, available on the SEC website www.sec.gov.  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Der Bundesregierung ist damit bei Wind Offshore bereits gelungen, was bei den anderen Erneuerbaren noch bevorsteht: förderfrei erneuerbar. \r\nDamit ist der richtige Weg eingeschlagen: Er erlaubt einen kosteneffizienten Zubau von Offshore Wind und unterstützt Konzepte für eine integrierte Energiewende. Der marktgetriebene Ausbau spiegelt zudem die Marktreife der Technologie wider und ermöglicht, dass über PPAs große Mengen an grünem Strom für die Dekarbonisierung der deutschen Industrie zur Verfügung stehen. \r\nDie Ausschreibung im Jahr 2023 hat mit hohem Wettbewerb und neuen Marktakteuren grundsätzlich den Erfolg dieses Auktionsdesigns verdeutlicht, jedoch auch dessen Grenzen aufgezeigt. Nun gilt es, den regulatorischen Rahmen für Offshore Wind in Deutschland zukunftssicher und kostengünstiger zu machen und in allen drei Phasen zu optimieren: Ausschreibung, Projektrealisierung und Betrieb. Geht der Gesetzgeber die nachfolgenden Themen mit dem richtigen Fokus an, werden aus den derzeit soliden Rahmenbedingungen, zukunftsweisende für sauberen, sicheren und bezahlbaren Offshore Wind in 2045. Mehr Wert bei weniger Emissionen erreichen wir mit diesen neun Anpassungen: \r\n•\t Fristen für den Bau der Windparks an technologische Entwicklung anpassen. \r\n•\t Dauer der Betriebsgenehmigung ausweiten. \r\n•\t Faire Entschädigung bei Abregelung einführen. \r\n•\t Kosten für hinterlegter Sicherheiten reduzieren. \r\n•\t Nachjustierung der Ausschreibungskriterien erforderlich. \r\n•\t Dynamisches Gebotsverfahren ausweiten. \r\n•\t Alle Flächen voruntersuchen. \r\n•\t Entschädigung bei verspätetem Netzanschluss fair ausgestalten. \r\n•\t Hafeninfrastruktur fördern.\r\n\r\n\r\n1.\tFristen für den Bau der Windparks an technologische Entwicklung anpassen. \r\nDie gesetzlichen Meilensteine für die Projektrealisierung – und damit verbundene Pönalen – stellen eine rechtzeitige Umsetzung sicher. Sie müssen jedoch an die neuen Rahmenbedingungen angepasst werden, da sich heute ausgeschriebene Windparks weiter von der Küste entfernt befinden und deutlich größer sind als bisher. Die Entwickler haben daher ein sehr hohes Risiko durch unverschuldete Verzögerungen (z.B. schlechtes Wetter, Lieferengpässe) empfindliche Strafen zahlen zu müssen. Dieses regulatorische Risiko kann durch eine minimale Anpassung der Meilensteine reduziert werden (z.B. eine Frist von 12 Monaten (statt 6 Monaten) in Bezug auf den 95%-Meilenstein). \r\n2.\tDauer der Betriebsgenehmigung ausweiten. \r\nTechnisch können neue Offshore-Windparks 35 Jahre laufen. Aktuell ist die Betriebsgenehmigung nur auf 25 Jahre ausgelegt mit der Möglichkeit um zehn Jahre Verlängerung. Das bringt erhebliche Planungsunsicherheit zu Lasten der Betreiber. Vor diesem Hintergrund sollte die Betriebsgenehmigung von vorneherein auf 35 Jahre erhöht werden.\r\n3.\tFaire Entschädigung bei Abregelung einführen. \r\nDie Abregelung von Offshore Strom ist keine Seltenheit. Für diesen Zeitraum erhält der Windparkbetreiber eine finanzielle Entschädigung für die entgangenen Erlöse, jedoch keine Herkunftsnachweise (HKN) für die abgeregelte Strommenge. Das ist problematisch, da der Strom zu einem Großteil über PPAs an die Industrie geliefert wird. Diese braucht die HKN, um ihren Grünstromanteil nachzuweisen. Die Abregelungsentschädigung sollte daher angepasst werden, um Offshorestrom für PPAs mit der Industrie attraktiv zu halten. Dafür braucht es mehr als einen finanziellen Ausgleich. Die Entschädigung muss auch physische HKN beinhalten. \r\n4.\tKosten für hinterlegte Sicherheiten reduzieren. \r\nBankgarantien und Hinterlegung eines Geldbetrags auf ein Verwahrkonto der Bundesnetzagentur (§31 Abs.3 Nr.2 EEG) sind die einzige gesetzlich zugelassene Option, um die Pönalen abzusichern. Dies kostet Projektentwickler jährlich mehrere Millionen Euro an unproduktiven Bank—Gebühren und erhöht die Stromgestehungskosten unnötig. Eine zusätzliche Anerkennung von Garantien der Konzern-Muttergesellschaften, könnte die Projektkosten um Millionenbeträge senken, ohne für den Staat zusätzliches Risiko zu bedeuten.\r\n5.\tNachjustierung der Ausschreibungskriterien erforderlich. \r\nQualitative Kriterien können eine sinnvolle Ergänzung zu rein finanziellen Ausschreibungen sein. Aktuell ergeben sich jedoch Benachteiligungen z.B. beim Kriterium „Ausbildungsquote“ und der Auslegung für international tätige Entwickler. Dies wird der Diversität der Akteure nicht gerecht und schafft Rechtsunsicherheit. Die bestehenden Kriterien sollten kritisch überprüft und ergänzt werden (Systemintegration; Meeresschutz), um das Potenzial besser und fairer auszuschöpfen. \r\n6.\tDynamisches Gebotsverfahren ausweiten. \r\nStatt der verdeckten Gebotsabgabe sollte auch bei den voruntersuchten Flächen das dynamische Gebotsverfahren Anwendung finden. Dies stärkt die Transparenz und verhindert, dass Bieter unrealistisch optimistische Annahmen treffen (“winners curse”). Langfristig stärkt das die wirtschaftliche Gesundheit der Projektierer und erhöht die Realisierungswahrscheinlichkeit der bezuschlagten Projekte. \r\n\r\n7.\tAlle Flächen voruntersuchen. \r\nDurch die Daten aus der Voruntersuchung können alle Bieter fundiertere Gebote abgeben, da in der anschließenden Entwicklung der Flächen weniger Unwägbarkeiten auftauchen. Dieses Vorgehen wäre auch aus volkswirtschaftlicher Sicht effizienter und würde die knappe Verfügbarkeit der Schiffe besser moderieren. Die Ausschreibungsvolumina sind ab 2025 mit 4 bis 5 GW/a deutlich niedriger als 2023/2024. Vor diesem Hintergrund sollte das BSH wieder alle ausgeschriebenen Flächen voruntersuchen und so mehr Transparenz über die Gegebenheiten aller Flächen schaffen.\r\n8.\tEntschädigung bei verspätetem Netzanschluss fair ausgestalten. \r\nVerspätet sich der Netzanschluss erhält der Projektentwickler nach 90 Tagen für 90 % der entgangenen Einnahmen eine Entschädigung. Vor der letzten Novelle des WindSeeG lag diese Frist bei 15 Tagen. Diese Risikoverschiebung vom Übertragungsnetzbetreiber hin zum Entwickler erhöht das Realisierungsrisiko deutlich und sollte angemessener aufgeteilt werden.\r\n9.\tHafeninfrastruktur fördern: \r\nHäfen sind ein entscheidendes Puzzlestück, um die ambitionierten Offshore-Ziele umzusetzen. Dabei wird sich Deutschland zukünftig nicht mehr auf andere europäische Häfen verlassen können: Diese Länder haben selbst hohe Zubauziele. Ohne eine moderne deutsche Hafeninfrastruktur, kein Offshore. Die Wind-Offshore-Branche hat deshalb Konzepte vorgelegt, wo Deutschland investieren muss, um den massiven Ausbau in Zukunft stemmen zu können und wie ein Teil der Auktionserlöse dazu beitragen kann. Hier braucht es volle politische und finanzielle Unterstützung."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Aufbauend auf den Erfahrungen in anderen EU-Ländern schlägt Shell vor, dass als Alternative zum aktuellen zeitbasierten Inspektionssystem, ein kontrolliertes und flexibles Inspektionssystem (sog. Flexible Prüfintervalle, international auch Risk-Based Inspection bzw. kurz: RBI genannt) als wählbare Alternative zugelassen wird. Hierdurch würde eine effizientere Kontrolle der Industrieanlagen in Betrieben ermöglicht, ohne dabei die Betriebssicherheit zu gefährden. Dies kann mit dazu beitragen, die Wettbewerbsfähigkeit der Industrie in Deutschland zu stärken und damit Wettbewerbsnachteile im internationalen Vergleich zu verringern.  \r\n\r\n \r\nGezielte und fokussierte Inspektionen, die an die Prozessbedingungen angepasst sind, tragen ferner zum Klimaschutz bei, da sie Energie einsparen und Emissionen und Müll reduzieren. Die flexiblen Inspektionssysteme gehen dabei in keiner Weise Kompromisse bei der Betriebssicherheit ein und haben sich in anderen Shell-Anlagen, wie beispielsweise Shell Chemicals Park Moerdijk in den Niederlanden bewährt. Die Konzepte für flexible Inspektionen sind etabliert und integraler Bestandteil der Gesetze und regulatorischen Rahmenbedingungen in anderen Mitgliedsstaaten der Europäischen Union, wie den Niederlanden, Österreich, Frankreich und Italien. Flexible Prüfintervalle sind der Standard für die Sicherung der Anlagenintegrität auf der ganzen Welt (bspw. USA, Australien, Singapur, Schweiz). \r\n\r\n \r\nShell setzt sich dafür ein, dass die Betriebssicherheitsverordnung (BetrSichV) sowie nachfolgend das Überwachungspflichtige Anlagen Gesetz (ÜAnlG) dahingehend geöffnet werden, flexible Prüfintervalle als anerkannte Modelle in industriellen Betrieben und Inspektionen zu etablieren und als wählbare Alternative zuzulassen.   "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Justiz (BMJ) (20. WP)","shortTitle":"BMJ (20. WP)","url":"https://www.bmj.de/DE/Startseite/Startseite_node.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Arbeit und Soziales (BMAS)","shortTitle":"BMAS","url":"https://www.bmas.de/DE/Startseite/start.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Leitfragen zu Kap. 3.1, Investitionsrahmen für erneuerbare Energien \r\n\r\nTeilen Sie die Einschätzung der Chancen und Herausforderungen der genannten Optionen?  \r\n\r\nJa \r\n\r\nAntwort:  \r\n\r\nInsgesamt werden viele der Chancen und Herausforderungen gut beschrieben.  \r\n\r\nOption 3 und 4 werden hinsichtlich der zu erwartenden Reduzierung der Finanzierungskosten deutlich zu positiv gesehen. Vernachlässigt werden die Probleme durch die Komplexität der Mechanismen sowie die offene Frage der Ausgestaltung der Referenzanlage(n). Beide Aspekte stellen signifikante Risiken für Anlagenbetreiber dar und werden bei der Finanzierung zu einem Risikoaufschlag durch die Banken führen.  \r\n\r\nDie regulatorische Fehleranfälligkeit durch die extreme Komplexität und die Notwendigkeit kontinuierlicher Anpassungen bleibt unerwähnt: Es ist unwahrscheinlich, dass die Ausgestaltung von Option 3 und 4 bspw. technische Neuerungen angemessen schnell abbilden und kreative Auslegungen ausschließen kann. Dies führt zu Verzerrungen im Wettbewerb. In der Konsequenz werden kontinuierliche Anpassungen des regulatorischen Rahmens notwendig. Gerade die relative Kontinuität und Sicherheit des aktuellen Fördersystems hat den EE-Ausbau in Deutschland bislang ausgezeichnet und zu den mitunter niedrigsten Kapitalkosten weltweit geführt. Aufgrund der beschriebenen inhärenten regulatorischen Unsicherheiten droht dieser Vorteil bei Optionen 3 und 4 wegzufallen und es droht ein genereller Anstieg der Kapitalkosten für Erneuerbaren-Projekte in Deutschland.  \r\n\r\nInsgesamt zu wenig Beachtung findet das Zusammenspiel zwischen gefördertem und ungefördertem Ausbau. Ein marktlicher Zubau in wesentlichem Umfang muss ein zentrales Ziel für die Neugestaltung eines EE-Fördermechanismus sein. Dies ist gesellschaftlich geboten und energiewirtschaftlich zentral, um Kosten niedrig zu halten und den Anreiz zur Absicherung auf den Terminmärkten zu erhalten. Eine problematische Herausforderung besteht daher bei Option 2, 3 und 4 hinsichtlich der Vereinbarkeit mit PPAs. Bei der Ausgestaltung wäre darauf zu achten, entweder die Möglichkeit eines Opt-outs einzuführen, oder dass zumindest Teile der Anlagenkapazität auch über PPAs vermarktet werden können. Zudem ist aufgrund des Doppelvermarktungsverbotes das Ausstellen von Herkunftsnachweisen (HKN) unter Option 2,3 und 4 derzeit ausgeschlossen. Auch dieser Aspekt steht der Vereinbarkeit der Modelle mit einem marktlichen Zubau über PPAs im Wege. Bei einer Einführung wäre darauf zu achten, dass HKN ausgestellt und vom Betreiber vermarktet werden können.  \r\n\r\n  \r\n\r\nWie bewerten Sie die Auswirkungen der verschiedenen Optionen und Ausgestaltungsvarianten auf effizienten Anlageneinsatz und systemdienliche Anlagenauslegung? Beachten Sie dabei auch folgende Teilaspekte: \r\n\r\nWie relevant sind aus Ihrer Sicht Erlösunsicherheiten bei Gebotsabgabe durch Prognoseunsicherheit von Stunden mit Null- oder Negativpreisen je Option? \r\n\r\nWie schätzen Sie die Relevanz der Intraday-Verzerrungen durch produktionsabhängige Instrumente ein? \r\n\r\nWelche Auswirkungen hätte eine Umsetzung der oben genannten Optionen auf die Terminvermarktung von Strom durch EE-Anlagen? Unterscheiden sich die Auswirkungen zwischen den Optionen? Erwarten Sie Auswirkungen auf die Terminvermarktung von Strom durch die Beibehaltung und Breite eines etwaigen Marktwertkorridors? \r\n\r\n \r\n\r\nAntwort:  \r\n\r\nIn Optionen 2, 3 und 4 wird der Anreiz, Strom aus EE-Anlagen auf dem Terminmarkt zu vermarkten, erheblich eingeschränkt. Einerseits verringert die Übernahme des Preisrisikos seitens des Staats durch eine fixe Zahlung den Anreiz, sich auf dem Terminmarkt gegen Preisschwankungen abzusichern. Gleichzeitig wird durch die Erlösabschöpfung ein starker Anreiz gesetzt, den Strom zur gleichen Preisreferenz zu vermarkten, die für die Berechnung der Rückzahlung angesetzt wird. Werden die Erlöse für die Referenzanlage in Option 3 und 4 beispielsweise mit dem Day-Ahead-Preis berechnet, entsteht für Anlagenbetreiber ein starker Anreiz, ihre gesamte Stromerzeugung am Day-Ahead-Markt zu vermarkten, um das Basisrisiko einer Diskrepanz zwischen den Erlösen der Referenzanlage und der eigenen Anlage bestmöglich zu minimieren.  \r\n\r\nEine Terminvermarktung ist grundsätzlich wünschenswert, da sie es Verbrauchern ermöglicht, sich langfristig gegen hohe Preise abzusichern und gleichzeitig die Marktintegration Erneuerbarer Energien vorantreibt. \r\n\r\nDaher ist es wichtig, bei der Ausgestaltung darauf zu achten, entweder die Möglichkeit eines Opt-out einzuführen, oder dass zumindest Teile der Anlagenkapazität auch über PPAs vermarktet werden können. \r\n\r\nIn Option 1 ergibt sich durch den Marktwertkorridor der Anreiz, das Preisrisiko durch Vermarktung am Terminmarkt abzusichern. Dies ist ein klarer Vorteil dieses Modells. Es ist ebenfalls eine Vermarktung als PPA möglich, insofern (mindestens) für die Erzeugung im Marktwertkorridor auch HKN ausgestellt werden, damit Verbraucher durch das PPA Zugang zu Grünstrom haben. Es gilt: je breiter der Marktwertkorridor, desto höher der Anreiz für eine Absicherung auf dem Terminmarkt. Dieses Modell sollte aufgrund seiner Vorteile weiterhin geprüft werden. \r\n\r\n  \r\n\r\n \r\n\r\n \r\n\r\n \r\n\r\nWie bewerten Sie die Auswirkungen der verschiedenen Optionen und deren Ausgestaltungsvarianten auf die Kapitalkosten? Beachten Sie dabei auch folgende Teilaspekte:  \r\n\r\nWelche Kapitalkostenunterschiede erwarten Sie im Vergleich von einem Investitionsrahmen mit und ohne einen Marktwertkorridor? \r\n\r\n \r\n\r\nAntwort:  \r\n\r\nAllgemein dürften die Kapitalkosten ohne Marktwertkorridor etwas niedriger sein, da jegliches Risiko hinsichtlich der allgemeinen Strompreisentwicklung für den Betreiber entfällt und vom Staat übernommen wird.  \r\n\r\nIn einem System mit Marktwertkorridor hängen die letztendlichen Kapitalkosten von der Ausgestaltung des Korridors ab: je niedriger der Floor, desto höher werden die Kapitalkosten ausfallen.  \r\n\r\nGleichzeitig ist bei der Betrachtung auch die positive Auswirkung des Marktwertkorridors auf die Investitionsbereitschaft zu berücksichtigen. Durch die Möglichkeit bis zum festgelegten Cap mehr verdienen zu können als in einem System ohne Marktwertkorridor, steigen für Betreiber die Erlöschancen. Wenngleich also der niedrigere Floor ein größeres Risiko bedeutet, erhöht der Cap die Chancen. Ein Investitionsrahmen mit Marktwertkorridor macht das System daher attraktiver für eine größere Bandbreite an Investoren und erhöht so den Wettbewerb. Der Staat übernimmt keine Risiken, die auch effizient von Investoren getragen werden können. In der Konsequenz sind die Gesamtkosten des Erneuerbaren-Ausbaus daher trotz ggf. höherer Kapitalkosten nicht zwangsläufig höher als in einem System ohne Marktwertkorridor.  \r\n\r\n \r\n\r\nWelche Kapitalkosteneffekte erwarten Sie durch Ausgestaltungsoptionen, die einen effizienten Anlageneinsatz und eine systemdienliche Anlagenauslegung verbessern sollen (zum Beispiel durch längere Referenzperioden, Bemessung von Zahlungen an geschätztem Produktionspotenzial oder Referenzanlagen, …)? \r\n\r\n \r\n\r\nAntwort:  \r\n\r\nDie Annahme deutlich geringerer Kapitalkosten bei Option 3 und 4 im Vergleich zu Option 1 teilen wir nicht.  \r\n\r\nDie Frage der konkreten Ausgestaltung der Referenzanlage ist nicht zufriedenstellend beantwortet. Die Referenzanlage ist jedoch Dreh- und Angelpunkt des Modells und ein Auseinanderfallen des fiktiven und tatsächlichen Erlöses wird zum neuen Basisrisiko für Betreiber.  \r\n\r\nDie Bewertung der Kapitalkosten von Option 3 und 4 beschränkt sich auf theoretische Argumente und berücksichtigt nicht ausreichend die Probleme, die sich bei der praktischen Umsetzung ergeben. Diese stellen jedoch ein entscheidendes Risiko der beiden Modelle dar und werden zu einem Risikoaufschlag der Banken führen – und damit die Kapitalkosten erhöhen.  \r\n\r\nBekannte Lösungsvorschläge setzen entweder zu allgemein an und öffnen kreativen Geschäftsmodellen Tür und Tor, oder sie sind so kleinteilig, dass sie extrem komplex und damit fehleranfällig werden. Kontinuierliche Anpassungen und ein regulatorisches Nachsteuern wird damit zwangsläufig ein solches Fördersystem charakterisieren und die Stabilität und Vorhersehbarkeit aus Sicht der Investoren negativ beeinflussen. Grade diese relative Kontinuität und Sicherheit hat den Erneuerbaren-Ausbau in Deutschland jedoch bislang ausgezeichnet und zu den mitunter niedrigsten Kapitalkosten im Vergleich zu anderen Ländern geführt. Aufgrund der beschriebenen inhärenten regulatorischen Unsicherheiten droht dieser Vorteil bei Option 3 und 4 wegzufallen und es droht ein genereller Anstieg der Kapitalkosten für Erneuerbaren-Projekte in Deutschland.  \r\n\r\n \r\n\r\nWie bewerten Sie die Auswirkungen der verschiedenen Optionen und deren Ausgestaltungsvarianten mit Blick auf ihre technische und administrative Umsetzbarkeit und mögliche Systemumstellung? Beachten Sie dabei auch folgende Teilaspekte: \r\n\r\nWie groß schätzen Sie die Herausforderungen und Chancen einer Systemumstellung ein? \r\n\r\n \r\n\r\nAntwort:  \r\n\r\nDie Umsetzung von Option 1 und 2 schätzen wir als unkompliziert ein. Beide Modelle sind eine Weiterentwicklung des bestehenden Systems und damit kein Systembruch.  \r\n\r\nOption 1 hat zudem den Vorteil, dass Entwickler auf die bisherigen Erfahrungen in der Vermarktung über PPAs zurückgreifen können. Bei Offshore-Wind ist dieser marktliche Zubau bereits seit Jahren gängige Praxis und auch für die Onshore-Technologien besteht in der Branche ausreichend Erfahrung, ein Cap&Floor-Modell praktisch in neue PPA-Verträge einzubinden.  \r\n\r\nZudem ist Option 1 auch das einzige Modell in dem trotz Doppelvermarktungsverbot grüne Herkunftsnachweise für die Dekarbonisierung der Industrie bereitgestellt werden können. Für die drei anderen Modelle wäre nach derzeitigem Stand eine Ausnahme vom Doppelvermarktungsverbot notwendig und geboten. \r\n\r\nOption 3 und 4 sind aufgrund der herausfordernden Referenzanlagen-Definition hingegen sowohl technisch als auch administrativ schwierig umzusetzen. Je nach Ausgestaltung setzen bekannte Lösungsvorschläge entweder zu allgemein an und öffnen kreativen Geschäftsmodellen Tür und Tor, oder sie sind so kleinteilig, dass sie extrem komplex und damit fehleranfällig werden. \r\n\r\nDer Vorschlag auf eine CAPEX-Förderung umzustellen ist grundsätzlich zu begrüßen. Wenngleich dies eine grundlegende Änderung in der Systematik der Erneuerbaren-Förderung bedeutet, ist dies für die Planung und den Bau der Projekte erst einmal darstellbar. Die Umsetzung der in Option 4 vorgeschlagenen Übergewinnabschöpfung scheint praktisch jedoch komplex und schließt in ihrer Konzeptionierung eine Vermarktung über PPAs aus. Eine deutlich unkompliziertere Form der Erlösabschöpfung ohne Referenzanlage wäre eine Preisobergrenze auf Basis eines Jahresmittelwertes.  \r\n\r\n \r\n\r\nHaben Sie darüber hinaus Anmerkungen zu diesem Handlungsfeld?  \r\n\r\n \r\n\r\nAntwort:  \r\n\r\nInsgesamt zu wenig Beachtung findet das Zusammenspiel zwischen gefördertem und ungefördertem Ausbau. Ein marktlicher Zubau in wesentlichem Umfang muss ein zentrales Ziel für die Neugestaltung eines EE-Fördermechanismus sein. Dies ist gesellschaftlich geboten und energiewirtschaftlich zentral, um die Liquidität auf den Terminmärkten zu erhalten. Eine problematische Herausforderung besteht daher bei Option 2, 3 und 4 hinsichtlich der Vereinbarkeit mit PPAs. Bei der Ausgestaltung wäre daher darauf zu achten, entweder die Möglichkeit eines Opt-outs einzuführen, oder dass zumindest eine Anlage ihre Kapazität auf das geförderte Segment und marktbasierte Vermarktung aufteilen kann.  \r\n\r\nLeitfragen zu Kap. 3.2, Investitionsrahmen für steuerbare Kapazitäten \r\n\r\n  \r\n\r\nWie schätzen Sie die Notwendigkeit der Anpassungs- und Anschlussfähigkeit des Kapazitätsmechanismus für künftige Entwicklungen ein?  \r\n\r\n \r\n\r\nAntwort:  \r\n\r\nDie Anpassungs- und Anschlussfähigkeit des Kapazitätsmechanismus ist sehr wichtig, um sowohl technologische Entwicklungen angemessen zu integrieren als auch auf veränderbare Marktbedingungen reagieren zu können, z.B. durch eine Änderung in der Dimensionierung. Lock-in Effekte müssen vermieden werden.  \r\n\r\nEs ist wichtig, den Beitrag neuer Technologien und flexibler Lasten zur Versorgungssicherheit angemessen berücksichtigen zu können, was eine Anpassungsfähigkeit des Mechanismus hinsichtlich der teilnehmenden Technologien und technischen Kriterien (beispielsweise De-Rating-Faktoren) erfordert. Hier ist eine enge Zusammenarbeit und Konsultation mit Marktteilnehmern wichtig. In Großbritannien wurde beispielsweise eine Expertengruppe gegründet, die Stellung zur vorgeschlagenen Methodik der Übertragungsnetzbetreiber beziehen konnte. \r\n\r\n \r\n\r\nWie bewerten Sie im ZKM die Herausforderung, den Beitrag neuer Technologien und insbesondere flexibler Lasten angemessen zu berücksichtigen, sowie das Risiko einer Überdimensionierung?  \r\n\r\n \r\n\r\nAntwort:  \r\n\r\nWir stimmen der Einschätzung im Optionenpapier zu, dass die Einbindung von Lastflexibilität und Speichern in einem zentralen Kapazitätsmarkt herausfordernd ist, insbesondere für neue Technologien und kleinere Flexibilitäten, da es für sie schwieriger ist, standardisierte Vorgaben zu erfüllen. \r\n\r\nDieser Nachteil des Modells wird dadurch verstärkt, dass solche Technologien dadurch doppelt benachteiligt werden: Sie können nicht nur nicht am Kapazitätsmarkt teilnehmen, sondern sind mehr Wettbewerb ausgesetzt durch alternative steuerbare Kapazitäten, die durch den ZKM an den Markt kommen.  \r\n\r\nFür ein Gelingen der Energiewende brauchen wir sowohl technologische Innovationen als auch die Flexibilität dezentraler Akteure. Daher ist es unerlässlich, diese Technologien und Potentiale in dem einzuführenden Kapazitätsmarktmodell zu berücksichtigen. Sollte ein zentrales Modell gewählt werden, muss ein besonderes Augenmerk auf der Innovationsfähigkeit liegen.  \r\n\r\nWir stimmen der Einschätzung im Optionenpapier zu, dass die Dimensionierung durch einen zentralen und tendenziell risikoaversen Akteur im ZKM zu einer Überdimensionierung führen kann. Eine Überdimensionierung führt zu höheren Kosten des Kapazitätsmechanismus und zu Ineffizienzen auf dem Strommarkt, da entstehende Überkapazitäten den Preisbildungsmechanismus beeinflussen und daher das Geschäftsumfeld für alle anderen Erzeuger und Flexibilitäten verschlechtert.  \r\n\r\n  \r\n\r\nWie signifikant sind aus Ihrer Sicht die Effekte für Speicher und flexible Lasten durch die europarechtlich geforderten Rückzahlungen, die insbesondere im ZKM zum Tragen kommen?  \r\n\r\n \r\n\r\n  \r\n\r\nAntwort:  \r\n\r\nWir schätzen die Signifikanz eines Rückzahlungsmechanismus für Speicher und flexible Lasten als sehr hoch ein, da diese ihre Erlöse durch Preisvolatilität erzielen und nicht allein auf hohe Strompreise reagieren.  \r\n\r\nGrundsätzlich gilt, dass die notwendigen Kapazitätszahlungen umso höher ausfallen werden, je niedriger die Schwelle für den Rückzahlungsmechanismus angesetzt ist. Je häufiger und mehr Marktteilnehmer zurückzahlen müssen, desto weniger Einkommen verzeichnen sie, und desto höher die benötigte Kapazitätszahlung.  \r\n\r\nDie im von Consentec, r2b und Öko-Institut- Kurzpapier zur Ausgestaltung eines kombinierten Kapazitätsmarktes vorgebrachte Variante (reliability option), geht mit Risiken für Anlagenbetreiber einher: \r\n\r\nBei einer zu niedrigen Preisschwelle könnte ein ineffizienter Dispatch der Anlagen am Strommarkt angereizt werden. \r\n\r\nAnlagen, die nicht am kurzfristigen Spotmarkt vermarktet sind, sondern beispielsweise langfristige Lieferverträge haben, würden zu einer Rückzahlung verpflichtet werden, obwohl sie möglicherweise den Strom nicht zu Spotmarktpreisen vermarktet haben. Dies erinnert an die Herausforderung bei der Gewinnabschöpfung während der Energiekrise. Ein Beispiel: eine Anlage vermarktet ihren Strom langfristig für 90 EUR/MWh und erhält eine Kapazitätszahlung, der Schwellenwert für die Abschöpfung beträgt 350 EU/MWh. Wenn der Spotmarktpreis nun 450 EUR/MWh beträgt, müsste die Anlage (450-350) =100 EUR/MWh zahlen, obgleich sie den Spotmarktpreis nicht realisieren konnte.  \r\n\r\n  \r\n\r\nZudem werden Gewinne von Anlagenbetreibern bereits heute besteuert – durch Unternehmensbesteuerung. Aufgrund dieser Herausforderungen würden wir eine gründliche juristische Prüfung, ob die zum Beispiel in der Beihilferichtlinie genannten „Beschränkungen der Rentabilität und/oder Rückforderung im Zusammenhang mit möglichen positiven Szenarien“ im Falle eines ZKM zur Gewährung der Angemessenheit notwendig sind, begrüßen.  \r\n\r\nSollte eine Einführung eines Rückzahlungsmechanismus als notwendig erachtet werden, sollten folgende Kriterien berücksichtigt werden:  \r\n\r\nDer Schwellenwert sollte hoch gewählt werden und dynamisiert werden, um einen effizienten Dispatch zu gewährleisten und Unsicherheiten zu reduzieren. \r\n\r\nSeparate Bedingungen für Speicher und Lastflexibilität, u.a. Beschränkung der Rückzahlungspflicht auf Dauer der maximalen Erbringungszeit (Service Level Agreement), Berücksichtigung von Aktivierungskosten zusätzlich zum Schwellenpreis und ein Stop-Loss-Limit. \r\n\r\n  \r\n\r\nWie bewerten Sie die Synthese aus ZKM und DKM im kombinierten KKM hinsichtlich der Chancen und Herausforderungen?  \r\n\r\n  \r\n\r\nWir beurteilen einen KKM als insgesamt positiv, da er durch die dezentrale Komponente den Marktteilnehmern mehr Gestaltungraum eröffnet und somit einen hohen Anreiz zur Lastflexibilität, Einbindung von Speichern und innovativen Lösungen gibt.  \r\n\r\nDer Mechanismus kann so besser auf Innovationen und veränderte Marktbedingungen reagieren, was in dem dynamischen Umfeld der Energiewende sehr wichtig ist. Daher sollte im Verhältnis zwischen zentraler und dezentraler Komponente darauf geachtet werden, dass ein größerer Fokus auf der dezentralen Komponente liegt und die zentrale Komponente nicht überdimensioniert wird. Eine Überdimensionierung in der zentralen Auktion könnte zu zu vielen Zertifikaten führen, was die vom Versorger zu beschaffende Anzahl an Zertifikaten reduziert und daher Zertifikatspreise senkt. Dies erschwert Altanlagen und Neuanlagen mit kürzeren Refinanzierungszeiträumen die Finanzierung über den dezentralen Teil.  \r\n\r\nAnlagen sollten im Prinzip selbst wählen können, ob sie in die zentrale Auktion bieten oder die Finanzierung über Zertifikate im dezentralen Teil präferieren. Für Speicher kann dies zum Beispiel vom Refinanzierungszeitraum abhängen (beeinflusst von der Speichergröße, i.e. 1-Stunden-Batterie vs. 4-Stunden-Batterie). \r\n\r\nDie Handelbarkeit der Zertifikate ist hierbei ein wichtiger Punkt (Auktion und kontinuierlicher Handel, Handel auch über das Ende der Lieferperiode). \r\n\r\nDie größte Herausforderung des DKM ist, die Abgrenzung und Wechselwirkung zwischen der zentralen und dezentralen Komponente zu parametrisieren. \r\n\r\nWir stimmen der Einschätzung zu, dass im dezentralen Teil kein Clawback notwendig ist. Für den zentralen Teil begrüßen wir eine gründliche juristische Prüfung, ob die zum Beispiel in der Beihilferichtlinie genannten „Beschränkungen der Rentabilität und/oder Rückforderung im Zusammenhang mit möglichen positiven Szenarien“ im Falle eines ZKM zur Gewährung der Angemessenheit notwendig sind, da ein Clawback mit negativen Auswirkungen verbunden ist.   \r\n\r\n  \r\n\r\nWäre aus Ihrer Sicht auch eine Kombination aus ZKM und KMS denkbar?  \r\n\r\n \r\n\r\nAntwort:  \r\n\r\nIm Vergleich zu einer Kombination aus ZKM und DKM erscheint eine Kombination aus ZKM und KMS schwieriger zu implementieren, auch hinsichtlich der Wechselwirkung. Einer der Gründe hierfür ist, dass die relevante Größe im ZKM & DKM in EUR/MW angegeben wird, während im KMS die Versorger ihre Beschaffungsmengen gegen Preisspitzen absichern – was EUR/MWh zur relevanten Größe macht. Dies erschwert ebenfalls die Dimensionierung der zentralen Komponente.  \r\n\r\nEine funktionierende Schnittstelle zwischen beiden Systemen (zentral und dezentral) erscheint daher schwieriger.  \r\n\r\n  \r\n\r\nHaben Sie darüber hinaus Anmerkungen zu diesem Handlungsfeld?  \r\n\r\n  \r\n\r\nAntwort:  \r\n\r\nWichtig in allen Modellen ist eine gute Ausgestaltung. Hier würden wir gerne auf folgende Kriterien hinweisen, die zu einem funktionierendem Kapazitätsmarktdesign beitragen können: \r\n\r\nKlare Methode zur Festlegung der Auktionsvolumen, um Transparenz und Investitionssicherheit sicherzustellen. \r\n\r\nTechnologieneutrale Ausgestaltung, um den Wettbewerb zu maximieren und die geringsten Kosten für den Endverbraucher zu erreichen. \r\n\r\nEin transparentes und konsistentes Auktionsdesign fördert das Vertrauen der Investoren. Bei ausreichender Beteiligung sollten die Mitgliedstaaten einen Pay-as-Clear-Preismechanismus anwenden. Der ZKM sollte eine kleine Anzahl von Unterkategorien haben, um mehr Wettbewerb und niedrigere Kosten zu ermöglichen. \r\n\r\nAlle Elemente müssen in Hinblick auf ihre Auswirkungen auf den Großhandelsmarkt abgewogen werden. Insbesondere die Auswirkungen auf den Spotmarkt sollten geringgehalten werden.  \r\n\r\nLeitfragen zu Kap. 3.3, lokale Signale \r\n\r\n  \r\n\r\nWelche Rolle sehen Sie für lokale Signale in der Zukunft? \r\n\r\n \r\n\r\nAntwort:  \r\n\r\nWir sehen es als positiv an, dass Deutschland sich zur einheitlichen deutsch-luxemburgischen Gebotszone bekennt.  \r\n\r\nWir sehen Netzausbau als die beste Lösung an, um die physische Realität des Netzes und das Marktergebnis zusammenzubringen. Diese können durch lokale Signale ergänzt werden.  \r\n\r\n  \r\n\r\nWelche Vor- und Nachteile bestehen bei den vorgestellten Optionen für lokale Signale?  \r\n\r\n \r\n\r\nVorteile:  \r\n\r\nOption 1 (Zeitlich / regional differenzierte Netzentgelte) liefert ein Preissignal, während Optionen 2 und 3 administrativ gesteuert wirken. Daher ergeben sich aus Option 1 mehr Möglichkeiten für dezentrale Akteure, auf lokale Preissignale zu reagieren. Dies ermöglicht die Einbindung verschiedener (auch kleinteiliger) Flexibilitäten.  \r\n\r\n  \r\n\r\nNachteile:  \r\n\r\nWir lehnen Option 3 (Flexible Lasten im Engpassmanagement) klar ab, insofern Redispatch nicht marktbasiert erfolgt.  \r\n\r\nWährend flexible Lasten in der Tat ein großes Flexibilitätspotential aufweisen, ist eine Integration in den regulatorischen Redispatch sehr herausfordernd, da eine objektive Kosteneinschätzung für Lasten nicht möglich ist. Hier ist ein marktbasierter Redispatch notwendig, bei dem Akteure ihre (Opportunitäts-)kosten in den Markt bieten können und somit ihren entgangenen Nutzen individuell festlegen können.  \r\n\r\nErste Priorität muss sein, die bestehenden Redispatch-2.0-Prozesse für Erzeugungsanlagen zu optimieren und die bestehenden massiven Umsetzungsschwierigkeiten zu beheben. Die zusätzliche Integration einer neuen Technologie in ein bereits nicht funktionierendes System wird die Effizienz des Redispatch weiter verringern.  \r\n\r\nRedispatchmärkte existieren in verschiedenen europäischen Ländern und entsprechen dem Zielmodell der europäischen Regulierung zum Engpassmanagement. Eine Einführung von marktbasiertem Redispatch kann zu Wohlfahrtsgewinnen führen und eine Einbindung von Lasten ermöglichen. Risiken, wie etwa strategisches Gebotsverhalten, können regulatorisch adressiert werden – hierfür kann auch auf Erfahrungen aus anderen Ländern zurückgegriffen werden.  \r\n\r\n  \r\n\r\nWelche Gefahren sehen Sie, wenn es nicht gelingt, passende lokale Signale im Strommarkt zu etablieren?  \r\n\r\n \r\n\r\nAntwort:  \r\n\r\nWir sehen die Gefahr von steigenden Redispatch-Volumen. Dies führt nicht nur zu hohen Systemkosten, sondern auch zu hohen Kosten und Aufwand seitens der Marktteilnehmer, z.B. durch fehlende Standardisierung, mangelnde Transparenz und operative Herausforderungen.  \r\n\r\nAllein die Möglichkeit des Redispatch mindert den Wert eines PPA, da der Abnehmer mit einer Einschränkung der Bereitstellung von Grünstrom rechnen muss, die weder kontrolliert noch vorhergesagt werden kann. Dies liegt daran, dass die entgangenen HKN nicht physisch ersetzt werden und der ausgeglichene Redispatch-Strom daher als Graustrom zählt. Abnehmer von deutschen PPAs sind aber oftmals explizit an Grünstrom mit deutschen HKN interessiert, teilweise sogar anlagengebunden (Strom- und Herkunftsnachweise aus der gleichen Anlage). Die imperfekte Erstattung von HKN erhöht das Vertragsrisiko und hemmt die Entwicklung des deutschen PPA-Marktes, und damit letztendlich den Ausbau marktbasierter Erneuerbarer. \r\n\r\n  \r\n\r\nHaben Sie darüber hinaus Anmerkungen zu diesem Handlungsfeld? \r\n\r\n  \r\n\r\nAntwort:  \r\n\r\nUm die Zeitbedarfe für die Netzanschlüsse besser abschätzen zu können, sollten Netzbetreiber Informationen über die in ihrem Netzgebiet verfügbaren Kapazitäten veröffentlichen.  \r\n\r\nWir begrüßen, dass das BMWK ein Aktionspaket Redispatch plant. Wir regen hier folgende Verbesserungen an:  \r\n\r\nPhysikalischer Ausgleich von HKN im Redispatch, um die Grünstromeigenschaft zu bewahren und marktbasierte Anlagen auf ein level-playing-field mit geförderten Anlagen zu stellen.  \r\n\r\nRechtlicher Rahmen: Wir fordern eine Schärfung der rechtlichen Rahmenbedingungen für die Übergangslösung. \r\n\r\nLeitfragen zu Kap. 3.4, Flexibilität \r\n\r\n  \r\n\r\nStimmen Sie der Problembeschreibung und den Kernaussagen zu?  \r\n\r\nJa / Nein  \r\n\r\n  \r\n\r\nHaben Sie darüber hinaus Anmerkungen zu diesem Handlungsfeld?  \r\n\r\n \r\n\r\nAntwort:  \r\n\r\nEs ist wichtig, bestehende Hemmnisse für Flexibilitätslösungen wie Speicher und Wasserstoff konsequent abzubauen.  \r\n\r\nBatteriespeicher können einen wichtigen Beitrag zur Flexibilisierung des deutschen Strommarkts leisten. Hierfür sind die regulatorischen Rahmenbedingungen entscheidend. Die in der Speicherstrategie vorgesehenen Änderungen begrüßen wir. Wir setzen uns für eine permanente Netzentgeltbefreiung für Batterien ein.  \r\n\r\nRichtigerweise wurde erkannt, dass das Ausschließlichkeitsprinzip ein Hindernis für Batterien ist, ihre Flexibilität systemdienlich einzubringen. Im Solarpaket wurden entsprechende Änderungen im EEG aufgenommen, die eine dauerhaft gemischte Nutzung von Netz- und Erneuerbarem-Strom für Batterien ermöglicht. Problematisch ist, dass die vorgeschlagenen Wege zur Aufhebung des Ausschließlichkeitsprinzip ausschließlich für Batterien umgesetzt werden, die aus geförderten Anlagen laden – dies ergibt sich daraus, dass ausschließlich Regelungen im EEG an der Stelle des Förderanspruchs umgesetzt werden. Eine parallele Umsetzung für die Ausstellung von HKN für marktbasierte Anlagen in der Durchführungsverordnung über Herkunfts- und Regionalnachweise für Strom aus erneuerbaren Energien (HkRNDV) fehlt. Dies führt zu einer Ungleichbehandlung von marktbasierten und geförderten EE-Anlagen. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-09-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012370","regulatoryProjectTitle":"Rahmenbedingungen für industrielle Biomethan-Produktion verbessern","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/79/8d/358887/Stellungnahme-Gutachten-SG2409160025.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":"BIOMETHAN NEU DENKEN\r\nDie industrielle Produktion als Meilenstein der Energiewende\r\n\r\nShell sieht Biomethan als eine unverzichtbare Säule im Mosaik zukünftiger Energieträger. Das erneuerbare Gas ermöglicht es bereits heute, mit der bestehenden Infrastruktur CO2-Emissionen deutlich zu senken – und das, ohne sich für Tank oder Teller entscheiden zu müssen. Die Marktnachfrage übersteigt dabei das gegenwärtige Angebot bei Weitem. Unsere Ambition ist es, das grüne Molekül in großen Mengen und zu wettbewerbsfähigen Preisen zu liefern.\r\n\r\n\r\nPOTENTIAL > Deutschlands Schlüsselrolle beim Hochlauf von Biomethan\r\n\r\nWir arbeiten derzeit auf mehrere Biomethan-Großanlagen in Deutschland hin, zum Beispiel im niedersächsischen Steinfeld. Diese Anlagen könnten jeweils mehr als 500.000 Tonnen Gülle und Mist pro Jahr verarbeiten und einen Energie-Output jenseits von 200 GWh/Jahr liefern. Das dort erzeugte Biomethan wird ins Gasnetz eingespeist und von uns im Shell Energy and Chemicals Park Rheinland in der Nähe von Köln in entsprechender Menge massenbilanziert wieder entnommen.