{"$schema":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/json-schemas/R2.22/Lobbyregister-Registereintrag-schema-R2.22.json","source":"Deutscher Bundestag, Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung","sourceUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de","sourceDate":"2026-05-25T15:51:40.043+02:00","jsonDocumentationUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/informationen-und-hilfe/open-data-1049716","registerNumber":"R001625","registerEntryDetails":{"registerEntryId":53691,"legislation":"GL2024","version":25,"detailsPageUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/suche/R001625/53691","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/90/1a/510797/Lobbyregister-Registereintraege-Detailansicht-R001625-2025-04-17_15-28-20.pdf","validFromDate":"2025-04-17T15:28:20.000+02:00","validUntilDate":"2025-06-25T14:00:19.000+02:00","fiscalYearUpdate":{"updateMissing":false,"lastFiscalYearUpdate":"2024-06-28T14:45:15.000+02:00"}},"accountDetails":{"activeLobbyist":true,"activeDateRanges":[{"fromDate":"2024-10-23T17:53:17.000+02:00"}],"firstPublicationDate":"2022-02-25T13:49:12.000+01:00","lastUpdateDate":"2025-04-17T15:28:20.000+02:00","registerEntryVersions":[{"registerEntryId":53691,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R001625/53691","version":25,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-04-17T15:28:20.000+02:00","validUntilDate":"2025-06-25T14:00:19.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":52587,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R001625/52587","version":24,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-03-31T10:28:13.000+02:00","validUntilDate":"2025-04-17T15:28:20.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":48455,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R001625/48455","version":23,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2024-12-20T14:04:18.000+01:00","validUntilDate":"2025-03-31T10:28:13.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":45778,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R001625/45778","version":22,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2024-10-23T17:53:17.000+02:00","validUntilDate":"2024-12-20T14:04:18.000+01:00","versionActiveLobbyist":true}],"accountHasCodexViolations":false},"lobbyistIdentity":{"identity":"ORGANIZATION","name":"50Hertz Transmission GmbH","legalFormType":{"code":"JURISTIC_PERSON","de":"Juristische Person","en":"Legal person"},"legalForm":{"code":"LF_GMBH","de":"Gesellschaft mit beschränkter Haftung (GmbH)","en":"Limited liability company (GmbH)"},"contactDetails":{"phoneNumber":"+493051500","emails":[{"email":"info@50hertz.com"}],"websites":[{"website":"https://www.50hertz.com/"}]},"address":{"type":"NATIONAL","street":"Heidestraße","streetNumber":"2","zipCode":"10557","city":"Berlin","country":{"code":"DE","de":"Deutschland","en":"Germany"}},"capitalCityRepresentationPresent":false,"legalRepresentatives":[{"lastName":"Kapferer","firstName":"Stefan","function":"Vorsitzender der Geschäftsführung (CEO)","recentGovernmentFunctionPresent":false,"entrustedPerson":true,"contactDetails":{}},{"lastName":"Borcherding","firstName":"Sylvia","function":"Geschäftsführerin Personal und Arbeitsdirektorin (CHRO)","recentGovernmentFunctionPresent":false,"entrustedPerson":true,"contactDetails":{}},{"academicDegreeBefore":"Dr.","lastName":"Biermann","firstName":"Dirk","function":"Geschäftsführer Märkte und Systembetrieb (CMO)","recentGovernmentFunctionPresent":false,"entrustedPerson":true,"contactDetails":{}},{"lastName":"Janssen","firstName":"Christine","function":"Geschäftsführerin Finanzen (CFO)","recentGovernmentFunctionPresent":false,"entrustedPerson":true,"contactDetails":{}}],"entrustedPersonsPresent":true,"entrustedPersons":[{"lastName":"Kapferer","firstName":"Stefan","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Borcherding","firstName":"Sylvia","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Jeroncic","firstName":"Brigita","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Rehder","firstName":"Ullrich","recentGovernmentFunctionPresent":true,"recentGovernmentFunction":{"ended":true,"endDate":"2019-06","type":{"code":"HOUSE_OF_REPRESENTATIVES","de":"Bundestag","en":"House of representatives"},"houseOfRepresentatives":{"function":{"code":"FUNCTION_FOR_MEMBER","de":"Funktion für ein Mitglied des Deutschen Bundestages","en":"Function for a member of the German Bundestag"},"functionPosition":"Wissenschaftlicher Mitarbeiter"}}},{"lastName":"Meinshausen","firstName":"Christina","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Lohse","firstName":"Max","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Schulze-Vorberg","firstName":"Maximilian","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"academicDegreeBefore":"Dr.","lastName":"Schäfer","firstName":"Lisa","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"academicDegreeBefore":"Dr.","lastName":"Biermann","firstName":"Dirk","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Najdawi","firstName":"Céline","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"von Pogrell","firstName":"Konstantin","recentGovernmentFunctionPresent":true,"recentGovernmentFunction":{"ended":true,"endDate":"2020-06","type":{"code":"HOUSE_OF_REPRESENTATIVES","de":"Bundestag","en":"House of representatives"},"houseOfRepresentatives":{"function":{"code":"FUNCTION_FOR_MEMBER","de":"Funktion für ein Mitglied des Deutschen Bundestages","en":"Function for a member of the German Bundestag"},"functionPosition":"Studentischer Mitarbeiter"}}},{"lastName":"Twachtmann","firstName":"Andreas","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Sewohl","firstName":"Alexander","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Hentschke-Kemper","firstName":"Malte","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Möslein","firstName":"Josephine","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Stotz","firstName":"Sebastian","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Goldmann","firstName":"Patrick","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"academicDegreeBefore":"Dr.","lastName":"Koch","firstName":"Christopher","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Willke","firstName":"Jakob","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"academicDegreeBefore":"Dr.","lastName":"Meyer-Braune","firstName":"Georg","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"academicDegreeBefore":"Dr.