\r\n\r\nDort im Rheinland haben wir im April 2024 Deutschlands größte Gas-Verflüssigungsanlage in Betrieb genommen – eine Großinvestition in die Transformation von Shell Richtung Netto-Null-Emissionen. Die Anlage wird jährlich bis zu 100.000 Tonnen CO2-armes Bio-LNG für den Schwerlastverkehr produzieren. Diese Menge reicht aus, um 4.000-5.000 LNG- LKW pro Jahr zu dekarbonisieren. Im Vergleich zu konventionellen Diesel-LKW können wir damit den CO2-Ausstoß um bis zu 1 Mio. Tonnen reduzieren.\r\n\r\nAuch ein LNG-Tankstellennetz haben wir bereits aufgebaut. Über 30 Shell LNG-Stationen in Deutschland sollen den Schwerlastverkehr mit Bio-LNG versorgen. Hier kommt der integrierte Ansatz von Shell zur Geltung, indem wir ein neues, ganzheitliches Geschäftsmodell von der Produktion über die Verflüssigung bis hin zum Vertrieb aufbauen.\r\n\r\nDoch nicht nur den Schwerlastverkehr haben wir im Blick. Auch der Wärmesektor kann von einem signifikant größeren Angebot von Biomethan profitieren. Für CO2-reduzierte Hochtemperaturprozesse in der Industrie und für die Fernwärmeerzeugung von Stadtwerken kann Biomethan eine Alternative sein. Darüber hinaus kann die Container- und Kreuzschifffahrt als schwer zu dekarbonisierender Wirtschaftssektor ein wichtiger Markt für den zukünftigen Einsatz von Bio-LNG sein.\r\n\r\n\r\nHERAUSFORDERUNG > Produktion von Biomethan auf industrielles Niveau heben\r\n\r\nIn Deutschland kennt man die Biogas-Produktion vor allem im kleinen Maßstab. Annähernd zehntausend zumeist landwirtschaftliche Anlagen prägen das Bild. Es werden jedoch kaum die technologischen Möglichkeiten ausgeschöpft, die heute zur Verfügung stehen. Für viele Anlagen stellt bereits die Aufbereitung von Rohbiogas zu hochreinem Biomethan eine schwer zu überwindende Hürde dar.\r\n\r\nDer große Vorteil von Biomethan liegt aber in seiner Skalierbarkeit auf industrielles Niveau. Erst durch die Produktion im industriellen Maßstab kann Biomethan von einem Nischenprodukt zu einem Eckpfeiler des Energiesystems werden, der nicht von EEG-Subventionen abhängig ist. Der entscheidende Punkt dabei ist technologische Innovation:\r\n\r\nIn den industriellen Großanlagen der Shell-Tochter Nature Energy entsteht eine Form der Bioenergie, für die Energiepflanzen nicht zwingend notwendig sind. Es erfolgt eine hocheffiziente Umwandlung von Abfall- und Reststoffen in wertvolle Energie. CCS gehört hier zum Standard: Das im Gärprozess anfallende CO2 wird vor Ort verflüssigt und gelangt nicht zurück in die Atmosphäre. Selbst CO2 muss hier kein wertloser Abfall mehr sein. Fortschrittliche Technologien können biogenes CO2 sogar mit grünem Wasserstoff zu synthetischem Methan kombinieren.\r\n\r\nDer Gärrest wiederum kann in seinem Nährstoffgehalt so präzise festgelegt werden, dass er als Dünger den Bedürfnissen landwirtschaftlicher Betriebe vor Ort entspricht. Der hochwertige Dünger ist reich an mineralischem Stickstoff und kann im Vergleich zu organischem Dünger dabei helfen, die Nitratbelastung des Grundwassers zu verringern.\r\n\r\nSo entsteht eine zirkuläre Bioökonomie, die landwirtschaftlichen Betrieben neue Möglichkeiten eröffnet. Diese Art der nachhaltigen Wertschöpfung würde nicht nur Ressourcen optimal nutzen, sondern auch die finanzielle Sicherheit und Wettbewerbsfähigkeit der Landwirtschaft fördern.\r\n\r\n\r\nHEBELWIRKUNG > Methan-Emissionen der Landwirtschaft bedeutend reduzieren\r\n\r\nDas Besondere an Biomethan aus landwirtschaftlichen Reststoffen: Die Vergärung von Gülle und Mist verhindert, dass das darin enthaltene Methan beim Düngen landwirtschaftlicher Flächen in die Atmosphäre entweicht. Methan hat im Vergleich zu CO2 einen vielfach stärkeren Treibhauseffekt. Der Effekt der vermiedenen Methanemissionen ist so groß, dass die RED II Biomethan einen negativen Emissionsfaktor von -79g CO2-eq/MJ zuweist. (1)\r\n\r\nInsbesondere bei Gülle und Mist sehen wir ungenutzte Möglichkeiten: Aktuellen Zahlen des Umweltbundesamts zufolge gelangen pro Jahr 233 kt Methan (2023) (2) beim Lagern und Ausbringen von Gülle und Mist in die Atmosphäre. Das entspricht umgerechnet mehr als 6,5 Mio. t CO2. (3) Die Vergärung bietet hier eine der effektivsten Möglichkeiten, jedes Jahr mehrere Millionen Tonnen CO2-eq zu vermeiden. Um dieses Potenzial zu heben, sollten wir verstärkt über Mechanismen nachdenken, die den Einsatz von Gülle und Mist in der Biomethan-Produktion erhöhen können.\r\n\r\n\r\nWEITBLICK > Die strategische Bedeutung des grünen Moleküls anerkennen\r\n\r\nShell ist überzeugt von der zukünftigen Bedeutung des grünen Methanmoleküls, das zur Energiesicherheit beitragen, die Treibhausgas-Emissionen reduzieren und die Wirtschaft stärken kann. Wir sehen Biomethan als integralen Bestandteil eines diversifizierten, widerstandsfähigen Energieportfolios.\r\n\r\nDies zu verwirklichen, erfordert zum einen erhebliche Investitionen seitens der Wirtschaft, und zum anderen einen politischen Rahmen, der die strategische Bedeutung des grünen Moleküls anerkennt. Ein nationales Ausbauziel für die Biomethan-Produktion wäre nicht nur ein starkes politisches Signal. Es würde auch die Investitionssicherheit schaffen, die wir als Unternehmen dringend benötigen.\r\n\r\n\r\n(1) Richtline (EU) 2023/2413, Anhang VI, Teil D\r\n\r\n(2) https://www.umweltbundesamt.de/daten/land-forstwirtschaft/beitrag-der-landwirtschaft-zu-den-treibhausgas\r\n\r\n(3) Umrechnung von Methan in CO2-Äquivalente mit Faktor 28 gemäß GWP100-Werten des Fünften Sachstandsberichts des IPCC (2014/2015)"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Ernährung und Landwirtschaft (BMEL) (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Das Ende der GasNZV\r\nGasnetzanschluss für industrielle Biomethan-Anlagen zukunftsfähig gestalten\r\nVorschläge von Shell\r\n\r\nMit dem Auslaufen der GasNZV steht der regulatorische Rahmen für Biomethan-Anlagen auf der Kippe. Shell möchte dazu beitragen, einen zukunftsfähigen Rechtsrahmen zu schaffen, der wirtschaftlich sinnvolle Projekte ermöglicht und so die Dekarbonisierung und Versorgungssicherheit fördert. Shell bringt dazu internationale Erfahrung, industrielle Umsetzungskraft und ein tiefes Verständnis für die Transformationsbedarfe des Gasmarktes mit.\r\n\r\nHINTERGRUND > Das Auslaufen der GasNZV steht Ende des Jahres bevor\r\n\r\nDie GasNZV regelte bislang zentrale Privilegien für den Netzanschluss von Biomethananlagen – darunter den Anschlussvorrang, die Kostenteilung, die Mindestverfügbarkeit und den Ausbauanspruch. Mit dem Wegfall der GasNZV droht ein regulatorisches Vakuum. Die Privilegien sind ein zentraler Investitionsanreiz, gerade weil die Netzinfrastruktur für Biomethanprojekte oft angepasst werden muss. Ohne Nachfolgeregelung stehen Investitionen in neue Biomethan-Anlagen auf der Kippe, obwohl diese als verlässliche, speicherbare und flexibel einsetzbare grüne Energiequelle dringend benötigt werden.\r\n\r\nPERSPEKTIVE > Industrielle Biomethan-Anlagen als Transformationsmotor\r\n\r\nShell steht aktuell davor, die ersten industriellen Biomethan-Anlagen in Deutschland zu errichten, die durch ihre Größe und Effizienz signifikante Mengen an erneuerbarem Gas produzieren können. Diese Großanlagen unterscheiden sich grundlegend von den heute in Deutschland weit verbreiteten Biogas-Kleinanlagen: Mit einer Einspeisekapazität bis zu 2.000 nm³/h und jährlich rund 200 GWh Energie-Output pro Anlage eröffnen industriell skalierte Biomethan-Anlagen ein neues Kapitel technologisch fortschrittlicher Bioenergie-Gewinnung. Durch hochmodernen Anlagenbau werden zudem Methan-Emissionen minimiert und konsequent überwacht.\r\n\r\nRISIKO > Ohne ausgewogene Nachfolgeregelung drohen Investitionsstopps\r\n\r\nOhne eine ausgewogene Nachfolgeregelung droht ein ungeordneter Bruch mit der bisherigen Praxis. Ohne Anschlussvorrang, ohne Mindestverfügbarkeit und ohne faire Kostenteilung würden die Marktbedingungen wegbrechen. Kalkulationsrisiken und Kostendruck würden massiv steigen. Das Risiko: Investitionsstopps für industrielle Biomethanprojekte. Projekte könnten allein am Netzanschluss scheitern. Dies wäre ein herber Rückschritt für grüne Gase, konträr zur Zielsetzung der Bundesregierung, attraktive Rahmenbedingungen zu schaffen und grüne Business Cases technologieoffen zu ermöglichen.\r\n\r\nKONTEXT > Shell teilt die Stoßrichtung des BMWE für einen neuen Rechtsrahmen\r\n\r\nDas BMWE hat im Rahmen seiner Vorhabenvorschläge für die 21. Legislatur bereits signalisiert: Biomethan soll weiterhin ins Gasnetz integriert werden – aber wirtschaftlich tragfähig. Finanzielle Privilegien sollen auslaufen, aber ein vorrangiger Netzanschluss grundsätzlich erhalten bleiben. Gleichzeitig soll vermieden werden, dass unwirtschaftliche Gasleitungen aufgrund einzelner Netzanschlüsse weiterbetrieben werden müssen. Das Ziel ist ein planungssicherer Rechtsrahmen im Kontext der Gasnetztransformation. Shell teilt diese Stoßrichtung – und schlägt eine ausgewogene Lösung vor.\r\n\r\nVORSCHLAG > Qualifizierter Netzanschluss für industrielle Biomethan-Anlagen\r\n\r\nAngesichts der hohen Anzahl an Anschlussbegehren ist der Netzanschluss von Biomethan kein Randthema mehr, sondern ein wichtiger Teil der Transformationsstrategie. Je mehr Biomethan-Anlagen ans Netz wollen, desto größer wird der Druck auf Investitionsbudgets, Betriebskosten und Netzentgelte. Den Anschlussvorrang und die Kostenteilung in diesem Umfeld unverändert zu erhalten, wäre weder ökonomisch noch politisch vertretbar.\r\n\r\nShell sieht, dass ein unbeschränkter Anschlussvorrang für jede Biogasanlage – unabhängig von Größe, Standort oder Einspeisemenge – langfristig zu Fehlanreizen führt. Auch aus unserer Sicht ist es nicht sinnvoll, wenn Netzbetreiber Infrastrukturmaßnahmen finanzieren müssen, die in keinem Verhältnis zum Nutzen stehen.\r\n\r\nShell plädiert daher nicht für ein Festhalten an alten Privilegien, sondern für einen neuen Rechtsrahmen, der die Ziele des BMWE aufgreift und als tragfähiger Kompromiss sowohl die Interessen der Netzbetreiber berücksichtigt als auch Investitionssicherheit für großtechnische Biomethanprojekte schafft.\r\n\r\nDieser neue Rahmen erhält zentrale Elemente aus der GasNZV, aber modernisiert sie im Sinne von Wirtschaftlichkeit und Versorgungssicherheit. Im Mittelpunkt steht dabei ein qualifizierter Netzanschluss mit fairer Kostenteilung, der Planungssicherheit für leistungsstarke, emissionsarme und technologisch fortschrittliche Biomethan-Anlagen bietet.\r\n\r\nUnser Vorschlag umfasst die folgenden Parameter:\r\n\r\n- Anschlussvorrang: Bleibt erhalten, aber nicht für alle, sondern als „qualifizierter Vorrang“, z.B. für Anlagen mit zertifizierter Mindest-Einspeisemenge oder bei nachgewiesener Kosteneffizienz\r\n- Kostenteilung: Angepasst für mehr gegenseitige Fairness, z.B. 50 % Netzbetreiber + 50 % Erzeuger\r\n- Mindestverfügbarkeit und Ausbauanspruch:\r\nBleiben erhalten\r\n- Methan-Emissionen: Anschluss wird nur modernen Anlagen mit minimalen Methan-Emissionen und konsequenter Überwachung gewährt\r\n- Technologieoffenheit: Regulatorik ist offen für alle grünen Gase (z.B. Biomethan, Wasserstoff), die gleichberechtigt strukturelle Unterstützung erhalten\r\n- Standardisierung: Bundesweit einheitlicher Netzanschlussprozess mit digitalisierten Anträgen und verbindlichen Fristen für effiziente, zügige Umsetzung\r\n\r\nMit diesen Vorschlägen wäre ein Interessenausgleich zwischen Netzbetreibern und Produzenten erreichbar: Die wirtschaftliche Effizienz wird durch Förderung größerer Einspeisepunkte gewährleistet. Gleichzeitig bestehen Investitionsanreize für industrielle Biomethan-Projekte.\r\n\r\nAUSBLICK > Wettbewerbsfähigkeit Deutschlands hängt an Gasnetztransformation\r\n\r\nBiomethan-Anlagen mit erheblichem Einspeisepotenzial und technischer Reife sollten auch in Zukunft zu wettbewerbsfähigen Bedingungen ans Gasnetz angeschlossen werden können. Für Shell bedarf es hierfür einer Priorisierung entlang nachvollziehbarer ökonomischer und ökologischer Kriterien.\r\n\r\nIndustriell skalierte Biomethan-Anlagen stellen Industrieprojekte mit langen Vorlaufzeiten und hohem Kapitaleinsatz dar. Für die Umsetzung solcher Projekte sind ein planungssicherer Rechtsrahmen und ein attraktives Geschäftsumfeld von essentieller Bedeutung. Durch gezielte Investitionsanreize – die es nun neu zu entwickeln gilt – können eben jene Biomethan-Anlagen realisiert werden, die für die Wärmewende, für die Verkehrswende und für die Transformation der Industrie in Deutschland eine Schlüsselrolle spielen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.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":"2025-07-21"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012370","regulatoryProjectTitle":"Rahmenbedingungen für industrielle Biomethan-Produktion verbessern","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/29/66/745063/Stellungnahme-Gutachten-SG2605300001.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":"Das Ende der GasNZV\r\nGasnetzanschluss für industrielle Biomethan-Anlagen zukunftsfähig gestalten\r\nVorschläge von Shell\r\n\r\nMit dem Auslaufen der GasNZV steht der regulatorische Rahmen für Biomethan-Anlagen auf der Kippe. Shell möchte dazu beitragen, einen zukunftsfähigen Rechtsrahmen zu schaffen, der wirtschaftlich sinnvolle Projekte ermöglicht und so die Dekarbonisierung und Versorgungssicherheit fördert. Shell bringt dazu internationale Erfahrung, industrielle Umsetzungskraft und ein tiefes Verständnis für die Transformationsbedarfe des Gasmarktes mit.\r\n\r\nHINTERGRUND > Das Auslaufen der GasNZV steht Ende des Jahres bevor\r\n\r\nDie GasNZV regelte bislang zentrale Privilegien für den Netzanschluss von Biomethananlagen – darunter den Anschlussvorrang, die Kostenteilung, die Mindestverfügbarkeit und den Ausbauanspruch. Mit dem Wegfall der GasNZV droht ein regulatorisches Vakuum. Die Privilegien sind ein zentraler Investitionsanreiz, gerade weil die Netzinfrastruktur für Biomethanprojekte oft angepasst werden muss. Ohne Nachfolgeregelung stehen Investitionen in neue Biomethan-Anlagen auf der Kippe, obwohl diese als verlässliche, speicherbare und flexibel einsetzbare grüne Energiequelle dringend benötigt werden.\r\n\r\nPERSPEKTIVE > Industrielle Biomethan- Anlagen als Transformationsmotor\r\n\r\nShell steht aktuell davor, die ersten industriellen Biomethan-Anlagen in Deutschland zu errichten, die durch ihre Größe und Effizienz signifikante Mengen an erneuerbarem Gas produzieren können. Diese Großanlagen unterscheiden sich grundlegend von den heute in Deutschland weit verbreiteten Biogas-Kleinanlagen: Mit einer Einspeisekapazität bis zu 2.000 nm³/h und jährlich rund 200 GWh Energie-Output pro Anlage eröffnen industriell skalierte Biomethan-Anlagen ein neues Kapitel technologisch fortschrittlicher Bioenergie-Gewinnung. Durch hochmodernen Anlagenbau werden zudem Methan-Emissionen minimiert und konsequent überwacht.\r\n\r\nRISIKO > Ohne ausgewogene Nachfolge- regelung drohen Investitionsstopps\r\n\r\nOhne eine ausgewogene Nachfolgeregelung droht ein ungeordneter Bruch mit der bisherigen Praxis. Ohne garantierte Anschlussdauer, ohne Mindestverfügbarkeit und ohne faire Kostenteilung würden die Marktbedingungen wegbrechen. Kalkulationsrisiken und Kostendruck würden massiv steigen. Das Risiko: Investitionsstopps für industrielle Biomethanprojekte. Projekte könnten allein am Netzanschluss scheitern. Dies wäre ein herber Rückschritt für grüne Gase, konträr zur Zielsetzung der Bundesregierung, attraktive Rahmenbedingungen zu schaffen und grüne Business Cases technologieoffen zu ermöglichen.\r\n\r\nKONTEXT > Shell teilt die Stoßrichtung des BMWE für einen neuen Rechtsrahmen\r\n\r\nDas BMWE hat im Rahmen seiner Vorhabenvorschläge für die 21. Legislatur bereits signalisiert: Biomethan soll weiterhin ins Gasnetz integriert werden – aber wirtschaftlich tragfähig. Finanzielle Privilegien sollen auslaufen, aber ein vorrangiger Netzanschluss grundsätzlich erhalten bleiben. Gleichzeitig soll vermieden werden, dass unwirtschaftliche Gasleitungen aufgrund einzelner Netzanschlüsse weiterbetrieben werden müssen. Das Ziel ist ein planungssicherer Rechtsrahmen im Kontext der Gasnetztransformation. Shell teilt diese Stoßrichtung – und schlägt eine ausgewogene Lösung vor.\r\n\r\nVORSCHLAG > Qualifizierter und differenzierter Netzanschluss für Biomethan-Anlagen\r\n\r\nAngesichts der hohen Anzahl an Anschlussbegehren ist der Netzanschluss von Biomethan ein wichtiger Teil der Transformationsstrategie. Je mehr Biomethan-Anlagen ans Netz wollen, desto größer wird der Druck auf Investitionsbudgets, Betriebskosten und Netzentgelte. Die Anschlussbedingungen in diesem Umfeld unverändert zu erhalten, wäre weder ökonomisch noch politisch vertretbar.\r\nShell plädiert daher nicht für ein Festhalten an alten Privilegien, sondern für einen neuen Rechtsrahmen, der als tragfähiger Kompromiss sowohl die Interessen der Netzbetreiber berücksichtigt als auch Investitionssicherheit für großtechnische Biomethanprojekte schafft. Unser Vorschlag umfasst die folgenden Parameter:\r\n\r\n1. Neue Effizienzkriterien für die Kostenteilung\r\n\r\nEine Kostenteilung beim Gasnetzanschluss sollte weiterhin bestehen, jedoch nicht pauschal für alle Projekte, sondern in qualifizierter Form auf Basis objektiver Effizienzkriterien. Als wichtigstes Kriterium sollte ein Schwellenwert eingeführt werden, der die Anschlusskosten ins Verhältnis zur Einspeiseleistung (Nm3/h) einer Anlage setzt.\r\n\r\nMechanismus: Liegt ein Projekt unterhalb des Schwellenwerts, bleibt die bestehende Kostenteilung erhalten. Liegt ein Projekt oberhalb des Schwellenwerts, trägt der Anlagenbetreiber die darüber hinausgehenden Kosten selbst. Dies ermöglicht eine gezielte Förderung wirtschaftlich sinnvoller Projekte, während ineffiziente Netzausbaumaßnahmen vermieden werden.\r\n\r\n2. Ausweisung von Biomethan-Vorranggebieten\r\n\r\nDer Netzanschluss sollte künftig durch Ausweisung von Biomethan-Vorranggebieten stärker regional differenziert ausgestaltet werden, unter Berücksichtigung von Biomassepotenzial und bestehender Infrastruktur. Dies stellt sicher, dass Biomethan dort entwickelt wird, wo es systemisch sinnvoll und volkswirtschaftlich effizient ist.\r\n\r\nInnerhalb von Biomethan-Vorranggebieten gilt: Hohe Biomasseverfügbarkeit, systemischer Bedarf vorhanden, Planungssicherheit durch langfristige Anschlussgarantien (mind. 20 Jahre). Außerhalb solcher Vorranggebiete gilt: Anschlussdauer frei verhandelbar, bei fehlender Wirtschaftlichkeit auch Ablehnung des Anschlusses möglich.