-Ing.","lastName":"Papadis","firstName":"Elisa","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Kiewitt","firstName":"Wilhelm","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"academicDegreeBefore":"Dr.","lastName":"Henkel","firstName":"Johannes","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Feix","firstName":"Olivier","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Wienhold","firstName":"Moritz","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Klemm","firstName":"Marius","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Ihlenburg","firstName":"Richard","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Dünnwald","firstName":"Annegret","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Reinhardt","firstName":"Nina","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Eickhoff-Kehr","firstName":"Sandra","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Gregor","firstName":"Markus","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Haufe","firstName":"Silvia","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Weiland","firstName":"Julia","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"academicDegreeBefore":"Dr.","lastName":"Marten","firstName":"Anne-Katrin","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Ruben","firstName":"Mike","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Knieriem","firstName":"Dettmar-Wilhelm","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"academicDegreeBefore":"Dr.","lastName":"Quick","firstName":"Henrich","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Westhues","firstName":"Stefan","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Moritz","firstName":"Wienhold","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Wolf","firstName":"Lisa Marie","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Birr-Pedersen","firstName":"Katja","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"academicDegreeBefore":"Dr.","lastName":"Seim","firstName":"Stephan","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"academicDegreeBefore":"Dr.","lastName":"Nahmmacher","firstName":"Paul","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"academicDegreeBefore":"Dr.","lastName":"von Sengbusch","firstName":"Klaus","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Just","firstName":"Hendrik","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Dorado Corsino","firstName":"Alicia","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Mink","firstName":"Andrea ","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Janssen","firstName":"Christine","recentGovernmentFunctionPresent":false}],"membersPresent":false,"membershipsPresent":true,"memberships":[{"membership":"Berlin Brandenburg Energy Network e. V."},{"membership":"Bundesverband Breitbandkommunikation e. V. "},{"membership":"Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V."},{"membership":"Bundesverband Materialwirtschaft, Einkauf, Logistik e. V."},{"membership":"EnergieDialog 2050 e. V."},{"membership":"Förderkreis der Stiftung Arbeit und Umwelt der IGBCE"},{"membership":"Forum für Zukunftsenergien e. V."},{"membership":"FGW e. V. - Fördergesellschaft Windenergie und andere Dezentrale Energien"},{"membership":"Managerkreis der Friedrich-Ebert-Stiftung"},{"membership":"pro Brandenburg e. V."},{"membership":"Renewables Grid Initiative e. V."},{"membership":"Think Tank Dialoggesellschaft e. V. "},{"membership":"Verband Berliner Kaufleute und Industrieller e. V."},{"membership":"Weltenergierat (World Energy Council)"},{"membership":"Wind Energy Network Rostock e. V."},{"membership":"Wirtschaftsforum der SPD e. V."},{"membership":"Wirtschaftsrat der CDU e. V. - Landesverband Berlin-Brandenburg"},{"membership":"GAIA-X FOUNDATION"},{"membership":"Thüringer Erneuerbare Energien Netzwerk (ThEEN) e. V."},{"membership":"Allianz der Chancen (AdC)"},{"membership":"DIN Deutsches Institut für Normung e. V."},{"membership":"Grüner Wirtschaftsdialog e. V."},{"membership":"Arbeitgeberverband Energie- und Versorgungswirtschaftlicher Unternehmen e. V."},{"membership":"Berufsverband der Compliance Manager e. V."},{"membership":"Bundesverband der Personalmanager e. V."},{"membership":"Bundesverband der Kommunikatoren e. V."},{"membership":"Deutsche Gesellschaft für Personalführung"},{"membership":"VDE Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e. V."},{"membership":"Verband der Unternehmensjuristen"},{"membership":"Verband deutscher Treasurer e. V."},{"membership":"Verband für Sicherheit, Gesundheit und Umweltschutz bei der Arbeit e. V."},{"membership":"Verband für unbemannte Luftfahrt (UAV DACH)"},{"membership":"Wirtschaftspolitischer Club Deutschland e. V."}]},"activitiesAndInterests":{"activity":{"code":"ACT_ORGANIZATION_V2","de":"Sonstiges Unternehmen","en":"Other company"},"typesOfExercisingLobbyWork":[{"code":"SELF_OPERATED_OWN_INTEREST","de":"Die Interessenvertretung wird in eigenem Interesse selbst wahrgenommen","en":"Interest representation is self-performed in its own interest"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ECONOMY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Wirtschaft\"","en":"Other in the field of \"Economy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SPECIES","de":"Artenschutz/Biodiversität","en":"Species protection/biodiversity"},{"code":"FOI_IS_CYBER","de":"Cybersicherheit","en":"Cyber security"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_IS_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Innere Sicherheit\"","en":"Other in the field of \"Internal security\""},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_RP_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Raumordnung, Bau- und Wohnungswesen\"","en":"Other in the field of \"Spatial planning, construction and housing\""},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Verkehr\"","en":"Other in the field of \"Transportation\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"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_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}],"activityDescription":"50Hertz betreibt das Strom-Übertragungsnetz im Norden und Osten Deutschlands und baut es für die Energiewende bedarfsgerecht aus. Zum Zwecke der Interessenvertretung werden unter anderem Gespräche mit Vertreterinnen und Vertretern des Bundeskanzleramtes und der Bundesministerien sowie mit Mitgliedern des Deutschen Bundestages zur Erläuterung von Änderungsnotwendigkeiten hinsichtlich einer Vielzahl von Themenfeldern, die als Rahmenbedingungen für die unternehmerische Tätigkeit von großer Bedeutung sind, geführt. An erster Stelle betrifft dies das Feld der Energiepolitik, darüber hinaus auch Fragen der Umwelt- und Klimapolitik sowie verkehrs-, bau- und arbeitsmarktpolitische Themen sowie den Bereich innere Sicherheit. Diese Aufzählung ist nicht abschließend, punktuell können weitere Themen von Bedeutung für das Unternehmen und damit Gegenstand der betriebenen Interessenvertretung sein. Im Zuge der Interessenvertretung werden u.a. Parlamentarische Abende und Diskussionsveranstaltungen durchgeführt, zu denen Regierungsmitglieder, Abgeordnete sowie Vertreterinnen und Vertreter der Ministerien eingeladen werden. Darüber hinaus werden auch Stellungnahmen und Positionspapier zu konkreten Regelungsvorhaben erarbeitet und übermittelt."