\r\n\r\n3. Vertragliche Gegenseitigkeit\r\n\r\nDie bisherige Regelung der GasNZV verpflichtete primär Netzbetreiber zur Vorhaltung von Kapazitäten. Für ein zukunftsfähiges System ist eine ausgewogene Risikoverteilung erforderlich: Künftig sollten sowohl die verbindlich vorgehaltene Netzkapazität durch den Netzbetreiber vertraglich festgelegt werden als auch eine verbindliche Mindestnutzung des Anschlusses durch den Anlagenbetreiber (auf Basis zugesicherter Einspeiseleistung).\r\n\r\nDies schafft Planungssicherheit auf beiden Seiten: Netzbetreiber können Infrastruktur effizient planen, Anlagenbetreiber erhalten verlässliche Anschlussbedingungen.\r\n\r\nAUSBLICK > Wettbewerbsfähigkeit Deutschlands hängt an Gasnetztransformation\r\n\r\nBiomethan-Anlagen mit erheblichem Einspeisepotenzial sollten zu wettbewerbsfähigen Bedingungen ans Gasnetz angeschlossen werden können. Dazu gehört ein regulatorischer Rahmen, der gezielt die wirtschaftlich und systemisch sinnvollsten Biomethan-Projekte ermöglicht.\r\n\r\nDabei stellen industriell skalierte Biomethan-Anlagen Industrieprojekte mit langen Vorlaufzeiten und hohem Kapitaleinsatz dar. Für die Umsetzung solcher Projekte sind ein planungssicherer Rechtsrahmen und ein attraktives Geschäftsumfeld von essentieller Bedeutung. Durch gezielte Investitionsanreize – die es nun neu zu entwickeln gilt – können eben jene Biomethan-Anlagen realisiert werden, die für die Wärmewende, für die Verkehrswende und für die industrielle Transformation in Deutschland eine Schlüsselrolle spielen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Landwirtschaft, Ernährung und Heimat (BMLEH)","shortTitle":"BMLEH","url":"https://www.bmel.de/DE/Home/home_node.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.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":"2026-05-30"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012447","regulatoryProjectTitle":"Differenzierende Beschränkung der Nutzung von PFAS / PFAS restriction proposal","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/cb/62/360124/Stellungnahme-Gutachten-SG2409300128.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":"Shell unterstützt den europäischen Green Deal und die Chemikalienstrategie für Nachhaltigkeit, die Teil des Null-Schadstoff-Ziels der EU sind. Shell arbeitet mit verschiedenen Handels- und Branchenorganisationen zusammen und kann durch unsere Zusammenarbeit Beiträge zu branchenweiten Themen, Problemen und Herausforderungen liefern. \r\nDas Verbot von Stoffen sollte auf der Grundlage wissenschaftlicher Bewertungen erfolgen und die Auswirkungen auf Produktionsabläufe und kritische Anwendungen bewerten. \r\nDie Vorschriften sollten angemessen durchsetzbar sein und sicherstellen, dass die problematischen Aspekte, die reguliert werden, nicht in andere Rechtsordnungen mit geringerer Regulierung verlagert werden. \r\nGegebenenfalls sollten die Vorschriften schrittweise angepasst werden, um die Beschaffung alternativer Materialien/Produkte und die Entwicklung von Lieferketten zu ermöglichen, und – wenn erforderlich – könnten begrenzte Ausnahmen in Betracht gezogen werden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-07-19"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015651","regulatoryProjectTitle":"Vorschlag zur Schaffung eines Nachfragemechanismus für dekarbonisierte Industrieprodukte ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/8e/8a/503956/Stellungnahme-Gutachten-SG2503120021.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":"Shell EU Transparency Register: 05032108616-26                                         \t\t               December 2024 \r\n\r\nAccelerating EU Decarbonisation:\r\nConcept Note on Demand Market Strategies for Energy-Intensive Industries\r\nObjective: \r\nAchieving deep decarbonisation of EU industries by leveraging demand markets for low-carbon products, driving investments into EU value chains. \r\nWhilst Shell supports the proposal of exploring bringing this mechanism to market, industry wide problems must be addressed by the industry and society together. \r\nStatus quo: \r\nThe competitiveness of the EU’s energy-intensive industries is under significant pressure. Increasing imports and a limited willingness among customers to pay premiums for low-carbon products, make it challenging to balance the significantly higher capital and operating expenses of Europe’s energy-intensive industries. \r\nAt the same time, EU industry is required to achieve zero emissions by 2040 under the design of the current EU Emissions Trading System (ETS). Given project cycles of 10 to 15 years for technologies such as clean hydrogen and carbon capture and storage, urgent investments are needed to transform European industrial value chains. \r\nWith an effective Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM), including an exports solution, customers are still expected to favour imports of low-carbon products, given their lower production costs. The more complex the sector, the less feasible the tracing of carbon emissions, further reducing the effectiveness of CBAM. \r\nPolicy proposal: \r\nPlace mandates on the sale of finished products (such as chemicals, steel, cement) in the EU that deliver investments into decarbonisation of their European industrial value chains, while providing a compliance pathway for importers. \r\nPolicy principles: \r\n1.\tFoster demand markets for low-carbon products by establishing binding obligations on finished products sold in the EU. \r\n2.\tEnsure demand measures drive investments into European value chains.\r\n3.\tStructure the mandate to benefit the decarbonisation of energy-intensive industries.\r\n4.\tAdaptable for various sectors, with flexibility for individual design features.\r\n5.\tAvoids tracking the carbon footprint of finished products, limiting due diligence and reporting burdens.\r\n6.\tDirectly channel funds raised by the compliance mechanism to support decarbonisation investments.\r\n7.\tIndependent verification and certification of emissions reductions within value chains.\r\n\r\n\r\nPolicy mechanism: \r\nThe selling of finished products in the EU under the proposed policy would require the party closest to the consumer, usually the brand owner, to purchase sector-specific abatement credits. The number of credits needed by the obligated party will be determined based on an annual emission reduction target for the sector. The level of targets should be aligned with the emissions and circularity targets of the EU. The target will be calculated based on the emissions of the materials sold in the EU in the reference period. The benchmarks should be regularly updated based on transparent and agreed criteria. \r\nThe obligation to purchase credits for the sale of finished products applies equally to importers. \r\nIf obligated parties fail to comply, they face a penalty, in addition to the cost of purchasing the necessary abatement credits. \r\nCredits would be generated by qualifying decarbonisation projects in the respective EU value chains. \r\nThis approach ensures that as emissions reduction targets increase, the obligation to purchase credits also scales accordingly, promoting continuous investment in decarbonisation within the sector. Over time, the mechanism should adjust to account for an increase in circular and bio-based content of finished products.\r\n\r\n Illustration of the concept: Chemicals (percentages listed in the example are only for illustrative purposes) \r\n1.\tCurrent Emissions and Sales:\r\no\tTotal emissions in the EU chemicals sector: X kta (kilotonnes per annum).\r\no\tTotal chemicals content in sales: Y kta (e.g., polymers). \r\n2.\tYear N+5 Target:\r\no\tGoal: Reduce emissions by 20% compared to year N.\r\no\tRequirement: Sales must purchase 20% * (X/Y) credits from European chemical producers. \r\n3.\tYear N+10 Target:\r\no\tGoal: Reduce emissions by 40% compared to year N.\r\no\tRequirement: Sales must purchase 40% * (X/Y) credits from European chemical producers.\r\n\r\nImpact on product prices: \r\nTaking the example of the chemicals sector, most analysed products (PET bottles, PE plastic bags, cars, PVC window frames) would see consumer prices rise by a small fraction, that would avoid inflationary pressures, to cover emissions from polymeric components. Calculations were based on the extra cost of a mandate covering 100% of CO2 emissions related to the polymer content with a typical mix of abatement options. Initially, the percentage of covered emissions would be lower (e.g., 10%), resulting in even smaller consumer price impacts. \r\n\r\nProposed legislative home: \r\nIndustrial Decarbonisation Accelerator Act and based on an Impact Assessment.\r\n\r\nPlease also compare to similar initiatives such as Call for Demand Creation to Drive Industry Investments (www.demandcreation.eu).  \r\n\r\n\r\n\r\nCautionary Note\r\nThe companies in which Shell plc directly and indirectly owns investments are separate legal entities. In this document “Shell”, “Shell Group” and “Group” are sometimes used for convenience where references are made to Shell plc and its subsidiaries in general. Likewise, the words “we”, “us” and “our” are also used to refer to Shell plc and its subsidiaries in general or to those who work for them. These terms are also used where no useful purpose is served by identifying the particular entity or entities. ‘‘Subsidiaries’’, “Shell subsidiaries” and “Shell companies” as used in this document refer to entities over which Shell plc either directly or indirectly has control. The term “joint venture”, “joint operations”, “joint arrangements”, and “associates” may also be used to refer to a commercial arrangement in which Shell has a direct or indirect ownership interest with one or more parties.  The term “Shell interest” is used for convenience to indicate the direct and/or indirect ownership interest held by Shell in an entity or unincorporated joint arrangement, after exclusion of all third-party interest. \r\nForward-Looking Statements\r\nThis document contains forward-looking statements (within the meaning of the U.S. Private Securities Litigation Reform Act of 1995) concerning the financial condition, results of operations and businesses of Shell. All statements other than statements of historical fact are, or may be deemed to be, forward-looking statements. Forward-looking statements are statements of future expectations that are based on management’s current expectations and assumptions and involve known and unknown risks and uncertainties that could cause actual results, performance or events to differ materially from those expressed or implied in these statements. Forward-looking statements include, among other things, statements concerning the potential exposure of Shell to market risks and statements expressing management’s expectations, beliefs, estimates, forecasts, projections and assumptions. These forward-looking statements are identified by their use of terms and phrases such as “aim”; “ambition”; ‘‘anticipate’’; ‘‘believe’’; “commit”; “commitment”; ‘‘could’’; ‘‘estimate’’; ‘‘expect’’; ‘‘goals’’; ‘‘intend’’; ‘‘may’’; “milestones”; ‘‘objectives’’; ‘‘outlook’’; ‘‘plan’’; ‘‘probably’’; ‘‘project’’; ‘‘risks’’; “schedule”; ‘‘seek’’; ‘‘should’’; ‘‘target’’; ‘‘will’’; “would” and similar terms and phrases. There are a number of factors that could affect the future operations of Shell and could cause those results to differ materially from those expressed in the forward-looking statements included in this document, including (without limitation): (a) price fluctuations in crude oil and natural gas; (b) changes in demand for Shell’s products; (c) currency fluctuations; (d) drilling and production results; (e) reserves estimates; (f) loss of market share and industry competition; (g) environmental and physical risks; (h) risks associated with the identification of suitable potential acquisition properties and targets, and successful negotiation and completion of such transactions; (i) the risk of doing business in developing countries and countries subject to international sanctions; (j) legislative, judicial, fiscal and regulatory developments including regulatory measures addressing climate change; (k) economic and financial market conditions in various countries and regions; (l) political risks, including the risks of expropriation and renegotiation of the terms of contracts with governmental entities, delays or advancements in the approval of projects and delays in the reimbursement for shared costs; (m) risks associated with the impact of pandemics, such as the COVID-19 (coronavirus) outbreak, regional conflicts, such as the Russia-Ukraine war, and a significant cybersecurity breach; and (n) changes in trading conditions. No assurance is provided that future dividend payments will match or exceed previous dividend payments. All forward-looking statements contained in this document are expressly qualified in their entirety by the cautionary statements contained or referred to in this section. Readers should not place undue reliance on forward-looking statements. Additional risk factors that may affect future results are contained in Shell plc’s Form 20-F for the year ended December 31, 2023 (available at www.shell.com/investors/news-and-filings/sec-filings.html and www.sec.gov). These risk factors also expressly qualify all forward-looking statements contained in this document and should be considered by the reader.  Each forward-looking statement speaks only as of the date of this document, March 13, 2025. Neither Shell plc nor any of its subsidiaries undertake any obligation to publicly update or revise any forward-looking statement as a result of new information, future events or other information. In light of these risks, results could differ materially from those stated, implied or inferred from the forward-looking statements contained in this document.\r\nShell’s Net Carbon Intensity\r\nAlso, in this document we may refer to Shell’s “Net Carbon Intensity” (NCI), which includes Shell’s carbon emissions from the production of our energy products, our suppliers’ carbon emissions in supplying energy for that production and our customers’ carbon emissions associated with their use of the energy products we sell. Shell’s NCI also includes the emissions associated with the production and use of energy products produced by others which Shell purchases for resale. Shell only controls its own emissions. The use of the terms Shell’s “Net Carbon Intensity” or NCI are for convenience only and not intended to suggest these emissions are those of Shell plc or its subsidiaries.\r\nShell’s net-zero emissions target\r\nShell’s operating plan, outlook and budgets are forecasted for a ten-year period and are updated every year. They reflect the current economic environment and what we can reasonably expect to see over the next ten years. Accordingly, they reflect our Scope 1, Scope 2 and NCI targets over the next ten years. However, Shell’s operating plans cannot reflect our 2050 net-zero emissions target, as this target is currently outside our planning period. In the future, as society moves towards net-zero emissions, we expect Shell’s operating plans to reflect this movement. However, if society is not net zero in 2050, as of today, there would be significant risk that Shell may not meet this target. \r\nForward-Looking non-GAAP measures\r\nThis document may contain certain forward-looking non-GAAP measures such as [cash capital expenditure] and [divestments]. We are unable to provide a reconciliation of these forward-looking non-GAAP measures to the most comparable GAAP financial measures because certain information needed to reconcile those non-GAAP measures to the most comparable GAAP financial measures is dependent on future events some of which are outside the control of Shell, such as oil and gas prices, interest rates and exchange rates. Moreover, estimating such GAAP measures with the required precision necessary to provide a meaningful reconciliation is extremely difficult and could not be accomplished without unreasonable effort. Non-GAAP measures in respect of future periods which cannot be reconciled to the most comparable GAAP financial measure are calculated in a manner which is consistent with the accounting policies applied in Shell plc’s consolidated financial statements.\r\nThe contents of websites referred to in this document do not form part of this document.\r\n\r\nWe may have used certain terms, such as resources, in this document that the United States Securities and Exchange Commission (SEC) strictly prohibits us from including in our filings with the SEC.  Investors are urged to consider closely the disclosure in our Form 20-F, File No 1-32575, available on the SEC website www.sec.gov. \r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-03-20"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015652","regulatoryProjectTitle":"Sichere Energie für eine stabile Wirtschaft mit weniger Emissionen -  Vorschläge von Shell ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/e1/53/503958/Stellungnahme-Gutachten-SG2503260030.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":"SICHERE ENERGIE\r\nfür eine stabile Wirtschaft mit weniger Emissionen\r\nVorschläge von Shell\r\n\r\n\r\nDie politischen Weichen in Deutschland werden neu gestellt. Um industrielle Wertschöpfung zu erhalten und neues Wirtschaftswachstum zu ermöglichen, braucht es eine stabile und verlässliche Versorgung mit Energie, also mit Elektronen und Molekülen. Als verlässlicher Lieferant für Industrie, Stadtwerke und Konsumenten hat für Shell Versorgungssicherheit eine hohe Priorität. Damit künftig sichere Energie mit immer weniger Emissionen bezahlbar für eine starke Wirtschaft und eine emissionsärmere Mobilität bereitgestellt werden kann, investiert Shell – gegen den allgemeinen Trend – mehr als 1,5 Mrd. Euro in Transformationsprojekte am Standort Deutschland.\r\n\r\n\r\nEnergiesicherheit heute und morgen\r\nOhne verlässliche und bezahlbare Energie keine Industrie und kein Wirtschaftswachstum. Dass eine stabile Energie-versorgung keine Selbstverständlichkeit ist, haben wir nicht zuletzt durch den russischen Angriffskrieg in der Ukraine erfahren müssen. Eine Lehre daraus: Als wichtiges Glied in der Energiebereitstellung wie auch der Wertschöpfungskette der chemischen Industrie muss Deutschland Raffineriestandort bleiben.\r\nUm Energiesicherheit sicherzustellen, braucht es Investitionen. Um mehr Investitionen anzuregen und eine sichere Energieversorgung weiterhin zu gewährleisten, sollte sich eine neue Bundesregierung vor allem darauf konzentrieren, stabile, verlässliche und attraktive Rahmenbedingungen zu schaffen, unter anderem durch: \r\n\r\n•\tWeiteren Abbau von Bürokratie, z.B. durch verein-fachte Genehmigungsverfahren\r\n•\tNoch schnellere Planungs- und Genehmigungs-prozesse, z.B. beim Wasserstoffbeschleunigungsgesetz und einem übergeordneten öffentlichen Interesse für CCS-Infrastruktur\r\n•\tMehr Pragmatismus bei der Regulierung, z.B. bei der Technischen Anleitung zur Luftreinhaltung\r\n•\tEin politisches Bekenntnis der neuen Regierung zur Molekülwende und zum Raffineriestandort Deutsch-land, der dazu beitragen kann, das Risiko von Abhängigkeiten beim Energieimport zu reduzieren\r\n\r\nDamit lässt sich beides bewirken: entscheidende Impulse für neues Wachstum zu schaffen und gleichzeitig die Transformation der Wirtschaft weiter voranzubringen. \r\nTransformation für die Zukunft\r\nWirtschaft und Gesellschaft sind gemeinsam auf dem Weg in Richtung Klimaneutralität. Auch wenn über die Geschwindigkeit gestritten werden kann – die Richtung ist klar. Deshalb muss es gelingen, attraktive Geschäftsmodel-le für notwendige Technologien zu ermöglichen, die zur erfolgreichen Transformation beitragen.\r\nDie Schaffung transformativer Rahmenbedingungen – kluge Regulierung plus notwendige Infrastruktur – gelingt nicht durch Überregulierung, sondern vor allem durch effiziente und möglichst marktbasierte Energiepolitik:\r\n\r\n•\tPragmatischer und rechtssicherer Rahmen für Power-Purchase-Agreements (PPAs)\r\n•\tAmbitioniertere Treibhausgasminderungsquote im Verkehrssektor – auch über 2030 hinaus\r\n•\tNachfragesichernder Mechanismus für CO2-arme Chemie-Produkte, der gleichzeitig mit der Dekarbonisierung von EU-Wertschöpfungsketten verbunden ist; siehe dazu auch: www.demandcreation.eu\r\n•\tEntwicklung von grenzüberschreitenden Wertschöpfungsketten inkl. Infrastruktur für CCUS mit einer zeitnahen Implementierung gesetzlicher Rahmenbedingungen, z.B. Carbon-Management-Strategie, Kohlendioxid-Speicherungsgesetz, Ratifizierung Londoner Protokoll\r\n•\tPlanbarer Rahmen für notwendige wasserstofffähige Gaskraftwerke\r\n\r\nCO2-Reduzierung jetzt\r\nShell will auf globaler Ebene bis 2050 ein Netto-Null Emissionen Unternehmen werden. Dass die CO2-Reduktion auch in wirtschaftlich herausfordernden Zeiten weitergehen muss, ist kein Widerspruch, sondern kann mit verfügbaren Technologien bereits heute zusätzlich relevante Treibhausgaseinsparungen bringen – ohne staatliche Subventionen. Entscheidend dabei sollte die CO2-Reduzierung sein und nicht die Priorisierung bestimmter Technologien. Dies sollte die Grundlage einer pragmatischen Regulierung sein. Wir wollen dafür vielfältige Lösungen anbieten:\r\n\r\n•\tShell setzt auf die Zukunft der Elektromobilität und betreibt bereits über 2.400 Ladepunkte in Deutsch-land – und damit mehr Ladepunkte als Tankstellen. Das Ziel für den Ausbau der Ladeinfrastruktur muss die Stärkung des Wettbewerbs sein, u.a. durch die Beseitigung von Barrieren im Ausbau der Ladeinfrastruktur, einen schnelleren Netzausbau und standardisierte digitale Netzanschlussverfahren mit zeitlich geregelten Fristen zur Bearbeitung durch die Netzbetriebe.\r\n•\tWir bauen im Rheinland einen 100 MW-Elektrolyseur zusätzlich zu dem bereits im Betrieb befindlichen 10 MW-Elektrolyseur, um unseren Shell Energy & Chemicals Park weiter zu dekarbonisieren.\r\n•\tIm Shell Energy & Chemicals Park Rheinland – Deutsch-lands größter Raffinerie – bauen wir die größte unserer drei Öldestillationsanlagen ab und errichten eine neue Anlage für hochwertige Grundöle. Dabei handelt es sich um Raffinerieprodukte, die nicht verbrannt werden. Dies wird den CO2-Ausstoß um 620.000 Tonnen p.a. reduzieren.\r\n•\tAm gleichen Standort hat Shell Deutschlands größte Bio-LNG-Anlage in Betrieb genommen. Das dort produzierte Bio-LNG hat das Potential, die Emissionen im Schwerlastverkehr um bis zu 1.000.000 Tonnen CO2 p.a. im Vergleich zu Diesel-Lkw zu reduzieren.\r\n•\tDurch fortschrittliche Biokraftstoffe wie z.B. hydrierte Pflanzenöle, auch bekannt als HVO100, können die Emissionen des Schwerlastverkehrs weiter gesenkt werden – auch die der Bestandsflotte. Um den Umstieg auf fortschrittliche Biokraftstoffe anzureizen, braucht es eine energiesteuerliche Differenzierung zwischen fossilen und fortschrittlich-biogenen Kraftstoffen auf europäischer und nationaler Ebene.\r\n•\tBioenergie wie z.B. Biomethan kann einen wichtigen Beitrag zur Dekarbonisierung der Gasnetze und der Landwirtschaft leisten, ohne dabei die Artenviel-falt oder die Ernährungssicherheit zu belasten. Dazu braucht es ein belastbares Bekenntnis der neuen Bundesregierung zur wichtigen Rolle der Bioenergie. \r\n•\tMit flüssigen Brennstoffen trägt Shell maßgeblich zur Versorgung bei. Diese sollten zunehmend mit bio-basierten Brennstoffen kombiniert und ersetzt werden.\r\n\r\nWir wollen unseren Beitrag leisten, um die politischen Entscheider bei dem großen Vorhaben zu unterstützen, die Energiewende voranzutreiben und neue Impulse für ein Wirtschaftswachstum mit weniger Emissionen zu ermöglichen.\r\n\r\n\r\nCautionary Note\r\n\r\nThe companies in which Shell plc directly and indirectly owns investments are separate legal entities. In this document “Shell”, “Shell Group” and “Group” are sometimes used for convenience where references are made to Shell plc and its subsidiaries in general. Likewise, the words “we”, “us” and “our” are also used to refer to Shell plc and its subsidiaries in general or to those who work for them. These terms are also used where no useful purpose is served by identifying the particular entity or entities. ‘‘Subsidiaries’’, “Shell subsidiaries” and “Shell companies” as used in this document refer to entities over which Shell plc either directly or indirectly has control. The term “joint venture”, “joint operations”, “joint arrangements”, and “associates” may also be used to refer to a commercial arrangement in which Shell has a direct or indirect ownership interest with one or more parties.  The term “Shell interest” is used for convenience to indicate the direct and/or indirect ownership interest held by Shell in an entity or unincorporated joint arrangement, after exclusion of all third-party interest. \r\n\r\nForward-Looking Statements\r\n\r\nThis document contains forward-looking statements (within the meaning of the U.S. Private Securities Litigation Reform Act of 1995) concerning the financial condition, results of operations and businesses of Shell. All statements other than statements of historical fact are, or may be deemed to be, forward-looking statements. Forward-looking statements are statements of future expectations that are based on management’s current expectations and assumptions and involve known and unknown risks and uncertainties that could cause actual results, perfor-mance or events to differ materially from those expressed or implied in these statements. Forward-looking statements include, among other things, statements concerning the potential exposure of Shell to market risks and statements expressing management’s expectations, beliefs, estimates, forecasts, projections and assumptions. 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There are a number of factors that could affect the future operations of Shell and could cause those results to differ materially from those expressed in the forward-looking statements included in this document, including (without limitation): (a) price fluctuations in crude oil and natural gas; (b) changes in demand for Shell’s products; (c) currency fluctuations; (d) drilling and production results; (e) reserves esti-mates; (f) loss of market share and industry competition; (g) environmental and physical risks; (h) risks associated with the identification of suitable potential acquisition properties and targets, and successful negotiation and completion of such transactions; (i) the risk of doing business in developing countries and countries subject to international sanctions; (j) legislative, judicial, fiscal and regulatory developments including regulatory measures addressing climate change; (k) economic and financial market conditions in various countries and regions; (l) political risks, including the risks of expropriation and renegotiation of the terms of contracts with governmental entities, delays or advancements in the approval of projects and delays in the reimbursement for shared costs; (m) risks associated with the impact of pandemics, such as the COVID-19 (coronavirus) outbreak, regional conflicts, such as the Russia-Ukraine war, and a significant cybersecurity breach; and (n) changes in trading conditions. No assurance is provided that future dividend payments will match or exceed previous dividend payments. All forward-looking statements contained in this document are expressly qualified in their entirety by the cautionary statements contained or referred to in this section. Readers should not place undue reliance on forward-looking statements. Additional risk factors that may affect future results are contained in Shell plc’s Form 20-F for the year ended December 31, 2023 (available at www.shell.com/investors/news-and-filings/sec-filings.html and www.sec.gov). These risk factors also expressly qualify all forward-looking statements contained in this docu-ment and should be considered by the reader. Each forward-looking statement speaks only as of the date of this document, March 01, 2025. Neither Shell plc nor any of its subsidiaries undertake any obligation to publicly update or revise any forward-looking statement as a result of new information, future events or other information. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Zukunft unter Strom\r\nErneuerbar, flexibel, kosteneffizient, sicher. \r\n\r\nDer Stromsektor steckt mitten in der Transformation. Das Zielbild des Strommarktes der Zukunft ist dabei klar: erneuerbar, kosteneffizient, flexibel und sicher. \r\nIn den letzten Jahren konnten mit Blick auf dieses Zielbild Fortschritte erzielt werden, doch es bleibt noch eine Menge zu tun. Aus der Sicht von Shell ergeben sich unterschiedliche Handlungsbereiche für die kommenden Jahre, um die richtigen Rahmenbedingungen zu setzen. \r\nErneuerbar. \r\nPower Purchase Agreements (PPAs) sind ein wichtiges Instrument für den weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien und die Dekarbonisierung der Wirtschaft. Um ihr Potenzial besser auszuschöpfen, braucht es attraktive Rahmenbedingungen, die zusätzliche Investitionen anreizen. Dazu zählt der Fortbestand der Wechselmöglichkeit von der Förderung in den Markt und umgekehrt. Jede ungefördert vermarktete kWh entlastet die Steuerzahler. Gleichzeitig ist die potenzielle Rückkehrmöglichkeit in die Förderung für viele Anlagen die Absicherung, die sie brauchen, um finanzierbar zu sein und somit realisiert zu werden. Des Weiteren gilt: Vor dem Hintergrund der EU-Vorgaben muss das neue Fördersystem für erneuerbare Energien mit PPAs kombiniert werden können. So erfolgt Förderung nur dort, wo ein marktbasierter Ausbau noch nicht wirtschaftlich ist. \r\nDie Förderung der Erneuerbaren wird sich durch die europäischen Vorgaben zwangsläufig weiterentwickeln müssen. Insgesamt sollte die Förderung von erneuerbaren Energien stärker am Markt ausgerichtet werden. Mit der steigenden Anzahl an Erneuerbare-Energien-Anlagen wird die Massentauglichkeit der Förderung und der Prozesse immer wichtiger. Separate Fernsteuer- und Regelbarkeit von Anlagen sowie funktionierende Messkonzepte sind entscheidend für die kosteneffiziente Systemintegration der Erneuerbaren. \r\nIn Zukunft sollten Herkunftsnachweise (HKN) für geförderte und ungeförderte Anlagen ausgegeben werden. Mit der Finanzierung der EEG-Differenzkosten über den Bundeshaushalt ist die Grundlage für die Aufrechterhaltung des Doppelvermarktungsverbotes weggefallen. \r\nIm Betrieb der erneuerbaren Anlagen spielt Redispatch eine enorme Rolle. Vor allem mit Blick auf ungeförderte Anlagen sind die Regelungen zur Kompensation nicht ausreichend. Wir unterstützen die Einführung eines marktbasierten Redispatch basierend auf dem EU-Rechtsrahmen. Im Übergang braucht es eine physische Kompensation der abgeregelten Grünstrommengen durch Herkunftsnachweise (HKN), damit die Grünstromeigenschaft auch während des Redispatch erhalten bleibt, sowie standardisierte und massentaugliche Abrechnungsprozesse. \r\nErneuerbarer Strom wird im Verkehrssystem eine wachsende Bedeutung einnehmen. Um dem Rechnung zu tragen, sollte die Integration erneuerbaren Stroms mit Blick auf die THG-Quote vereinfacht werden. Dafür müssen die Kriterien für die Nutzung von Strom aus erneuerbaren Energiequellen erweitert werden. Die geografischen Kriterien sollten auf die Gebotszone ausgeweitet werden, um eine Belieferung mit PPAs zu ermöglichen. Die zeitliche Korrelation sollte an die Anforderungen für RFNBOs angeglichen werden, d.h. eine monatliche Anpassung in der Hochlaufphase sollte möglich sein.\r\nFlexibel. \r\nBatteriespeicher werden eine wachsende Bedeutung in der Flexibilisierung des Stromsystems einnehmen. Die Bundesregierung muss hier eng mit der Bundesnetzagentur zusammenarbeiten, um die regulatorischen Rahmenbedingungen so zu gestalten, dass sie weitere marktgetriebene Flexibilität ermöglichen, statt zu verhindern. Zu diesen Ermöglichungsbedingungen zählen etwa eine Fortsetzung der Netzentgeltbefreiung, eine Modernisierung des Baukostenzuschusses und die Abschaffung des Ausschließlichkeitsprinzips für Speicher auch bei ungeförderten Erneuerbaren-Anlagen.\r\nEs braucht transparente und einheitliche Regeln für Speicher. Während systemdienliche Speicher eine große Verantwortung tragen, muss es generell möglich bleiben, Speicher marktbasiert zu fahren. Diese markbasierte Fahrweise ermöglicht erst den förderfreien Hochlauf der Speicher. Mit den richtigen Anreizen werden Speicher in Zukunft aber auch netzdienlicher agieren. Vor diesem Hintergrund muss auch bei der Anwendung von Redispatch auf Speicher darauf geachtet werden, dass der Optionswert nicht entwertet und der Wirtschaftlichkeit geschadet wird. \r\nIn Zeiten eines wachsenden Flexibilisierungsbedarfs gilt: Neben dem Aufbau neuer Flexibilitäten ist auch der Erhalt der heute schon bestehenden Flexibilitäten wichtig und kosteneffizient. Bereits heute übernehmen viele Erneuerbare-Energie-Anlagen Verantwortung für das Stromsystem durch ihre Aktivität auf dem Regelenergiemarkt. \r\nEs ist wichtig, dass im Rahmen der Modernisierung des Industriestandortes Deutschland Klimaneutralität, Energieeffizienz, Flexibilisierung und internationale Wettbewerbsfähigkeit zusammengedacht werden. Teile der Industrie werden in Zukunft flexibler Strom nachfragen. Der Pfad dorthin sollte klar und pragmatisch definiert werden. Für nicht flexibilisierbare Prozesse braucht es eine andere zuverlässige Lösung auf international wettbewerblichem Niveau. \r\nKosteneffizient. \r\nWind auf See nimmt eine immer bedeutendere Rolle im deutschen Energiesystem ein. Durch förderfreie und sogar ertragsreiche Ausschreibungsergebnisse im Milliardenbereich kommt diese Technologie schon heute der Verantwortung der erneuerbaren Energie nach und liefert zuverlässig annähernd grundlastfähigen grünen Strom für die deutsche Wirtschaft. Mit einer gezielten Reform des WindSeeG können dabei die Kosten für alle gesenkt werden: Projektierer, Abnehmer und den Staat. Dazu zählen u.a. die Verlängerung der Betriebsgenehmigung auf 35 Jahre, die Ausweitung transparenter dynamischer Gebotsverfahren auf voruntersuchte Flächen oder klare und diskriminierungsfreie qualitative Kriterien, welche Systemintegration oder Umweltschutz fördern, sowie die Anpassung der gesetzlichen Meilensteine für die Projektrealisierung (z.B. längere Realisierungsfristen zur Inbetriebnahme für Projekte im Gigawattbereich). \r\nDie industrielle Basis Deutschlands ist ein großes Alleinstellungsmerkmal. Hier produzieren wir heute schon emissionsärmer und innovativer als viele andere. Diese Basis muss dringend erhalten bleiben. Mit deutlich gesunkenen Energiepreisen in den USA und China sind die deutschen Strompreise für die Industrie jedoch nicht mehr wettbewerbsfähig. Es braucht deshalb eine klare Strategie für die Strompreisentwicklung in der weiteren Transformation, die das Überleben der Grundstoffindustrie ermöglicht. Neben der Senkung von Strompreisbestandteilen gehört dazu auch entlastender Bürokratieabbau und einfachere Prozesse. \r\nSicher.\r\nIn den letzten Monaten ist die Diskussion um die Einführung eines Kapazitätsmarktes in Deutschland weiter vorangeschritten. Der Kapazitätsmarkt sollte zwingend technologieoffen gestaltet werden. Das bedeutet, dass die Ausschreibungsbedingungen des Kapazitätsmarktes so sein müssen, dass tatsächlich alle teilnehmen können (z.B. kleine Losgrößen, Aggregation dezentraler Anlagen, getrennte Ausschreibungen). Ein kosteneffizienter Kapazitätsmarkt ist nicht zu groß dimensioniert und die Zahlungen erfolgen inflationsindexiert. Kosten- und Systemeffizienz lassen sich außerdem durch eine Kombinierbarkeit mit Kurzfrist- und Regelenergiemärkten erhöhen. \r\nZu einer sicheren Stromversorgung gehört zwingend auch der weitere Stromnetzausbau. Viele neue Technologien sind auf einen Netzanschluss angewiesen: öffentliche und private E-Ladesäulen, erneuerbare Energien, elektrifizierte Industrieprozesse, Batteriespeicher, Elektrolyseure. In der Praxis gestaltet sich das Netzanschlussverfahren leider oft kompliziert und fragmentiert. Hier braucht es dringend eine Vereinheitlichung und Digitalisierung. Zu oft behindern fehlende oder sehr langsame Netzanschlüsse heute schon förderfrei wirtschaftliche Projekte. \r\nMit dem Aufbau nationaler Elektrolysekapazitäten kann das Stromnetz in Zeiten des Überangebots gezielt entlastet werden, sofern die regulatorischen Rahmenbedingungen dies ermöglichen. Derzeit gestalten sich die Strombezugskriterien für Wasserstoff jedoch zu theoretisch (z.B. Delegierter Rechtsakt „hourly matching“; Mismatch Nominierung und Produktion) und versäumen die unterschiedlichen Technologien zu einem systemdienlichen Verhalten zu ermutigen. Hierzu gehört auch die Fortschreibung der Netzentgeltbefreiung für Elektrolyseure. Durch eine Anpassung der Anforderungen können jedoch für alle die Kosten gesenkt und die Systemsicherheit erhöht werden. \r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-03-26"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015767","regulatoryProjectTitle":"Novellierung und Erweiterung des Kohlenstoffdioxid- Speicherungs-Gesetzes (KSpG) zu einem Kohlendioxid-Speicherungs- und Transportgesetz (KSpTG)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/86/ba/505427/Stellungnahme-Gutachten-SG2504040019.