},"employeesInvolvedInLobbying":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2023-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2023-12-31","employeeFTE":3.23},"financialExpenses":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2023-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2023-12-31","financialExpensesEuro":{"from":720001,"to":730000}},"mainFundingSources":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2023-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2023-12-31","mainFundingSources":[{"code":"MFS_ECONOMIC_ACTIVITY","de":"Wirtschaftliche Tätigkeit","en":"Economic activity"},{"code":"MFS_PUBLIC_GRANTS","de":"Öffentliche Zuwendungen","en":"Public grants"}]},"publicAllowances":{"publicAllowancesPresent":true,"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2023-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2023-12-31","publicAllowances":[{"name":"Projektträger Jülich | Forschungszentrum Jülich GmbH","type":{"code":"GERMAN_PUBLIC_SECTOR_FEDERAL","de":"Deutsche Öffentliche Hand – Bund","en":"German Public Sector – Federal"},"location":"Wilhelm-Johnen-Straße, 52425 Jülich (Hauptsitz)","publicAllowanceEuro":{"from":90001,"to":100000},"description":"Fördermittel für das Verbundvorhaben OTC-SMOC (gefördert mit Mitteln des Bundesministeriums für Bildung und Forschung im Rahmen der Zukunftsclusterförderung)\r\n"},{"name":"Projektträger Jülich | Forschungszentrum Jülich GmbH","type":{"code":"GERMAN_PUBLIC_SECTOR_FEDERAL","de":"Deutsche Öffentliche Hand – Bund","en":"German Public Sector – Federal"},"location":"Wilhelm-Johnen-Straße, 52428 Jülich","publicAllowanceEuro":{"from":70001,"to":80000},"description":"Fördermittel für das Verbundvorhaben FlexMC (gefördert im Rahmen des 7. Energieforschungsprogramm der Bundesregierung)"},{"name":"Projektträger Jülich | Forschungszentrum Jülich GmbH","type":{"code":"GERMAN_PUBLIC_SECTOR_FEDERAL","de":"Deutsche Öffentliche Hand – Bund","en":"German Public Sector – Federal"},"location":"Wilhelmstraße 97, 10117 Berlin","publicAllowanceEuro":{"from":80001,"to":90000},"description":"Fördermittel für das Verbundvorhaben EIZ (gefördert im Rahmen des 7.Energieforschungsprogramm der Bundesregierung)"},{"name":"EU Kommission","type":{"code":"EUROPEAN_UNION","de":"Europäische Union","en":"European Union"},"location":"Brüssel, Belgien","publicAllowanceEuro":{"from":160001,"to":170000},"description":"Fördermittel für das Vorhaben InterOPERA (gefördert im Rahmen von Horizon Europe)"},{"name":"Projektträger Jülich | Forschungszentrum Jülich GmbH","type":{"code":"GERMAN_PUBLIC_SECTOR_FEDERAL","de":"Deutsche Öffentliche Hand – Bund","en":"German Public Sector – Federal"},"location":"Wilhelm-Johnen-Straße, 52428 Jülich","publicAllowanceEuro":{"from":60001,"to":70000},"description":"Fördermittel für das Verbundvorhaben SPANNeND (gefördert im Rahmen des 7. Energieforschungsprogramm der Bundesregierung)"}]},"donators":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2023-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2023-12-31","totalDonationsEuro":{"from":0,"to":0}},"membershipFees":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2023-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2023-12-31","totalMembershipFees":{"from":0,"to":0},"individualContributorsPresent":false,"individualContributors":[]},"annualReports":{"annualReportLastFiscalYearExists":true,"lastFiscalYearStart":"2023-01-01","lastFiscalYearEnd":"2023-12-31","annualReportPdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/6a/13/510796/50Hertz-Transmission-GmbH-JA-LB-2023.pdf"},"regulatoryProjects":{"regulatoryProjectsPresent":true,"regulatoryProjectsCount":14,"regulatoryProjects":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0009514","title":"Überführung der Erneuerbare Energien-Richtlinie der EU (RED III) für Stromnetze in nationales Recht","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":"Positive Ausgestaltung der Rahmenbedingungen für die Übertragungsnetzbetreiber bei der Überführung der Elemente zur Planungsbeschleunigung der Erneuerbare Energien-Richtlinie der EU (RED III) im Bereich Stromnetze in nationales Recht; möglichst einheitliche Anwendung der Regelungen in Bund und Ländern.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz","shortTitle":"NABEG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/nabeg"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009515","title":"Aufnahme der von der BNetzA bestätigten Maßnahmen des NEP 2037/2045 (2023) in den Bundesbedarfsplan","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Überführung der von der BNetzA im Netzentwicklungsplan Strom 2037/2045 (2023) bestätigten Drehstrom- und Gleichstrom-Maßnahmen als Vorhaben in den Bundesbedarfsplan (als Anhang zum Bundesbedarfsplangesetz) einschließlich Berücksichtigung der aus Unternehmenssicht erforderlichen Netzverknüpfungspunkte sowie Kennzeichnung der Genehmigungshoheit (Bund oder Länder) und der Vorhaben mit (Teil-)Erdverkabelung.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über den Bundesbedarfsplan","shortTitle":"BBPlG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbplg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_RP_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Raumordnung, Bau- und Wohnungswesen\"","en":"Other in the field of \"Spatial planning, construction and housing\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009516","title":"Sicherstellung von Maßnahmen zur Gewährleistung von Systemstabilität und Versorgungssicherheit","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Sicherstellung ausreichender Kraftwerkskapazitäten zur Gewährleistung von Systemstabilität im Rahmen der aktuell laufenden Diskussionen zur Kraftwerksstrategie und der Einführung eines Kapazitätsmechanismus in Deutschland. Neben der ausreichenden gesicherten Erzeugungskapazität zur Sicherstellung von Systemstabilität und Versorgungssicherheit geht es auch um die Verortung der Kraftwerkskapazität, z.B. zur Sicherstellung ausreichender Redispatch-Kapazitäten.). Maßnahmen zur Erfüllung von nichtfrequenzgebundenen Systemdienstleistungen zur Sicherstellung der Systemstabilität. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009517","title":"Investitionsfreundlicher Regulierungsrahmen für die Investitionen in das Strom-Übertragungsnetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Sicherstellung einer ausreichenden Eigenkapitalverzinsung sowie weiterer Rahmenbedingungen im Zuge der Anreizregulierung zur Durchführung der im Rahmen der Energiewende erforderlichen Investitionen in den Um- und Ausbau des Strom-Übertragungsnetzes. Themen in diesem Zusammenhang sind z.B. der Regulierungsrahmen allgemein, die Diskussion über einen Bundeszuschuss zu den Übertragungsnetzentgelten sowie die Offshore-Netzumlage nach § 17f EnWG.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Verordnung über die Anreizregulierung der Energieversorgungsnetze","shortTitle":"ARegV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/aregv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ECONOMY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Wirtschaft\"","en":"Other in the field of \"Economy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009518","title":"Integration neuer Verbraucher wie Elektrolyseure, Industrie und Kleinstflexibilitäten ins Stromnetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Schaffung gesetzlicher Rahmenbedingungen für die effiziente Integration neuer Verbraucher wie Elektrolyseure, Industrie und Kleinstflexibilitäten (Wärmepumpen, Elektrofahrzeuge) in das Stromnetz sowie deren Steuerung in Absprache mit Verteil- und Übertragungsnetzbetreibern (Redispatch 2.0, Redispatch 3.0); Ziel ist die Nutzung des Potenzials der vorhandenen (Kleinst-)Flexibilitäten für den Strommarkt, um die Kosten des zukünftig weitgehend auf fluktuierenden erneuerbaren Energien basierenden Stromsystems möglichst gering zu halten und z.B. Kosten für Engpassmanagement wie Redispatch vermeiden bzw. reduzieren zu können.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Verordnung über die 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":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009519","title":"Ausreichende Haushaltsfinanzierung des EEG-Kontos","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Sicherstellung einer ausreichenden, jährlich wiederkehrenden Finanzierung der von den ÜNB zu verantwortenden Auszahlungen über das EEG-Konto an Betreiber von Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien mit EEG-Vergütungsanspruch durch den Bundeshaushalt sowie Anpassung der damit verbundenen Abwicklungs- und Meldeprozesse.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"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":"Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung","shortTitle":"KWKG 2016","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kwkg_2016"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009520","title":"Hebung von Potenzialen zur Kosteneinsparung bei Netzausbau, -betrieb und damit verbundenen Themen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Unterbreitung von Einsparvorschlägen zur Finanzierung und Bezahlbarkeit der vor dem Hintergrund der Energiewende notwendigen Transformation des Stromsystems. Hierzu zählen Maßnahmen im direkten Zusammenhang mit dem Netzausbau, aber auch der Netzbetrieb, Systemfragen und Fragen im Bereich des Sektorenkopplung. Ziel ist die Sicherstellung der Bezahlbarkeit und Machbarkeit der Energiewende.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009521","title":"Effektiven Schutz kritischer Infrastrukturen gewährleisten","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2022/2557 und zur Stärkung der Resilienz kritischer Anlagen","printingNumber":"550/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0550-24.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-richtlinie-eu-2022-2557-und-zur/317496","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat","shortTitle":"BMI","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Gesetz zur Umsetzung der CER-Richtlinie und zur Stärkung der Resilienz kritischer Anlagen","publicationDate":"2023-12-21","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat","shortTitle":"BMI","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmi.bund.de/SharedDocs/gesetzgebungsverfahren/DE/Downloads/referentenentwuerfe/KM4/KRITIS-DachG-2.pdf?__blob=publicationFile&v=4","draftBillProjectUrl":"https://www.bmi.bund.de/SharedDocs/gesetzgebungsverfahren/DE/KRITIS-DachG.html"}]}},{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2022/2557 und zur Stärkung der Resilienz kritischer Anlagen","printingNumber":"20/13961","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/139/2013961.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-richtlinie-eu-2022-2557-und-zur/317496","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat","shortTitle":"BMI","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Gesetz zur Umsetzung der CER-Richtlinie und zur Stärkung der Resilienz kritischer Anlagen","publicationDate":"2023-12-21","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat","shortTitle":"BMI","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmi.bund.de/SharedDocs/gesetzgebungsverfahren/DE/Downloads/referentenentwuerfe/KM4/KRITIS-DachG-2.pdf?__blob=publicationFile&v=4","draftBillProjectUrl":"https://www.bmi.bund.de/SharedDocs/gesetzgebungsverfahren/DE/KRITIS-DachG.html"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Die sich verändernde Sicherheitslage macht eine effektive Cybersicherheit insbesondere der kritischen Infrastruktur unabdingbar. Hierbei braucht es ein Gleichgewicht zwischen neuen Anforderungen und einem bürokratiesparsamen Rahmen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung zur Bestimmung kritischer Anlagen nach dem BSI-Gesetz","shortTitle":"BSI-KritisV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bsi-kritisv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_IS_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Innere Sicherheit\"","en":"Other in the field of \"Internal security\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009522","title":"Angemessene Lärmvorgaben für das Höchstspannungsnetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Vermeidung von Regelungen der TA Lärm für heranrückende Wohnbebauung an Anlagen und Leitungen des Höchstspannungsnetzes, die keine angemessene Rücksicht auf Ausbaubedarfe der Stromnetze und die dabei einzuhaltenden Lärmvorgaben nehmen.","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_RP_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Raumordnung, Bau- und Wohnungswesen\"","en":"Other in the field of \"Spatial planning, construction and housing\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009523","title":"Systemdienlicher Hochlauf der Wasserstoffinfrastruktur","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die regionale Verortung von Elektrolyseanlagen ist mit Blick auf den notwendigen Ausbau des Strom-Übertragungsnetzes von zentraler Bedeutung. Eine regulatorische Steuerung der regionalen Verortung ist für netz- und systemdienliche Standorte erforderlich. Dies ließe sich ließe sich u.a. gezielt durch Fördermechanismen umsetzen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See","shortTitle":"WindSeeG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windseeg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009524","title":"Optimierung von Flächenzuschnitten, Netzinfrastruktur und Prozessen beim Ausbau von Offshore Wind in der AWZ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Beschleunigung des Ausbaus der Offshore Windenergie in der deutschen Ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) und damit einhergehend Verdichtung der Bebauung bringt verschiedene Herausforderungen mit sich. Eine Weiterentwicklung von technischen Standards, Flächenzuschnitt, Zielsystem, Netzanschlussregeln sowie Ausschreibungs- und Marktdesign birgt daher viel Optimierungs- und Einsparpotential. Auch die Schnittstelle zum Wasserstoff spielt dabei eine Rolle. Mit Blick auf die hohen Investitionssummen im Offshorebereich ist es dabei unser Ziel, die entstehende Infrastruktur so effizient wie möglich auszulasten, die soziökonomischen Nutzen zu optimieren und die Belastung der Stromkunden so gering wie möglich zu halten.\r\n","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See","shortTitle":"WindSeeG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windseeg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ECONOMY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Wirtschaft\"","en":"Other in the field of \"Economy\""},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009525","title":"Beschleunigung der Planungs- und Genehmigungsverfahren von Strom-Höchstspannungsleitungen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Für die Umsetzung der Energiewende ist die Beschleunigung von Planung und Genehmigung von zentraler Bedeutung. Dies kann sowohl zu Kosteneinsparungen als auch zur schnelleren Umsetzungszeiten führen. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz","shortTitle":"NABEG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/nabeg"},{"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"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012281","title":"Klarstellung beim CBAM erwirken","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Sicherstellen, dass Strom aus den in der AWZ gelegenen Offshore-Windparks nicht unter den Anwendungsbereich des CBAM fällt. Ggf. ist hierfür eine Klarstellung/Anpassung der bestehenden Regelungen notwendig.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012282","title":"Optimierung der einheitlichen EU-Mindestanforderungen für den Netzzugang und Netzbetrieb ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die europäischen Netzkodizes und Leitlinien bilden die technischen Voraussetzungen für einen effizienten und offenen EU-Binnenmarkt im Stromsektor.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}]}]},"statements":{"statementsPresent":true,"statementsCount":46,"statements":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0009514","regulatoryProjectTitle":"Überführung der Erneuerbare Energien-Richtlinie der EU (RED III) für Stromnetze in nationales Recht","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c8/b2/324589/Stellungnahme-Gutachten-SG2406280009.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":"1\r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, 16.05.2024 | Seite 1 von 7\r\nSTELLUNGNAHME DER ÜBERTRAGUNGSNETZBETREIBER ZUM GESETZESENTWURF DER BUNDESREGIERUNG FÜR EIN GESETZ ZUR UMSETZUNG DER EU-ERNEUERBAREN-RICHTLINIE IM BEREICH WINDENERGIE AUF SEE UND STROMNETZE VOM 27.03.2024 (BT-DRUCKSACHE 20/11226)\r\nAllgemeine Bewertung des Gesetzentwurfes\r\nDie vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) mit Regelzonenverantwortung begrüßen ausdrücklich die Erleichterungen und die damit zu erwartenden Beschleunigungen der Netzausbauvorhaben, die sich mit der nationalen Umsetzung von Artikel 15e der RED III ergeben werden. Mit der vorgesehenen Regelung wird zudem die nationale Umsetzung von Artikel 6 der Notfallverordnung grundsätzlich verstetigt und insbeson-dere um Erleichterungen beim Gebietsschutz erweitert.\r\nUm den erwünschten Beschleunigungseffekt bestmöglich zu erzielen, sollten in folgenden Bereichen noch Nachschärfungen und Klarstellungen erfolgen:\r\na) Die in § 12j Abs. 1 EnWG aufgenommene Ermessensregelung für das „Ob“ der Einführung von Infrastrukturgebieten schwächt die Beschleunigungseffekte der RED III. Grundsätzlich erscheint es zielführend, ein einheitliches System für Bund und alle Bundesländer per Gesetz zu etablieren. Da-her sollte die „Kann“-Regelung zur Ausweisung der Infrastrukturgebiete wieder zu der im ursprüng-lichen verpflichtenden Regelung aus dem Referentenentwurf vom 01.02.2024 geändert werden. An-derenfalls können, ohne Infrastrukturgebiete, auch die weiteren Erleichterungen im Verfahren nach § 43n EnWG nicht zur Anwendung kommen. Bei Beibehaltung der Ermessensregelung muss auf jeden Fall eine zeitliche Frist für die Behörden zur Entscheidung über das „Ob“ der Ausweisung eingeführt werden, damit die Vorhabenträger Planungssicherheit haben, um Ihre Projekte zügig vo-ranzutreiben. Hierfür bietet sich die auch in anderen Regelungen enthaltene Frist von einem Monat ab Inkrafttreten der jeweiligen Novellierung des BBPlG an (vgl. § 12j Abs. 10 EnWG).