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":"\t\r\nNovellierung und Erweiterung des Kohlenstoffdioxid- \r\nSpeicherungs-Gesetzes (KSpG) zu einem Kohlendioxid-Speicherungs- und Transport-gesetz (KSpTG)\r\n\r\n\r\nFür die Transformation von energieintensiven Industrieanlagen wie Raffinerien wird in Er-gänzung zu weiteren Klima-Technologien CCU/CCS benötigt; neben der CO2-Speicherung für schwer vermeidbare Prozessemissionen bedarf es hierfür grenzüberschreitender CO2-Transportinfrastrukturen; deswegen treten wir für eine zügige Novellierung und Ergänzung des Kohlenstoffdioxid-Speicherungs-Gesetzes (KSpG) zu einem Kohlendioxid-Speicher- und Transportgesetz (KSpTG) ein.  \r\n\r\nShell hat mit der Powering Progress Strategie das Ziel formuliert, bis 2050 ein Netto-Null-Emissionen-Unternehmen zu werden und steht damit zu den Pariser Klimazielen. Dabei will Shell wirtschaftlichen Erfolg und Klimaschutz zusammenbringen, indem mehr Wert mit weniger Emissionen erzielt wird. \r\n\r\nDamit künftig sichere Energie mit immer weniger Emissionen bezahlbar für eine starke Wirtschaft\r\nund eine emissionsärmere Mobilität bereitgestellt werden kann, investiert Shell – gegen\r\nden allgemeinen Trend – mehr als 1,5 Mrd. Euro in Transformationsprojekte am Standort\r\nDeutschland. Ergänzend bedarf es jedoch der Entwicklung grenzüberschreitender CO2-Wertschöpfungsketten und CO2-Transport-Infrastrukturen, welche die geologische CO2-Speicherung in Deutschland und den Transport in andere Länder ermöglichen.\r\n\r\nCarbon Capture and Storage (CCS) und Carbon Capture and Utilization (CCU) sind wesentliche Hebel, um produzierenden und energieintensiven Unternehmen zu ermöglichen, ihre Netto-Null-Emissionsziele zu erreichen. Dies ist von großer Bedeutung für die energieintensive Industrie und de-ren Wettbewerbsfähigkeit, insbesondere für Industrien, bei denen CO2-Emissionen nur schwer ver-meidbar sind. Das ist dann der Fall, wenn CO2-Emissionen nicht auf andere technologische Weise wirtschaftlich vermieden werden können. Auch an Raffineriestandorten treten unvermeidbare pro-zessbedingte Emissionen auf, die durch CCS nicht in die Atmosphäre gelangen würden.  Daher sollte es zügig einen sicheren regulatorischen Anwendungsrahmen für CCS in Raffinerien geben. \r\n\r\nCCS sowie CCU sind entscheidende Instrumente zur Erreichung der Klimaziele und zur Stärkung der Wettbewerbsfähigkeit. Dafür müssen die politischen Rahmenbedingungen geschaffen werden, um die Entwicklung von CCS- und CCU-Technologien zur Marktreife zu führen und eine effektive Infrastruktur – auch für den Transport – zu schaffen.\r\n\r\nShell setzt sich dafür ein, dass das Kohlenstoffdioxid-Speicherungsgesetz (KSpG) zu einem effektiven und praktikablen Kohlenstoffdioxid-Speicherungs- und Transportgesetz (KSpTG) novelliert wird, welches den Aufbau von CO2-Infrastruktur für den grenzüberschreitenden Transport sowie Im- und Export ermöglicht.\r\n \r\nCautionary Note\r\n\r\nThe companies in which Shell plc directly and indirectly owns investments are separate legal entities. In this document “Shell”, “Shell Group” and “Group” are sometimes used for convenience where references are made to Shell plc and its subsidiaries in general. Likewise, the words “we”, “us” and “our” are also used to refer to Shell plc and its subsidiaries in general or to those who work for them. These terms are also used where no useful purpose is served by identifying the particular entity or entities. ‘‘Subsidiaries’’, “Shell subsidiaries” and “Shell companies” as used in this document refer to entities over which Shell plc either directly or indirectly has control. The term “joint venture”, “joint operations”, “joint arrangements”, and “associates” may also be used to refer to a commercial arrange-ment in which Shell has a direct or indirect ownership interest with one or more parties.  The term “Shell interest” is used for convenience to indicate the direct and/or indirect ownership interest held by Shell in an entity or unincorporated joint arrangement, after exclusion of all third-party interest. \r\n\r\nForward-Looking Statements\r\nThis document contains forward-looking statements (within the meaning of the U.S. Private Securities Litigation Reform Act of 1995) concerning the financial condition, results of operations and businesses of Shell. All statements other than statements of historical fact are, or may be deemed to be, forward-looking statements. Forward-looking statements are statements of future expectations that are based on management’s current expectations and assumptions and involve known and unknown risks and uncertainties that could cause actual results, performance or events to differ materially from those expressed or implied in these statements. Forward-looking statements include, among other things, statements concerning the potential exposure of Shell to market risks and statements express-ing management’s expectations, beliefs, estimates, forecasts, projections and assumptions. These forward-looking statements are identified by their use of terms and phrases such as “aim”; “ambition”; ‘‘anticipate’’; ‘‘believe’’; “commit”; “commitment”; ‘‘could’’; ‘‘estimate’’; ‘‘expect’’; ‘‘goals’’; ‘‘intend’’; ‘‘may’’; “mile-stones”; ‘‘objectives’’; ‘‘outlook’’; ‘‘plan’’; ‘‘probably’’; ‘‘project’’; ‘‘risks’’; “schedule”; ‘‘seek’’; ‘‘should’’; ‘‘target’’; ‘‘will’’; “would” and similar terms and phrases. There are a number of factors that could affect the future operations of Shell and could cause those results to differ materially from those expressed in the forward-looking statements included in this document, including (without limitation): (a) price fluctuations in crude oil and natural gas; (b) changes in demand for Shell’s products; (c) currency fluctuations; (d) drilling and production results; (e) reserves estimates; (f) loss of market share and industry competition; (g) envi-ronmental and physical risks; (h) risks associated with the identification of suitable potential acquisition properties and targets, and successful negotiation and completion of such transactions; (i) the risk of doing business in developing countries and countries subject to international sanctions; (j) legislative, judicial, fiscal and regulatory developments including regulatory measures addressing climate change; (k) economic and financial market conditions in various countries and regions; (l) political risks, including the risks of expropriation and renegotiation of the terms of contracts with governmental entities, delays or advancements in the approval of projects and delays in the reimbursement for shared costs; (m) risks associated with the impact of pandemics, such as the COVID-19 (coronavirus) outbreak, regional conflicts, such as the Russia-Ukraine war, and a significant cybersecurity breach; and (n) changes in trading conditions. No assurance is provided that future dividend payments will match or exceed previous dividend payments. All forward-looking statements contained in this document are expressly qualified in their entirety by the cautionary statements contained or referred to in this section. Readers should not place undue reliance on forward-looking state-ments. Additional risk factors that may affect future results are contained in Shell plc’s Form 20-F for the year ended December 31, 2023 (available at www.shell.com/investors/news-and-filings/sec-filings.html and www.sec.gov). These risk factors also expressly qualify all forward-looking statements contained in this document and should be considered by the reader.  Each forward-looking statement speaks only as of the date of this document, 31. March 2025. Neither Shell plc nor any of its subsidiaries undertake any obligation to publicly update or revise any forward-looking statement as a result of new information, future events or other information. In light of these risks, results could differ materially from those stated, implied or inferred from the forward-looking statements con-tained in this document.\r\n\r\nShell’s Net Carbon Intensity\r\nAlso, in this document we may refer to Shell’s “Net Carbon Intensity” (NCI), which includes Shell’s carbon emissions from the production of our energy products, our suppliers’ carbon emissions in supplying energy for that production and our customers’ carbon emissions associated with their use of the energy products we sell. Shell’s NCI also includes the emissions associated with the production and use of energy products produced by others which Shell purchases for resale. Shell only controls its own emissions. The use of the terms Shell’s “Net Carbon Intensity” or NCI are for convenience only and not intended to suggest these emissions are those of Shell plc or its subsidiaries.\r\n\r\nShell’s net-zero emissions target\r\nShell’s operating plan, outlook and budgets are forecasted for a ten-year period and are updated every year. They reflect the current economic environment and what we can reasonably expect to see over the next ten years. Accordingly, they reflect our Scope 1, Scope 2 and NCI targets over the next ten years. However, Shell’s operating plans cannot reflect our 2050 net-zero emissions target, as this target is currently outside our planning period. In the future, as society moves towards net-zero emissions, we expect Shell’s operating plans to reflect this movement. However, if society is not net zero in 2050, as of today, there would be significant risk that Shell may not meet this target. \r\n\r\nForward-Looking non-GAAP measures\r\nThis document may contain certain forward-looking non-GAAP measures such as [cash capital expenditure] and [divestments]. We are unable to provide a reconciliation of these forward-looking non-GAAP measures to the most comparable GAAP financial measures because certain information needed to reconcile those non-GAAP measures to the most comparable GAAP financial measures is dependent on future events some of which are outside the control of Shell, such as oil and gas prices, interest rates and exchange rates. Moreover, estimating such GAAP measures with the required precision necessary to provide a meaningful reconciliation is extremely difficult and could not be accomplished without unreasonable effort. Non-GAAP measures in respect of future periods which cannot be reconciled to the most comparable GAAP financial measure are calculated in a manner which is consistent with the accounting policies applied in Shell plc’s consolidated financial statements.\r\n\r\nThe contents of websites referred to in this document do not form part of this document.\r\n\r\nWe may have used certain terms, such as resources, in this document that the United States Securities and Exchange Commission (SEC) strictly prohibits us from including in our filings with the SEC.  Investors are urged to consider closely the disclosure in our Form 20-F, File No 1-32575, available on the SEC website . \r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-03-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0016820","regulatoryProjectTitle":"Beschleunigter Ausbau kommunaler Ladeinfrastruktur durch Ausschreibungen und Markterkundung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/25/4b/600686/Stellungnahme-Gutachten-SG2508110029.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":"BESCHLEUNIGTER AUSBAU  \r\n\r\nKOMMUNALER  \r\n\r\nLADEINFRASTRUKTUR \r\n\r\n \r\n\r\n \r\n\r\nKommunale Ladeinfrastruktur braucht keine öffentlichen Gelder – Durch Marktöffnung und innerstädtischen Wettbewerb zu einem überzeugenden Ladeangebot \r\n\r\nIn Deutschland baut Shell seit 2019 als Shell Recharge Ladesäulen für den PKW- und LKW-Bereich. Seit 2021 gehört das Berliner Unternehmen ubitricity zur Shell, wodurch zusätzlich passgenau auf lokale Bedürfnisse zugeschnittene Lademöglichkeiten für den innerstädtischen Bereich angeboten und ausgebaut werden können.1 Durch die bestehenden monopolartigen Strukturen im Lademarkt innerhalb der Städte und Kommunen wird jedoch der Zugang und Wettbewerb aktuell stark behindert und der effiziente Ladeinfrastrukturausbau gehemmt.2 Zeitgleich werden öffentliche Gelder für den Betrieb von Ladeinfrastruktur gebunden anstatt die bestehende Investitionsbereitschaft der Privatwirtschaft zu nutzen. Schon heute wohnen >75% der Bevölkerung in Städten.3 Der bevorstehende Massenmarkt erfordert ein attraktives und alltagstaugliches Ladeangebot im öffentlichen Raum. Das heißt, neben der Schnellladeinfrastruktur braucht es viele AC-Ladepunkte in einem dezentralen, flächendeckenden Netzwerk, dessen Ausprägung sich an den Bedarf und Alltag der Menschen anpasst. \r\n\r\nRectangle: Rounded Corners 1, TextboxUm das innerstädtische Ladeangebot (Hochlauf und Wettbewerb) zu stärken, sind folgende drei Aspekte zentral:  \r\n\r\nÖffentliche Ausschreibungen statt Direktvergabe für mehr Wettbewerb \r\n\r\nIn Deutschland sind die Ausschreibungsverfahren meist ineffizient, wirtschaftlich unattraktiv und im Volumen deutlich zu klein. Es müssen Maßnahmen zur Förderung eines offenen und dynamischen Wettbewerbs geschaffen werden, z. B. über Ausschreibungen und Konzessionsmodelle anstatt der Direktvergabe an städtische Charge Point Operator (CPOs). Durch große Ausschreibungsvolumen über mehrere hundert bis tausend Ladepunkte kann der Ausbau innerstädtisch beschleunigt werden. Begrüßenswert wäre ein Zusammenschluss von mehreren Kommunen, damit Ausschreibungen für ganze Regionen wie in den Niederlanden durchgeführt werden können. Hier werden direkt mehrere tausend Ladepunkte in einem Tender ausgeschrieben. So kommt Tempo in den Ausbau und Ladeinfrastruktur in die breite Fläche. \r\n\r\n \r\n\r\nGanzheitliche Ausschreibungen für Mobilisierung privater Investitionen \r\n\r\nZur Mobilisierung von Investitionen der Privatwirtschaft müssen Ausschreibungen wesentliche Bestandteile der Wertschöpfungskette beinhalten: Betrieb und die Instandhaltung der Ladeinfrastruktur. Ein effizienter Betrieb und damit attraktives Angebot öffentlicher Ladeinfrastruktur ist aktuell unter 200 Ladepunkten kaum möglich. Ausschreibungen sehen oft nur die Einmalleistungen vor, wie Hardware und Installation. Hier fehlt jener Teil, der für den laufenden Betrieb nötig ist: der CPO-Systembetrieb inkl. Wartung, Service, Strombelieferung, und Roaming-Integration. Dieser liegt derzeit meistens beim lokalen Stadtwerk, welches häufig in öffentlicher Hand ist. Für mehr Wettbewerb und Kapitalmobilisierung ist eine Marktöffnung erforderlich und kann nur über Ausschreibungen erfolgen, die wirtschaftlich attraktive Rahmenbedingungen setzen. Alternativ können offene Marktzugangsmodelle (offene Konzessionen) wie z. B. in Berlin eingeführt werden, so dass durch Wettbewerb ein bedarfsorientiertes Angebot unter gleichen Bedingungen für alle Marktteilnehmer geschaffen wird. \r\n\r\n \r\n\r\nMarkterkundungsgespräche für attraktive Rahmenbedingungen \r\n\r\nEin Schlüssel zum Erfolg sind Markterkundungsgespräche mit den CPOs, wie das Beispiel der Stadt Hamburg zeigt. Hier wurden solche Gespräche im Vorfeld geführt und fünf CPOs mit jeweils 500 Ladepunkten bezuschlagt. Eine wichtige Rolle bei der Standortprüfung und -genehmigung für Ladesäulen spielen die kommunalen Gebietskörperschaften. Sie sind in der Regel für die Stadt-, Landes- und Regionalplanung zuständig und haben einen Überblick über die Raumentwicklung, kennen potenzielle Räume, Leitbilder und Handlungsstrategien. Für diese essentielle Arbeit müssen innerhalb der Städte und Kommunen Kapazitäten und mit verstärkter Digitalisierung skalierbare Prozesse geschaffen werden. Räume zu entwickeln, bedeutet auch die nötige Infrastruktur zur Verfügung zu stellen. Häufig stellt sich das örtliche Verteilnetz als signifikantes Nadelöhr dar. Fehlende Transportkapazitäten, geringe Erschließungen in ländlichen Räumen und überbürokratische Prozesse bei der Beantragung von Netzanschlüssen wirken sich hemmend auf die Errichtung von Ladeinfrastruktur aus und bremsen die Investitionsbereitschaft. \r\n\r\nDie Aufgabe des Staates sollte die Setzung der rechtlichen Rahmenbedingungen sein und nicht über eine Unterstützung des Marktes hinausgehen. Der erste Schritt hierbei besteht im Etablieren eines Bewusstseins für die Größe der Aufgabe hinsichtlich des weiteren Ausbaus von Ladeinfrastruktur. Für das Erreichen der Dekarbonisierungsziele müssen die städtischen Strukturen (Personal, Kapazitäten, digitale diskriminierungsfreie und standardisierte Genehmigungsprozesse) aufgebaut werden. Heutige Ausschreibungen umfassen im seltensten Fall >200 Ladepunkte für einen CPO, stattdessen werden Lose von lediglich 50-100 Ladepunkten vergeben. Das wird weder der bereits existierenden Nachfrage gerecht noch löst es Investitionsbereitschaft bei den in Europa ansonsten erfolgreichen CPOs aus. Eine gängige Lösung im europäischen Ausland besteht im Zusammenschluss mehrerer Kommunen und Städte, um eine kritische Masse von mindestens 1.500-2.500 Ladepunkten pro Ausschreibung zu erreichen.  \r\n\r\nAttraktive Investitionsbedingungen kann der Staat durch die Standardisierung und Sicherstellung schnellerer Standortgenehmigungen, vereinfachter Netzanschlussverfahren und den Ausbau der Netzkapazitäten schaffen. Unsere Kundinnen und Kunden brauchen und begrüßen nicht nur Lade-infrastruktur an Tankstellen, sondern insbesondere auch in alltäglichen Situationen wie dem Einkaufen, dem Parken bei dem Arbeitgeber oder entlang der Straßenzüge in dicht besiedelten Quartieren. All diese Optionen bieten wir an und bauen sie anhand des steigenden Bedarfs aus.4 Der Umstieg zur E-Mobilität muss für die Kundinnen und Kunden, im Privaten wie bei Unternehmen, finanziell attraktiv sein. Es bedarf daher ebenso weiterer Maßnahmen zur Steigerung der Zulassungszahlen, z. B. über Abschreibungserleichterungen für die Beschaffung einer elektrischen Flotte oder die Reduktion der staatlichen Preiskomponenten des Ladepreises, bspw. wie im Koalitionsvertrag vorgeschlagen durch Absenkung der Stromsteuer und Reduktion der Netzentgelte. \r\n\r\n \r\n\r\n \r\n\r\n \r\n\r\nA white and blue rechargeable electric vehicle charging station\r\n\r\nAI-generated content may be incorrect. \r\n\r\n \r\n\r\n \r\n\r\n \r\n\r\nCautionary Note  \r\n\r\n  \r\n\r\nThe companies in which Shell plc directly and indirectly owns investments are separate legal entities. In this document “Shell”, “Shell Group” and “Group” are sometimes used for convenience where references are made to Shell plc and its subsidiaries in general. Likewise, the words “we”, “us” and “our” are also used to refer to Shell plc and its subsidiaries in general or to those who work for them. These terms are also used where no useful purpose is served by identifying the particular entity or entities. ‘‘Subsidiaries’’, “Shell subsidiaries” and “Shell companies” as used in this document refer to entities over which Shell plc either directly or indirectly has control. The term “joint venture”, “joint operations”, “joint arrangements”, and “associates” may also be used to refer to a commercial arrangement in which Shell has a direct or indirect ownership interest with one or more parties.  