\r\nb) Die Einführung der „Bauphasenregelung“ in § 43m Abs. 2 Satz 8 EnWG, § 43n Abs. 6 EnWG und § 70b Abs. 6 WindSeeG und der damit bezweckte Wille, die durch den Wegfall der Prüfung von Gebiets- und Artenschutz in der Zulassungsphase entstehenden Risiken für die ausführenden Unternehmen in der anschließenden Bauphase zu begrenzen, wird begrüßt. Da diese neue Rege-lung erhebliche Unklarheiten und Risiken für die Unternehmen erzeugt und potentiell zu Baustopps führt ist anzumerken, dass an dieser Stelle die von der Bundesregierung beabsichtigte Umsetzung der RED III hinter den Beschleunigungsmöglichkeiten des Unionsrechts zurück bleibt und damit nicht einer 1:1-Umsetzung des Unionsrechts entspricht. Nach dem Unionsrecht erstrecken sich die Erleichterungen im Gebiets- und Artenschutz nicht nur auf die Zulassungsphase, sondern auch vollständig auf die Umsetzungsphase des Vorhabens. Bei konsequenter Umsetzung des Unions-rechts müsste somit auf die Erforderlichkeit der Ausnahme insgesamt verzichtet werden. Hier sollte eine klare Regelung erfolgen, die die handelnden Personen und Unternehmen aus der Haftung nehmen. Dies gilt insbesondere vor dem Hintergrund, dass nach der derzeitigen Ausgestaltung weiterhin die Verwirklichung von Ordnungswidrigkeiten nach dem BNatSchG droht und damit eine\r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, | Seite 2 von 7\r\nVerschiebung der Verantwortung auf die auf der Baustelle zuständigen Mitarbeitenden der bauaus-führenden Firmen erfolgt.\r\nc) Zu begrüßen ist der Versuch in § 43m Abs. 2a EnWG, § 43n Abs. 5 EnWG und § 70b Abs. 5 WindSeeG das Verhältnis der Neuregelungen zur nationalen Eingriffsregelung eindeutig zu regeln. Dies ist mit der Ausführung in § 43n Abs. 5 S. 6 mit der Regelung zur Vermeidung von Doppelbewertungen und Doppelkompensationen gelungen. Ebenso sollte die Umsetzung auch für die in § 43n Abs. 5 S. 1 EnWG (und in den analogen Regelungen in § 43m EnWG und § 70b Wind-SeeG) geregelten Sachverhalte gelten. Nach Wortlaut des Gesetzesentwurfes sind aktuell die nicht mehr zu prüfenden Vorschriften des § 44 Abs. 1 und § 34 Abs. 1 BNatschG grundsätzlich weiterhin auch bei der Anwendung der Eingriffsregelung zu berücksichtigen. Die Tatsache, dass bei einzelnen Regelungen etwas weiterhin berücksichtigt werden soll, was im Prüfungsverfahren nicht mehr zu prüfen ist, schafft neue Rechtsunsicherheiten. Hier bedarf es einer Regelung die klar festhält, dass eine Prüfung der §§ 34 und 44 BNatSchG sowie die davon erfassten Sachverhalte im Rahmen der Eingriffsregelung mit Blick auf Minderungsmaßnahmen und Ausgleichszahlungen nicht erfolgt und auch entsprechende Ermittlungen für die Bewertung (insbesondere Kartierungen und andere Datenerhebungen) nicht erfolgen müssen. Vor allem die Formulierung, dass eine „Be-schränkung der Erfassungsaufwandes auf das notwendige Mindestmaß“ zu erfolgen hat, ist recht-lich unklar formuliert und führt zu Risiken und Unklarheiten bei der Ausführung. Hier sollte eine Klarstellung erfolgen, dass mit der zeitlichen Begrenzung der Erfassung auf vier Monate alle Erfas-sungen ausgeschlossen sein sollen, die länger als vier Monate dauern.\r\nd) Explizit klargestellt werden sollte in den Neuregelungen, dass für Vorhaben, die unter § 43n EnWG fallen, keine Raumverträglichkeitsprüfung nach § 15 ROG durchzuführen ist, weil die Regelung nach § 12j Abs. 1 Satz 6 nach Verständnis der ÜNB nur das Infrastrukturgebiet erfasst. Dafür bietet sich eine Ergänzung des § 43 Abs. 7 an. Umgekehrt sollte sichergestellt wer-den, dass für Verfahren, für die bis zu einem gewissen Stichtag eine Raumverträglichkeitsprüfung bereits begonnen wurde, die Ergebnisse der Raumverträglichkeitsprüfung der Ausweisung des be-treffenden Infrastrukturgebiets zugrunde zu legen sind. Nur so kann sichergestellt werden, dass der erhebliche Planungsaufwand für die Raumverträglichkeitsprüfung und deren Erkenntnisse si-cher und maßgeblich in die Infrastrukturgebieteplanung einfließen und erhebliche Verzögerungen aufgrund von Umplanungen vermieden werden.\r\ne) Die in § 12j Abs. 9 EnWG benannte Frist von 20 Monaten für die Ausweisung von Infrastrukturge-bieten onshore ist zu lang, um einen lückenlosen Übergang zwischen dem Auslaufen der Rege-lung nach § 43m EnWG (EU-Notfall-VO) und der Neuregelung zu gewährleisten. Der Zeitraum zwi-schen dem 30.06.2025 (Auslaufen von § 43m EnWG) und dem Sommer 2026 (in dem absehbar die 20 Monatsfrist des § 12j Abs. 9 EnWG enden wird) stellt einen deutlich zu langen Zeitraum dar, in dem Vorhaben, die unter § 12j EnWG wegen des Nichtvorliegens der Infrastrukturgebiete sowie der damit verbundenen Festlegungen von Minderungsmaßnahmen de facto keine Planfeststel-lungsunterlagen einreichen könnten. Damit erfolgt eine unnötige Entschleunigung der durch die RED III ermöglichten Beschleunigungsmaßnahmen. Aus diesem Grund sollte der Zeitraum für die Ausweisung der Infrastrukturgebiete auf neun Monate nach Novellierung des BBPlG ver-kürzt werden.\r\nf) Im Offshore-Bereich ist vorgesehen, dass der Flächenentwicklungsplan die Ausweisung der Infra-strukturgebiete einschließlich der Minderungsmaßnahmen faktisch vornimmt, jedoch nach Be-kanntmachung des Flächenentwicklungsplanes (FEP) nochmals 6 Monate bis zu einer separaten Ausweisung in Anspruch genommen werden können. Dies verursacht Verzögerungen durch einen\r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, | Seite 3 von 7\r\nweiteren, unnötigen Planungsschritt. Daher sollte, aus Gründen der Beschleunigung und Synchro-nisierung, die Einrichtung der FEP-Kompetenz zur Festlegung von Infrastrukturgebieten direkt in § 5 WindSeeG geregelt werden.\r\ng) Gemäß der Gesetzesbegründung zu § 43n Abs. 4 Satz 4 EnWG kann lediglich die BNetzA Verän-derungssperren über eine entsprechende Anwendung von § 16 Abs. 7 NABEG nach der Norm erlassen. Es ist kein Grund erkennbar, warum die Regelung nicht auch auf Vorhaben in anderer Behördenzuständigkeit (insb. Ländervorhaben) ausgedehnt werden soll, um potentielle Verzöge-rungen auch in diesen Verfahren zu reduzieren. Der Wortlaut des Gesetzes könnte ohne die Aus-führungen in der Begründung auch jetzt bereits so verstanden werden, da auch § 43n Abs. 6 S. 1 von „Vorhaben“ spricht und hierbei keine Einschränkung auf NABEG-Vorhaben besteht. Das sollte auch in der Begründung entsprechend formuliert werden. Darüber hinaus sollte die Regelung auch auf Plangenehmigungsverfahren ausgedehnt werden. Zudem stellt die Einschränkung in der Be-gründung einen Rückschritt dar in Bezug auf die aktuelle Gesetzeslage, Veränderungssperren bei Präferenzraumverfahren bereits zum Zeitpunkt des Abschlusses der Ermittlung von Präferenz-räume erlassen zu können.\r\nh) Um die erwünschte Beschleunigung sicherzustellen, muss gewährleistet sein, dass die von den zuständigen Planfeststellungsbehörden zu leistenden Aufgaben mittels einer einheitlichen und zügig verfügbaren Methode bearbeitet werden. Dies gilt sowohl für die Methode zur Ausweisung von Infrastrukturgebieten, als auch für die Methoden zur Durchführung aller erforderlichen Prüfun-gen, für die Methoden zur Festlegung von Minderungs- und Ausgleichsmaßnahmen sowie jene zur Durchführung des Überprüfungsverfahrens. Aufgrund des Vorsprungs der BNetzA bei der Metho-denentwicklung bei der Präferenzraumausweisung drängt es sich auf, die erforderlichen Methoden für onshore zentral und zügig durch die BNetzA (weiter) entwickeln zu lassen und sie den Ländern zur Verfügung zu stellen.\r\ni) Es sollte durch eine Regelung sichergestellt werden, dass bei Mitnahmen von 110 kV-Anlagen oder der nachträglichen Einbeziehung von Nebenanlagen auf das Gesamtvorhaben die Rege-lungen des § 43m bzw. 43n EnWG gelten und das Genehmigungsregime nicht auseinanderfällt.\r\nj) In Anlage 5 zum UVPG sollte die SUP-Pflicht für die Ausweisung der Infrastrukturgebiete nach § 12j EnWG als separater Artikel im Gesetzentwurf aufgenommen werden.\r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, | Seite 4 von 7\r\nAnhang: Detailkommentierung der genannten Kernpunkte\r\nZu a) Ermessensregelung\r\n§ 12j Abs. 1 EnWG:\r\nDie Ausweisung von Infrastrukturgebieten liegt durch die gesetzliche Regelung im Ermessen der Planfest-stellungsbehörde oder der nach Landesrecht zuständigen Behörden.\r\nGrundsätzlich erscheint es zielführend, ein einheitliches System aufzusetzen und dieses nicht im Bund und den Ländern ggf. unterschiedlich zu handhaben. Die Abänderung der verpflichtenden Regelung zur Auswei-sung von Infrastrukturgebieten aus dem Referentenentwurf des BMWK in eine „Kann“-Regelung im Regie-rungsentwurf wird seitens der ÜNB nicht begrüßt.\r\nSollte die Regelung hinsichtlich des Ermessens bestehen bleiben, muss hilfsweise eine Frist für die Ent-scheidung der jeweiligen Behörde wie nachfolgend ausgeführt ergänzt werden.\r\nSofern die nach Landesrecht zuständige Behörden die Ausweisung von Infrastrukturgebieten der BNetzA übertragen möchte, ist für die Äußerung eines entsprechenden Verlangens eine Frist von einem Monat nachdem der Bundesbedarfsplan nach § 12e geändert wurde, in Abs. 9 Satz 2 festgelegt.\r\nUm einen verlässlichen und klaren Planungs- und Verfahrensrahmen sicherzustellen, sollte dringend er-gänzend auch für\r\n• die Planfeststellungsbehörde bzw.\r\n• die nach Landesrecht zuständige Behörden, sofern von dieser kein Verlangen geäußert wird, die Infrastrukturgebietsausweisung auf die BNetzA zu übertragen, ob eine Infrastrukturgebietsauswei-sung erfolgt,\r\nebenfalls eine Frist von einem Monat nachdem der Bundesbedarfsplan nach § 12e geändert wurde, ins Gesetz ergänzend aufgenommen werden, innerhalb derer die Entscheidung für bzw. gegen eine Infrastruk-turgebietsausweisung erfolgen muss - mit der Maßgabe, dass die jeweilige Entscheidung mindestens den zuständigen Übertragungsnetzbetreibern, die für die Umsetzung der konkreten Maßnahme zuständig sind, unverzüglich mitzuteilen ist.\r\nZu b) Bauphasenregelung\r\nDie folgenden prinzipiellen Anmerkungen gelten grundsätzlich gleichermaßen für die analogen Regelungen in § 70b Abs. 6 WindSeeG, § 43m Abs. 2 Satz 8 EnWG und § 43n Abs. 6 EnWG:\r\nHier bleibt die durch die Bundesregierung derzeit gewählte Umsetzung hinter den unionsrechtlichen Mög-lichkeiten zurück, sodass keine „1:1“ Umsetzung erfolgt. Die unionsrechtlichen Regelungen erstrecken sich nicht nur auf die Zulassung, sondern auch auf die Umsetzung des Vorhabens. Die im Unionsrecht vorgese-henen Beschleunigungspotentiale werden damit nicht ausgeschöpft. Stattdessen werden Beschleunigun-gen im Zulassungsverfahren als Verzögerungen in die Bauphase verschoben. Ein Beschleunigungseffekt in Bezug auf die Inbetriebnahme der Offshore-Anbindungsleitungen ist damit ausgeschlossen und auch die Einhaltung der derzeit vorgesehenen Inbetriebnahme-Termine wird durch neue, nicht kalkulierbare Risiken in der Bauphase erheblich in Frage gestellt.\r\nInsbesondere der Umstand, dass eine Verletzung der Verbotstatbestände rechtlich nicht ausgeschlossen wird, die Aufklärung und Beseitigungen von Artenschutzkonflikten jedoch aus dem Zulassungsverfahren in die Bauphase verschoben wird, erhöht das Risiko von Verstößen gegen die Verbotstatbestände. Für bau-ausführende Firmen und deren Mitarbeitende bedeutet dies das Risiko der Begehung von Ordnungswidrig-keiten nach dem BNatSchG mit entsprechenden persönlichen Haftungsrisiken. Diese Verschiebung von Verantwortlichkeiten zu Lasten der bauausführenden Firmen ist nicht gerechtfertigt. In der Praxis wird dies\r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, | Seite 5 von 7\r\ndazu führen, dass bei jedem auch nur geringsten Verdacht eines Artenschutzkonfliktes ein Baustopp ein-tritt, da die bauausführenden Firmen das Risiko der Realisierung von Verbotstatbeständen nicht tragen werden. Dass es sich bei der Regelung offensichtlich um einen politischen Formelkompromiss handelt, der in sich jedoch widersprüchlich und für die Praxis ungeeignet ist, zeigt ein Blick auf die Regelungen im De-tail:\r\nDer in Satz 1 gewählte Maßstab „ist davon auszugehen“ ist sowohl hinsichtlich des inhaltlichen Maßstabs für die Beurteilung als auch hinsichtlich seiner Rechtsfolge unklar. Die Gesetzesbegründung klärt nicht nä-her auf, ob es sich um eine Beweislastumkehr, eine widerlegbare gesetzliche Vermutung oder eine Fiktion handelt. Dementsprechend sind auch die konkreten Rechtsfolgen unklar.\r\nDie in den Satz 2 geregelte Konstellation von unerwarteten Artenschutzkonflikten ist ebenfalls für die Pra-xis untauglich. Danach bleibt eine Ausnahme nach § 45 Abs. 7 BNatSchG erforderlich, wenn im Rahmen der ökologischen Baubegleitung keine Minderungsmaßnahmen zur Verfügung stehen, die nicht ohne we-sentliche zeitliche Verzögerung möglich ist. Hier ist zunächst unklar, ob eine Ausnahme auch dann zu be-antragen ist, wenn umweltfachlich überhaupt keine Minderungsmaßnahmen zur Verfügung stehen. Da die Notwendigkeit der in einem gesetzlich normierten Planungsprozess bedarfsfestgestellten Leitungen nicht in Frage gestellt werden kann, reduziert sich das Erfordernis einer Ausnahme in diesem Fall auf eine bloße Formalität. In der Konstellation, in der Minderungsmaßnahmen zu Verfügung stehen, stellt sich zunächst die Frage, wann diese wesentliche zeitliche Verzögerungen mit sich bringen und damit das Erfordernis ei-ner Ausnahme nach § 45 Abs. 7 BNatSchG nach sich ziehen. Unklar ist, was gilt, wenn die Ausnahme nicht erteilt werden kann, weil etwa keine Minderungsmaßnahme zur Verfügung steht oder die (dann erfor-derlich werdende) Alternativenprüfung ergibt, dass eine Alternative zur Verfügung steht und deren Umset-zung zu Verzögerungen führt. Ebenfalls nicht erwähnt sind die Verzögerungen, die entstehen, wenn zu-nächst ein Baustopp eintritt, um die Ausnahme zu beantragen. Gerade bei den zeitlich eng getakteten offs-hore begrenzt zur Verfügung stehenden Legetools und Schiffsflotten ist dies nicht unwahrscheinlich.