The term “Shell interest” is used for convenience to indicate the direct and/or indirect ownership interest held by Shell in an entity or unincorporated joint arrangement, after exclusion of all third-party interest.   \r\n\r\n  \r\n\r\nForward-Looking Statements  \r\n\r\nThis document contains forward-looking statements (within the meaning of the U.S. Private Securities Litigation Reform Act of 1995) concerning the financial condition, results of operations and businesses of Shell. All statements other than statements of historical fact are, or may be deemed to be, forward-looking statements. Forward-looking statements are statements of future expectations that are based on management’s current expectations and assumptions and involve known and unknown risks and uncertainties that could cause actual results, performance or events to differ materially from those expressed or implied in these statements. Forward-looking statements include, among other things, statements concerning the potential exposure of Shell to market risks and statements expressing management’s expectations, beliefs, estimates, forecasts, projections and assumptions. These forward-looking statements are identified by their use of terms and phrases such as “aim”; “ambition”; ‘‘anticipate’’; ‘‘believe’’; “commit”; “commitment”; ‘‘could’’; ‘‘estimate’’; ‘‘expect’’; ‘‘goals’’; ‘‘intend’’; ‘‘may’’; “milestones”; ‘‘objectives’’; ‘‘outlook’’; ‘‘plan’’; ‘‘probably’’; ‘‘project’’; ‘‘risks’’; “schedule”; ‘‘seek’’; ‘‘should’’; ‘‘target’’; ‘‘will’’; “would” and similar terms and phrases. There are a number of factors that could affect the future operations of Shell and could cause those results to differ materially from those expressed in the forward-looking statements included in this document, including (without limitation): (a) price fluctuations in crude oil and natural gas; (b) changes in demand for Shell’s products; (c) currency fluctuations; (d) drilling and production results; (e) reserves estimates; (f) loss of market share and industry competition; (g) environmental and physical risks; (h) risks associated with the identification of suitable potential acquisition properties and targets, and successful negotiation and completion of such transactions; (i) the risk of doing business in developing countries and countries subject to international sanctions; (j) legislative, judicial, fiscal and regulatory developments including regulatory measures addressing climate change; (k) economic and financial market conditions in various countries and regions; (l) political risks, including the risks of expropriation and renegotiation of the terms of contracts with governmental entities, delays or advancements in the approval of projects and delays in the reimbursement for shared costs; (m) risks associated with the impact of pandemics, such as the COVID-19 (coronavirus) outbreak, regional conflicts, such as the Russia-Ukraine war, and a significant cybersecurity breach; and (n) changes in trading conditions. No assurance is provided that future dividend payments will match or exceed previous dividend payments. All forward-looking statements contained in this document are expressly qualified in their entirety by the cautionary statements contained or referred to in this section. Readers should not place undue reliance on forward-looking statements. Additional risk factors that may affect future results are contained in Shell plc’s Form 20-F for the year ended December 31, 2023 (available at www.shell.com/investors/news-and-filings/sec-filings.html and www.sec.gov). These risk factors also expressly qualify all forward-looking statements contained in this document and should be considered by the reader.  Each forward-looking statement speaks only as of the date of this document, May 19, 2025. Neither Shell plc nor any of its subsidiaries undertake any obligation to publicly update or revise any forward-looking statement as a result of new information, future events or other information. In light of these risks, results could differ materially from those stated, implied or inferred from the forward-looking statements contained in this document.  \r\n\r\n  \r\n\r\nShell’s Net Carbon Intensity  \r\n\r\nAlso, in this document we may refer to Shell’s “Net Carbon Intensity” (NCI), which includes Shell’s carbon emissions from the production of our energy products, our suppliers’ carbon emissions in supplying energy for that production and our customers’ carbon emissions associated with their use of the energy products we sell. Shell’s NCI also includes the emissions associated with the production and use of energy products produced by others which Shell purchases for resale. Shell only controls its own emissions. The use of the terms Shell’s “Net Carbon Intensity” or NCI are for convenience only and not intended to suggest these emissions are those of Shell plc or its subsidiaries.  \r\n\r\n  \r\n\r\nShell’s net-zero emissions target  \r\n\r\nShell’s operating plan, outlook and budgets are forecasted for a ten-year period and are updated every year. They reflect the current economic environment and what we can reasonably expect to see over the next ten years. Accordingly, they reflect our Scope 1, Scope 2 and NCI targets over the next ten years. However, Shell’s operating plans cannot reflect our 2050 net-zero emissions target, as this target is currently outside our planning period. In the future, as society moves towards net-zero emissions, we expect Shell’s operating plans to reflect this movement. However, if society is not net zero in 2050, as of today, there would be significant risk that Shell may not meet this target.   \r\n\r\n  \r\n\r\nForward-Looking non-GAAP measures  \r\n\r\nThis document may contain certain forward-looking non-GAAP measures such as [cash capital expenditure] and [divestments]. We are unable to provide a reconciliation of these forward-looking non-GAAP measures to the most comparable GAAP financial measures because certain information needed to reconcile those non-GAAP measures to the most comparable GAAP financial measures is dependent on future events some of which are outside the control of Shell, such as oil and gas prices, interest rates and exchange rates. Moreover, estimating such GAAP measures with the required precision necessary to provide a meaningful reconciliation is extremely difficult and could not be accomplished without unreasonable effort. Non-GAAP measures in respect of future periods which cannot be reconciled to the most comparable GAAP financial measure are calculated in a manner which is consistent with the accounting policies applied in Shell plc’s consolidated financial statements.  \r\n\r\n  \r\n\r\nThe contents of websites referred to in this document do not form part of this document.  \r\n\r\n  \r\n\r\nWe may have used certain terms, such as resources, in this document that the United States Securities and Exchange Commission (SEC) strictly prohibits us from including in our filings with the SEC.  Investors are urged to consider closely the disclosure in our Form 20-F, File No 1-32575, available on the SEC website www.sec.gov.   \r\n\r\n "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-06-01"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017395","regulatoryProjectTitle":"Initiative 2035: Hürden für Wasserstoffinvestitionen abbauen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/2d/c2/556752/Stellungnahme-Gutachten-SG2506270030.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Confidential\r\nInitiative 2035: \r\nHürden abbauen für Wasserstoffinvestitionen\r\nDie Entwicklung eines Marktes für grünen Wasserstoff kommt nur schleppend voran, dies gilt \r\nsowohl für die Europäische Union1 als auch für Deutschland2. Dafür gibt es mehrere Ursachen, \r\ndoch ein wesentlicher Grund sind die hohen Produktionskosten von Renewable Fuels of Non\u0002Biological Origin (RFNBO) – grünem Wasserstoff. Kostentreiber sind die geltenden \r\nStrombezugskriterien, die für die Erzeugung des grünen Wasserstoffs einzuhalten sind.\r\nDie Definition des Strombezugs für RFNBO wurde nach langen Verzögerungen (ähnlich wie bei der \r\nNotifizierung der IPCEI-Fördergelder) in einem Delegierten Rechtsakt (EU 2023/1184) im Februar\r\n2023 festgelegt. Viele Unternehmen aus Industrie und Energiewirtschaft hatten damals Bedenken \r\ngegen die strikten Kriterien geäußert. Dennoch war die Erwartung, dass mit der Definition und der \r\ndaraus resultierenden Planungssicherheit der Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft mit grünen \r\nProjekten Fahrt aufnehmen würde.\r\nEs ist inzwischen aber evident, dass der Hochlauf noch nicht im gewünschten Umfang stattfindet. \r\nBis Mitte 2028 ist ein Bericht zum Delegierten Rechtsakt seitens der EU-Kommission vorgesehen, \r\nworauf eine Anpassung der Kriterien folgen könnte. Dieser Zeitpunkt ist jedoch viel zu spät für eine \r\nRevision, die einen erfolgreichen und zügigen Wasserstoffhochlauf ermöglicht.\r\n3\r\nHelfen würde die Verschiebung der ab 2028 bzw. 2030 geltenden Strombezugskriterien für \r\nAdditionalität und zur zeitlichen Korrelation auf das Jahr 2035. Für eine Verschiebung des \r\nInkrafttretens der verschärften Kriterien müssten im Delegierten Rechtsakt selbst keine \r\ngroßen systematischen Veränderungen vorgenommen werden. Es sind lediglich die \r\nJahreszahlen auszutauschen: zweimal 35!\r\nEine solche Vereinfachung ist im Sinne des Clean Industrial Deal der neuen EU-Kommission, fährt \r\nbestehende Überregulierung zurück, kann den Wirtschaftsstandort unbürokratisch stärken und\r\nzur Erreichung der Klimaschutzziele beitragen.\r\nEin erfolgreicher Wasserstoffmarkthochlauf, der Aufbau sauberer Technologien und die Stärkung \r\nder Wettbewerbsfähigkeit energieintensiver Industrien im Sinne der Resilienz Europas und \r\nDeutschlands gehören zusammen. \r\nAdditionalität ab 2035\r\nNach aktueller Fassung des Delegierten Rechtsaktes darf der Strom für RFNBO ab 2028 nur noch \r\naus neuen und ungeförderten Anlagen erneuerbarer Energien (EE-Anlagen) bezogen werden. \r\nDiese Anlagen dürfen maximal 36 Monate vor dem für die Herstellung von RFNBO-konformem \r\n1 Europäischer Rechnungshof (2024): news-sr-2024-11 | European Court of Auditors\r\n2 Nationaler Wasserstoffrat (2024): Wasserstoffhochlauf in Gefahr – Sofortmaßnahmen dringend \r\nerforderlich bzw. in Deutschlands H2-Bilanz (2024), bereitgestellt durch e.on in Zusammenarbeit mit dem EWI.\r\n3 Ein hinderlicher regulatorischer Rahmen bis 2028 verzögert Investitionen oder lässt Projekte sogar \r\nscheitern, weil bspw. die Bankability fehlt, die benötigten PPAs nicht zustande kommen oder verbindliche Projektkalkulationen kaum möglich sind.\r\nConfidential\r\nWasserstoff notwendigen Elektrolyseur in Betrieb gegangen sein. Ursprünglich sollte damit der \r\nAusbau von EE-Anlagen angereizt werden. \r\nDurch die aktuelle Ausgestaltung des Kriteriums der Additionalität werden die \r\nWasserstoffgestehungskosten allerdings um 1-2 Euro/kg verteuert.\r\n4 Dies bedeutet rund 3-6 Mrd. Euro zusätzliche Produktionskosten bei einem Bedarf von 100 TWh im Jahr 2030 im Vergleich zum Strombezug aus erneuerbaren Bestandsanlagen. Jeder Euro zu viel schwächt die Wasserstoffnachfrage z.B. in Industriebranchen, die die höheren Produktionskosten nicht \r\nweiterreichen können. \r\nEE-Anlagen werden nur errichtet, wenn sie wirtschaftlich sinnvoll sind, unabhängig davon, ob der \r\nStrom an einen Elektrolyseur oder in den Strommarkt geliefert wird. Die Verpflichtung für \r\nElektrolyseure bei Produktion von grünem Wasserstoff, Strom nur aus neuen EE-Anlagen zu \r\nbeziehen, hat daher insgesamt keinen expansiven Effekt auf den Bau von EE-Anlagen, schränkt \r\ndafür aber die Bezugsoptionen der Wasserstoffproduzenten massiv ein.\r\nStündliche Korrelation ab 2035\r\nGegenwärtig muss der Strombezug eines Elektrolyseurs der Stromerzeugung des zugehörigen \r\nEE-Portfolios in einem Monat entsprechen. Ab 2030 sieht der Delegierte Rechtsakt vor, dass dies \r\nin jeder Stunde der Fall sein muss.\r\nDie aktuell geltende monatliche zeitliche Korrelation erlaubt es dem Elektrolyse-Betreiber, den \r\nStrombezug am Spotmarkt zu optimieren. Er kann seine Wasserstoffproduktion, in \r\nanlagenabhängigen Grenzen, an die Preissignale des Strommarktes anpassen. Die Preissignale\r\nwiederum sind ein geeigneter Indikator dafür, wie viel Strom EE-Anlagen in einer Gebotszone zu \r\ndem jeweiligen Zeitpunkt produzieren. Der Elektrolyseur läuft unter diesen Voraussetzungen also \r\ntendenziell in Zeiten mit hoher EE-Einspeisung. In Zeiten hoher Strompreise hingegen kann der \r\nStrom aus dem eigenen Bezugsportfolio wieder verkauft werden. Insgesamt dämpft die \r\nMöglichkeit zum bilanziellen Ausgleich von EE-Stromerzeugung aus kontrahierten Anlagen und \r\nEE-Stromverbrauch im Elektrolyseur über einen Monat die Strombezugskosten für den \r\nElektrolyseur im Vergleich zur stündlichen Korrelation um rd. 1€/kg – ein weiterer Baustein zur \r\nMinderung der Förderlücke.5\r\nDies hat zudem zwei günstige Markteffekte: Bei Knappheit wird der Strompreis im Markt durch \r\nMengen aus dem Bezugsportfolio des Elektrolyseurs gedämpft. Umgekehrt wird mittels des\r\nsteigenden Strombedarfs durch Elektrolyseure in Stunden mit hohem EE-Angebot der \r\nFörderbedarf von EE-Anlagen reduziert, weil sehr geringe oder negative Strompreise weniger \r\nhäufig auftreten.\r\nDarüber hinaus erlaubt die monatliche zeitliche Korrelation es Elektrolyseur-Betreibern,\r\nunvorhersehbare Abweichungen zwischen unzutreffender Wetterprognose und \r\nLieferverpflichtung auszugleichen. Auf stündlicher Basis muss hingegen eine zusätzliche\r\nSpeicherung einkalkuliert oder mehr Flexibilität vom Kunden verlangt werden. Beides verursacht \r\nhöhere Kosten bei der grünen Wasserstofferzeugung.\r\n4 Für Deutschland belegt durch Frontier Economics (2021), S.25 Grünstromkriterien der RED II -\r\nAuswirkungen auf Kosten und Verfügbarkeit grünen Wasserstoffs in Deutschland - Kurzstudie für die RWE AG .\r\n5\r\nIn der Größenordnung für Deutschland belegt durch Frontier Economics (2021), S.32 und eigene \r\nBerechnungen der unterzeichnenden Unternehmen. \r\nConfidential\r\nJe kürzer die zeitliche Korrelation vorgeschrieben wird, desto komplexer ist eine\r\nStrombeschaffung, die eine Fahrweise des Elektrolyseurs mit Mindestlast gewährleistet. Denn \r\ndies verhindert ein verschleiß- und damit kostenintensives Ab- und Anfahren der Anlage.\r\nAuch für die Senkung der CO2-Emissionen ist eine monatliche Korrelation günstiger. Zwar kann \r\nein Elektrolyseur durch monatliche Optimierung am Strommarkt in einigen Stunden Strom \r\nbeziehen, der teilweise aus fossilen Kraftwerken stammt. Doch dafür ersetzt EE-Strom aus dem \r\nBezugsportfolio des Elektrolyseur-Betreibers in hochpreisigen Stunden oftmals CO2-intensivere \r\nElektrizität.\r\n6\r\nDaher wäre es sinnvoller, eine monatliche Korrelation beizubehalten. Um zumindest initiale \r\nInvestitionen in den Wasserstoffhochlauf zu erleichtern, sollte eine engere stündliche Korrelation\r\njedenfalls auf 2035 verschoben werden.\r\nKonkrete Anpassungsbedarfe\r\n- Additionalität ab 2035: Im Delegierten Rechtsakt (EU 2023/1184) sollten in Art. 11 die \r\nJahreszahlen 2028 gegen 2035 ausgetauscht werden.\r\n- Stündliche Korrelation ab 2035: Im Delegierten Rechtsakt (EU 2023/1184) sollte in Art. 6, \r\nAbs. 1 die Angabe 2029 durch 2034 ausgetauscht werden. Zudem sollte in Abs. 2, Satz 1 \r\ndie Jahreszahl 2030 durch 2035 ersetzt werden. \r\nFazit\r\nMit einer administrativ wenig aufwändigen Anpassung des Delegierten Rechtsaktes kann ein \r\ngroßer wirtschaftlicher Effekt erzielt und der Wasserstoffmarkthochlauf unkompliziert\r\nbeschleunigt werden. Durch den Abbau der existierenden Überregulierung können die \r\nWasserstoffgestehungskosten signifikant gesenkt werden – mit einem positiven Effekt für die \r\nganze Wasserstoffwertschöpfungskette. \r\nEine Verlängerung der Kriterien bis 2035 ermöglicht mehr Zeit für ein gründliches Review, während \r\nder Rahmen für den Markthochlauf in den nächsten Jahren weiterhin gesetzt ist. \r\nDie hier aufgeführten Unternehmen sind auf verschiedenen Stufen entlang der \r\nWasserstoffwertschöpfungskette aktiv und unterstützen diese Initiative.\r\n \r\n6 Dies belegen mehrere Studien: Ruhnau, O. & Schiele, J. (2023), S. 14 Flexible green hydrogen: The effect of relaxing simultaneity requirements on project design, economics, and power sector emissions -\r\nScienceDirect; Consentec et al. (2023), S. i Systemdienliche Integration von grünem Wasserstoff.\r\nConfidential"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-06-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024757","regulatoryProjectTitle":"Anpassung der Gasspeicherregulierung und Ausgestaltung einer strategischen Gasreserve als begrenztes Notfallinstrument","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/10/60/746615/Stellungnahme-Gutachten-SG2606020028.pdf","pdfPageCount":7,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Die Zukunft der Gasspeicherung in Deutschland\r\nMärkte stärken, Versorgung sichern, staatliche Vorsorge gezielt ergänzen\r\nVorschläge von Shell\r\n\r\nDie Gasversorgungssicherheit in Deutschland hat sich seit 2022 grundlegend verändert. Die Märkte erwiesen sich als anpassungsfähig und ermöglichten neue Lieferquellen sowie die Speicherfüllung über Preissignale. Zugleich zeigen aktuelle Entwicklungen, dass es ergänzende Absicherungsmechanismen für seltene, aber potenziell gravierende Störfälle braucht. Die Herausforderung besteht in der richtigen Balance: Speicher rechtzeitig und ausreichend zu füllen, ohne funktionierende Marktmechanismen und Preissignale zu verzerren. Vor diesem Hintergrund sollte die Ausgestaltung der Gasspeicherregulierung weiterhin auf marktbasierten Lösungen aufbauen und – wo erforderlich – durch klar definierte, schlanke Resilienzinstrumente ergänzt werden.\r\n\r\n1. Marktumfeld und Zielsetzung\r\n\r\nDie Rahmenbedingungen für die Gasversorgung in Deutschland haben sich in den vergangenen Jahren strukturell verändert. Der Wegfall russischer Pipelineimporte, die stärkere Integration von LNG in die Versorgung sowie volatile globale Märkte haben die Rolle von Gasspeichern in Deutschland neu definiert. Speicher bleiben ein zentrales Element der Versorgungssicherheit, stehen jedoch zunehmend im Spannungsfeld zwischen marktbasierter Optimierung und regulatorischen Eingriffen.\r\n\r\nParallel dazu haben staatliche Maßnahmen in der akuten Krise kurzfristig zur Stabilisierung beigetragen, gleichzeitig aber auch die Funktionsweise des Marktes verändert. Insbesondere verpflichtende Füllstandsvorgaben und staatlich induzier-te Einspeicherungen haben zu einer Verschiebung von Marktanreizen geführt, wodurch die klassische Logik von Sommer-Winter-Spreads und kommerzieller Speicherbewirtschaftung an Bedeutung verloren hat.\r\n\r\nVor diesem Hintergrund besteht das Ziel einer zukünftigen Regulierung darin, die Versorgungssicherheit dauerhaft zu gewährleisten und gleichzeitig die Leistungsfähigkeit und Effizienz integrierter Gasmärkte zu erhalten. Entscheidend ist dabei ein Rahmen, der Marktmechanismen stärkt, Investitionssignale absichert und staatliche Eingriffe auf außergewöhnliche Situationen begrenzt.\r\n\r\n2. Die zentrale Herausforderung\r\n\r\nDie zukünftige Ausgestaltung der Gasspeicherregulierung steht vor einem Zielkonflikt: Einerseits müssen Speicher recht-zeitig und in ausreichendem Umfang befüllt werden, um die Versorgungssicherheit auch in angespannten Marktsituationen zu gewährleisten. Andererseits sind funktionierende Preis- und Marktsignale entscheidend, um Investitionen anzureizen, Gasflüsse effizient zu steuern und die Befüllung kosteneffizient zu organisieren. Staatlich vorgegebene Befüllungsziele oder punktuelle Eingriffe können diesen Zielkonflikt kurzfristig auflösen, verändern jedoch auch Marktmechanismen und Anreizstrukturen. Gleichzeitig zeigen die Erfahrungen der vergangenen Jahre, dass rein marktgetriebene Lösungen in Phasen hoher Unsicherheit oder geringer Preisspreizung nicht immer ausreichend sind, um eine rechtzeitige Befüllung sicherzustellen.\r\n\r\nDie Herausforderung besteht darin, einen Ordnungsrahmen zu schaffen, der beide Ziele miteinander verbindet: eine verlässliche Vorsorge für den Winter zu gewährleisten, ohne die Funktionsfähigkeit des Marktes dauerhaft zu beeinträchtigen. Es bedarf daher einer Ausgestaltung, die staatliche Eingriffe klar begrenzt und planbar hält – und so die Balance zwischen Resilienz und Effizienz wahrt.\r\n\r\n3. Leitprinzipien für die Gasspeicherung\r\n\r\nAus diesem Zielkonflikt ergeben sich Leitprinzipien für die zukünftige Ausgestaltung der Gasspeicherung:\r\n\r\n3.1 Marktorientierte Befüllung: Die Befüllung von Gasspeichern sollte grundsätzlich weiterhin marktbasiert erfolgen. Preissignale bleiben der effizienteste Mechanismus, um Gasflüsse zu lenken, Flexibilität zu mobilisieren und Investitionen in Infrastruktur und Speicher zu ermöglichen. Eine funktionierende Marktlogik ist damit nicht nur ökonomisch effizient, sondern auch ein wesentlicher Bestandteil langfristiger Versorgungssicherheit.\r\n\r\n3.2 Begrenzte staatliche Eingriffe: Staatliche Eingriffe sollten klar begrenzt und auf außergewöhnliche Situationen ausgerichtet werden. Die Erfahrungen der vergangenen Jahre zeigen, dass temporäre Maßnahmen in akuten Stressphasen sinnvoll sein können – ihre dauerhafte Verankerung jedoch zu Fehlanreizen und steigenden Systemkosten führen kann. Ein transparenter, regelbasierter Rahmen ist daher entscheidend, um Eingriffe vorhersehbar und verhältnismäßig zu halten.\r\n\r\n3.3 Europäische Einbettung: Die Ausgestaltung nationaler Maßnahmen sollte stets im europäischen Kontext erfolgen. Integrierte Märkte, grenzüberschreitende Infrastruktur, koordinierte Befüllungsstrategien und verlässliche Solidaritätsmechanismen tragen wesentlich zur Versorgungssicherheit bei. Gleichzeitig kommt es darauf an, europäische Zusammenarbeit so auszugestalten, dass Transparenz und Konsistenz gestärkt werden, ohne zusätzliche Komplexität oder Verzögerungen in Krisensituationen zu erzeugen. Ziel sollte ein Rahmen sein, der europäische Marktintegration fördert und zugleich die notwendigen nationalen Handlungsspielräume für eine schnelle Krisenreaktion erhält.\r\n\r\n3.4 Investitions- und Planungssicherheit: Der regulatorische Rahmen sollte Investitions- und Planungssicherheit gewähr-leisten. Eindeutige, stabile und nachvollziehbare Regeln sind die Voraussetzung dafür, dass Marktakteure langfristige Entscheidungen treffen und zur Stabilität des Systems beitragen können.\r\n\r\nDiese Leitprinzipien bilden den Ausgangspunkt für die Bewertung möglicher Instrumente und insbesondere für die Rolle und Ausgestaltung einer strategischen Gasreserve.\r\n\r\n4. Rolle einer strategischen Gasreserve\r\n\r\nVor diesem Hintergrund stellt sich die Frage, welche Rolle eine strategische Gasreserve künftig im Instrumentenkasten der Versorgungssicherheit einnehmen kann. Dabei ist eine differenzierte Betrachtung erforderlich, die sowohl potenziellen Stärken als auch Grenzen berücksichtigt:\r\n\r\n4.1 Funktion als Absicherungsinstrument: Eine strategische Gasreserve kann eine Rolle zur Absicherung gegen seltene, aber potenziell schwerwiegende Störereignisse erfüllen. In solchen Situationen kann sie dazu beitragen, die Versorgung geschützter Kunden sicherzustellen und kritische Phasen zu überbrücken. Damit kann sie Risiken mindern, die durch marktbasierte Mechanismen allein nicht vollständig abgedeckt werden können.\r\n\r\n4.2 Risiken für Marktmechanismen und Effizienz: Gleichzeitig ist eine strategische Reserve mit erheblichen Herausforderungen verbunden. Sie kann physische Flexibilität außerhalb des Marktes binden, Preissignale verzerren und Anreize für marktbasierte Einspeicherung schwächen. Darüber hinaus entstehen zusätzliche Kosten, deren Verteilung und Finanzierung sorgfältig ausgestaltet werden müssen, um negative Effekte für Marktteilnehmer und Verbraucher zu begrenzen.\r\n\r\n4.3 Kein strukturelles Instrument: Vor diesem Hintergrund erscheint eine strategische Gasreserve nicht als geeignetes Instrument zur dauerhaften oder strukturellen Absicherung der Gasversorgung. Ihre Funktion liegt vielmehr in der punktuellen Absicherung gegen außergewöhnliche Störfälle. Eine Nutzung über diesen Zweck hinaus würde das Risiko von Marktverzerrungen erhöhen und die Effizienz des Gesamtsystems beeinträchtigen.\r\n\r\n4.4 Klare Abgrenzung zum Markt: Zentral ist auch eine eindeutige Trennung zwischen marktlichen Mechanismen und staatlichen Eingriffen. Eine strategische Reserve sollte ausschließlich dann zum Einsatz kommen, wenn marktbasierte Instrumente nachweislich nicht ausreichen, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Eine solche Abgrenzung schafft Transparenz, stärkt Vertrauen in das Marktsystem und begrenzt Fehlanreize.\r\n\r\n5. Vorschläge für die Ausgestaltung einer strategischen Gasreserve\r\n\r\nSollte die Einführung einer strategischen Gasreserve politisch erwogen werden, kommt ihrer konkreten Ausgestaltung entscheidende Bedeutung zu. Ziel sollte es sein, ihre Funktion als ergänzendes Kriseninstrument zu erfüllen, ohne die Funktionsweise des Marktes zu beeinträchtigen. Aus dieser Zielsetzung lassen sich einige wesentliche Gestaltungsprinzipien ableiten:\r\n\r\n5.1 Begrenzte Dimensionierung: Die Größe einer strategischen Gasreserve sollte strikt auf das erforderliche Minimum begrenzt bleiben. Maßgeblich ist dabei der Bedarf geschützter Kunden über einen begrenzten Zeitraum, beispielsweise für 1-2 Wochen unter Extrembedingungen. Eine Ausweitung auf Szenarien langfristiger Versorgungsunterbrechungen würde die Rolle der Reserve überdehnen und das Risiko signifikanter Marktverzerrungen erhöhen. Eine Größenordnung von 16-24 TWh erscheint daher angemessen.\r\n\r\n5.2 Marktneutrale Beschaffung: Beschaffung und Befüllung sollten über offene, transparente und wettbewerbliche Verfahren erfolgen. Die Befüllung sollte so ausgestaltet werden, dass Marktstörungen minimiert werden.\r\n\r\n5.3 Regelbasierte Aktivierung: Die Aktivierung einer strategischen Reserve sollte ausschließlich auf Grundlage klar definierter, objektiver Kriterien erfolgen. Voraussetzung ist, dass marktbasierte Mechanismen nachweislich nicht ausreichen, um die Versorgungssicherheit sicherzustellen. Eine Nutzung zur Preissteuerung oder zur Glättung normaler Marktschwankungen sollte ausgeschlossen sein.\r\n\r\nWir schlagen daher vor, die Aktivierung an die Ausrufung der „Notfallstufe“ im Sinne der Verordnung (EU) 2017/1938 zu knüpfen und damit in die bestehende Logik des deutschen Notfallplans Gas einzubetten. So wird sichergestellt, dass die strategische Reserve ausschließlich als letztes Mittel und auf Grundlage der Prinzipien des europäischen Gasmarktes eingesetzt wird.\r\n\r\n5.4 Transparente Zeit- und Prozesslogik: Zeitpunkte für Befüllung, Nutzung und Rückführung der Reserve in den Markt sollten frühzeitig festgelegt und kommuniziert werden. Eine klare zeitliche Struktur erhöht die Planbarkeit für Marktteil-nehmer und reduziert Unsicherheiten, die sich negativ auf Investitions- und Handelsentscheidungen auswirken können.\r\n\r\n5.5 Vorausschauende Exit-Logik: Mit Blick auf die Energiewende sollte sichergestellt werden, dass eine strategische Reserve nicht dauerhaft in einem strukturell schrumpfenden Gasmarkt verankert bleibt. Eine frühzeitig definierte Exit-Strategie hilft, Überdimensionierungen zu vermeiden und verhindert marktstörende Effekte bei einem späteren Abbau der Reserve.\r\n\r\n5.6 Sachgerechte staatliche Finanzierung: Die Finanzierung einer strategischen Gasreserve – einschließlich Beschaffung, Transport und Betrieb – sollte transparent und nachvollziehbar ausgestaltet sein. Da sie der Absicherung gesamtwirtschaftlicher Risiken dient, spricht vieles dafür, die Kosten primär staatlich zu tragen. Eine Belastung von Marktteilnehmern oder Endverbrauchern über Netzentgelte oder Speichertarife sollte vermieden werden. Ziel sollte sein, dass die Finanzierung der Gasreserve keine Verzerrung von Preissignalen oder Wettbewerbsstrukturen verursacht.\r\n\r\n6. Fazit\r\n\r\nDie zukünftige Ausgestaltung der Gasspeicherung sollte an einem klaren Leitbild ausgerichtet sein: leistungsfähige Märk-te als Fundament der Versorgungssicherheit, ergänzt durch gezielte, eindeutig definierte Instrumente für außergewöhnliche Stresssituationen. Eine strategische Gasreserve kann dabei eine ergänzende Rolle zur Absicherung einnehmen – vorausgesetzt, ihr Einsatz bleibt begrenzt und auf den tatsächlichen Bedarf ausgerichtet.\r\n\r\nEntscheidend ist ein Gesamtrahmen, der die rechtzeitige Speicherbefüllung ermöglicht, ohne bewährte Marktmechanismen zu verdrängen, und der zugleich flexibel genug ist, um auf sich verändernde marktliche und geopolitische Rahmen-bedingungen zu reagieren.\r\n\r\nZentrale Ausgestaltungsparameter einer strategischen Gasreserve im Vergleich\r\n\r\nDie folgenden Ausgestaltungsparameter konkretisieren die genannten Vorschläge auf Basis praktischer Erfahrungen aus dem österreichischen Beschaffungsprozess für strategische Gasspeicher:\r\n\r\n1. Products\r\nIn Österreich umgesetzte Regeln: Österreich hat seine Reserve über transparente, wettbewerbliche öffentliche Aus-schreibungen, durchgeführt von ASGM zwischen Mai und August, beschafft, wobei Gas und Speicherkapazitäten gebündelt wurden, wo dies effizient war.\r\n1. Gas im Speicher: Kombination aus Übertragung der Gasmengen im Speicher und Bereitstellung der entsprechenden Speicherkapazitäten bis zum Ende des laufenden Speicherjahres; zusätzlich müssen Ausspeicherleistungen übertragen werden, die eine vollständige Ausspeicherung innerhalb von max. 120 Tagen ermöglichen\r\n2. Speicherkapazität mit Ein-/Ausspeicherleistungen, die eine vollständige Ein-/Ausspeicherung des WGV innerhalb von max. 120 Tagen erlauben\r\n3. Commodity-Baseload: Gasmengen werden vom Bieter als monatliches Baseload-Produkt an ASGM übertragen\r\nVorschlag für Deutschland: Deutschland könnte sich bei der Ausgestaltung an den marktbasierten Beschaffungsmechanismen Österreichs orientieren, jedoch größere Flexibilität anwenden, um der größeren Systemgröße, der diverseren Speichergeografie und der höheren Liquidität Rechnung zu tragen.\r\n1. Gas im Speicher: Kombination aus Übertragung der Gasmengen im Speicher und Bereitstellung der entsprechenden Speicherkapazitäten bis zum Ende des laufenden Speicherjahres\r\n2. Speicherkapazität mit Ein-/Ausspeicherleistungen, die eine vollständige Ein-/Ausspeicherung des WGV innerhalb von max. 120 Tagen erlauben\r\n3. Commodity Baseload: Gasmengen werden vom Bieter an THE als monatliches Baseload Produkt übertragen\r\nBegründung: Die Möglichkeit von In-Store-Transfers reduziert physische Umschläge, senkt Transaktionskosten und minimiert Marktverzerrungen, im Einklang mit einer marktbasierten Versorgungssicherheitslogik.\r\n\r\n2. Aktivierung\r\nIn Österreich umgesetzte Regeln: Ausrufung der „Notfallstufe“, welche die strategische Gasreserve als Teil umfassender Energielenkungsmaßnahmen aktiviert, unter anderem um das Angebots an Ausgleichsenergiegas zu erhöhen.\r\nVorschlag für Deutschland: Nach Ausrufung der „Notfallstufe“. Ausschließlich auf Grundlage klar definierter, objektiver Kriterien.\r\nBegründung: Österreich definiert keine klaren und transparenten Aktivierungskriterien für die strategische Reserve. Deutschland sollte daher einen strikt kriterienbasierten Ansatz wählen und die Aktivierung strategischer Gasspeicher ausschließlich an klar definierte, objektive Kriterien knüpfen – und nur bei nachweislichem Marktversagen in der Notfall-stufe zulassen.\r\n\r\n3. Zeitliche Planung\r\nIn Österreich umgesetzte Regeln: Auktion im Mai\r\nVorschlag für Deutschland: Auktion im April 2027; Beginn der Befüllung im Mai, Befüllungsstopp am 1. November\r\nBegründung: Die Durchführung der Auktion im April ermöglicht es dem SSO, Speicherkapazitäten vor Beginn des Speicher-jahres an Dritte zu vermarkten. Nicht verkaufte Kapazitäten können in diesen Prozess eingebracht werden, neben Kapazitäten anderer Marktteilnehmer, wodurch der Wettbewerb erhöht und die Preise verbessert werden. Der 1. November kann konsistent als Datum für die Befüllung und Übergabe im ersten Jahr sowie als letzter Termin für die Ausspeicherung verwendet werden, sofern die Reserve nicht mehr benötigt wird.\r\n\r\n4. Mindestgröße\r\nIn Österreich umgesetzte Regeln: Kapazität: 50 GWh WGV; Commodity: 10 MWh/h\r\nVorschlag für Deutschland: Kapazität von 16-24 TWh erscheint angemessen; kleinere Tranchen erhöhen den Wettbewerb und tragen zur Senkung der gesamten Beschaffungskosten bei.\r\n\r\n5. Zulässige Speicherstandorte\r\nIn Österreich umgesetzte Regeln: Alle Speicheranlagen auf österreichischem Staatsgebiet\r\nVorschlag für Deutschland: Beibehaltung der LTO-Liste als primäre Liste zulässiger Speicher\r\nBegründung: Die Einbeziehung auch österreichischer Speicher unterstützt eine regionale Risikostreuung und stärkt insbesondere die Versorgungssicherheit Süddeutschlands. Dies steht im Einklang mit der Betrachtung von Speichern als europäisches Asset und nicht als rein nationales Instrument.\r\n\r\n6. Herkunft des Gases\r\nIn Österreich umgesetzte Regeln: Das angebotene Gas stammt aus Staaten, die nicht von einer aktiven Maßnahme im Sinne der Verordnung (EU) Nr. 833/2014 (ABl. L 229 vom 31.7.2014, S. 1) betroffen sind, in der durch ABl. L 153 vom 3.6.2022, S. 53 geänderten Fassung.\r\nVorschlag für Deutschland: Auf zusätzliche spezifische Herkunftsvorgaben könnte verzichtet werden (außer dem Importverbot für russisches Gas). Es sollte keine Präferenz für Gas aus LNG-Terminals gegenüber anderen Gasquellen in Deutschland, einschließlich hub-basiert geliefertem Gas, geben, um eine breite Marktteilnahme zu ermöglichen.\r\nBegründung: Der Verzicht auf zusätzliche Herkunftsbeschränkungen erhöht die Beschaffungseffizienz, stärkt den Wettbewerb und senkt Kosten.\r\n\r\n7. Preisbildung\r\nIn Österreich umgesetzte Regeln: Fixpreis für Commodity und Kapazität\r\nVorschlag für Deutschland: Die Einfachheit eines Festpreissystems beibehalten, jedoch die Gebotsflexibilität erweitern, um mehrere Gebote zu unterschiedlichen Preisen/Tranchen zuzulassen.\r\nBegründung: Mehrere Preis- und Tranchenangebote maximieren die Angebotsbreite, erhöhen den Wettbewerbsdruck und ermöglichen dem Staat eine effiziente Preisfindung, ohne in Marktmechanismen einzugreifen.\r\n\r\n8. Lieferpunkte für Commodity-Produkte\r\nIn Österreich umgesetzte Regeln: VTP\r\nVorschlag für Deutschland: Einschließlich Baseload-Lieferung am THE, In-Store-Commodity-Transfer, In-Store-Commodity-Transfer inkl. Kapazität\r\nBegründung: Eine breite Palette an Lieferoptionen minimiert Transaktions- und Systemkosten und ermöglicht eine operativ effiziente Beschaffung, im Einklang mit dem Ziel, staatliche Eingriffe auf das notwendige Minimum zu begrenzen.\r\n\r\n9. Dauer\r\nIn Österreich umgesetzte Regeln: Bis zu 20 TWh wurden im Sommer 2022 ausgeschrieben, gültig bis zum 30.9.2025 (an-schließend verlängert).\r\nVorschlag für Deutschland: Kapazitätsauktionen mit einer maximalen anfänglichen Laufzeit von bis zu 3 Jahren, um eine maximale Marktteilnahme zu ermöglichen; nachfolgende Ausschreibungen können erfolgen, sobald die Kapazität ausläuft; das Gas kann so häufig wie erforderlich ausgeschrieben werden.\r\nBegründung: Laufzeiten von mehr als drei Jahren dürften die Anzahl der Marktteilnehmer reduzieren, die Kapazitäten bereitstellen können. Dies erhöht die Kosten und begünstigt SSOs unverhältnismäßig, da diese besser in der Lage sind, längerfristige Kapazitäten anzubieten.\r\n\r\n10. Abbau\r\nVorschlag für Deutschland: Falls der kontrollierte Abbau einer strategischen Reserve entschieden wird, sollte dies markt- und systemschonend erfolgen, vorzugsweise über die Sommerperiode. Bereits bei Einführung sollte dies klar geregelt sein, um gebundene Volumina und Marktverwerfungen zu vermeiden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-05-29"}]}]},"contracts":{"contractsPresent":false,"contractsCount":0,"contracts":[]},"codeOfConduct":{"ownCodeOfConduct":true,"codeOfConductPdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/33/13/749147/shell-code-of-conduct-german-may2023.pdf"}}