\r\nEs ist vorgeschrieben, über etwaige Ausnahmen im Wege einer „unwesentlichen Planänderung“ nach § 76 Abs. 2 VwVfG und innerhalb eines Monats zu entscheiden. Daneben greift jedoch in solchen Konstellatio-nen das Erfordernis zur Beteiligung von Umweltverbänden nach § 63 Abs. 1 Nr. 3 BNatSchG. Es ist unklar, wie sich das eine mit dem anderen vereinbaren lässt.\r\nDie vorstehenden Ausführungen belegen die Widersprüchlichkeit. Die Vorhabenträger erkennen an, dass ein Informations- und Monitoringbedürfnis in Bezug auf Artenschutzkonflikte besteht. Insoweit sollte es je-doch ausreichen, über entsprechende Dokumentations- und Informationspflichten diese zu erfassen, um so dann eine entsprechende Grundlage für mit den zu leistenden Ausgleichszahlungen zu finanzierenden Maßnahmen nach § 12j Abs. 7 EnWG-Entwurf zu schaffen.\r\nZu c) Eingriffsregelung\r\nDie folgenden prinzipiellen Anmerkungen gelten grundsätzlich gleichermaßen für die analogen Regelungen in § 70b Abs. 5 WindSeeG, § 43m Abs. 2a EnWG und § 43n Abs. 5 EnWG:\r\nZu begrüßen ist der Versuch in § 43m Abs. 2a EnWG, § 43n Abs. 5 EnWG und § 70b Abs. 5 WindSeeG das Verhältnis der Neuregelungen zur nationalen Eingriffsregelung eindeutig zu regeln. Gelungen er-scheint mit § 43n Abs. 5 S. 6 (und den analogen Regelungen in den anderen o.g. aufgeführten Gesetzen) die Regelung zur Vermeidung von Doppelbewertungen und Doppelkompensationen (im Bsp. von RED III/§ 43n EnWG: einmal im Zuge der Umsetzung von RED III, zum anderen im Zuge der Eingriffsregelung). Weiterhin schwierig bleibt dagegen der in § 43n Abs. 5 S. 1 EnWG (und in den analogen Regelungen in § 43m EnWG und § 70b WindSeeG) geregelte Mechanismus, dass die nach § 43n EnWG nicht mehr zu prü-fenden Vorschriften des § 44 Abs. 1 und § 34 Abs. 1 BNatschG grundsätzlich weiterhin auch bei der\r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, | Seite 6 von 7\r\nAnwendung der Eingriffsregelung zu berücksichtigen sind. Es stellt sich die Frage, wieso etwas berücksich-tigt werden soll, was nicht mehr zu prüfen ist. Hier wäre eine Regelung vorzugswürdig, die klar festhält, dass eine Prüfung der §§ 34 und 44 BNatSchG sowie die davon erfassten Sachverhalte im Rahmen der Eingriffsregelung mit Blick auf Minderungsmaßnahmen und Ausgleichszahlungen nicht erfolgt und auch entsprechende Ermittlungen für die Bewertung (insbesondere Kartierungen und andere Datenerhebungen) nicht erfolgen müssen. Anlass für erhebliche Rechtsunsicherheit wird die geregelte „Beschränkung der Er-fassungsaufwandes auf das notwendige Mindestmaß“ sorgen, da sich darüber aus umweltfachlicher Sicht kontrovers diskutieren lässt, was kein Beitrag zur Beschleunigung darstellt. Wenn mit der zeitlichen Be-grenzung der Erfassung auf vier Monate alle Erfassungen ausgeschlossen sein sollen, die länger als vier Monate dauern, so wäre dies tatsächlich eine klare Regelung zur Beschleunigung, allerdings mit entspre-chenden umweltfachlichen Abstrichen.\r\nEs sollte klargestellt werden, dass nur solche Kartierungen und Prüfungen erfolgen müssen, die auch in-nerhalb von vier aufeinander folgenden Monaten vollständig abgeschlossen werden können. Alle Erfassun-gen und Erhebungen (Flächensuche, Kartierungen aber auch Habitatpotenzialanalysen) sowie Prüfungen, die nicht innerhalb von vier aufeinander folgenden Monaten vollständig abgeschlossen werden können, müssen vom Vorhabenträger auch nicht durchgeführt werden.\r\nDie Frist für zusätzliche Datenerhebungen in Satz 4 sollte eindeutiger formuliert werden:\r\n„Flächensuche, Erfassungen, Analysen und Prüfungen sind nur durchzuführen, wenn sie innerhalb von vier Monaten abgeschlossen werden können“\r\nZusätzlich sollte in den o.g. Artikeln ein weiterer Absatz eingefügt werden:\r\nDie Minderungsmaßnahmen nach §12j Abs. 7 sowie die Minderungs- und Ausgleichsmaßnahmen nach § 43n Abs. 4 erfüllen in Bezug auf besonders geschützte Arten sowie die Erhaltungsziele gemäß § 7 Abs. 1 Nr. 9 BNatSchG dem Grunde und dem Umfang nach die Anforderungen an Ausgleichs- und Ersatzmaß-nahmen nach § 15 Abs. 2 und 6 BNatSchG. Eine weitergehende Prüfung und Bewertung sowie Ausgleich und Ersatz der Eingriffe in Bezug auf besonders geschützte wild lebende Pflanzen und Tierarten die Erhal-tungsziele gemäß § 7 Abs. 1 Nr. 9 BNatSchG findet nicht statt. Kartierungen für diese Arten und Gebiete als Grundlage für eine Eingriffsbewertung finden nicht statt.\r\nGesetzesbegründung:\r\nMinderungsmaßnahmen nach §12j Abs. 7 sowie die Minderungs- und Ausgleichsmaßnahmen nach § 43n Abs. 4 erfüllen für die besonders geschützten Arten i.S.d. § 7 Abs. 2 Nr. 13 BNatSchG einschließlich der streng geschützten Arten gem. § 7 As. 2 Nr. 14 BNatSchG sowie die durch die Erhaltungsziele gemäß § 7 Abs. 1 Nr. 9 BNatSchG besonders geschützten Gebiete die Erfordernisse, die von der Eingriffsregelung an Minderungs- sowie an Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen für Arten und Gebiete gestellt werden. Erfasst sind die nach europäischen Vorgaben sowie die national geschützten Arten. Insbesondere eine Kartierung von Arten ist nicht erforderlich, da für die Eingriffsregelung keine weitergehende Prüfung und Bewertung von Eingriffen für diese Arten und Gebiete stattfindet, um Doppelbewertungen und -prüfungen zu vermei-den.\r\nZu d) Raumverträglichkeitsprüfung\r\nGesetzesbegründung zu § 12j Abs. 1 EnWG:\r\n„Im Zuge der Ermittlung der Infrastrukturgebiete bzw. des Infrastrukturgebieteplans ist daher kein Verfah-ren im Sinne von § 15 ROG durchzuführen.“\r\nZur Vermeidung von Doppelprüfungen sollte in der Gesetzesbegründung klargestellt werden, dass nicht nur im Zuge der Ermittlung der Infrastrukturgebiete bzw. des Infrastrukturgebieteplans keine Verfahren im Sinne von § 15 ROG durchzuführen sind, sondern dass für alle Vorhaben, für die Infrastrukturgebiete ausgewiesen\r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, | Seite 7 von 7\r\nwerden, Verfahren im Sinne von § 15 ROG obsolet werden. Dies gilt gemäß Vorschlag der ÜNB nicht für Vorhaben, für die bereits bzw. bis zu einem Stichtag eine Raumverträglichkeitsprüfung begonnen wurde (siehe nachfolgender Vorschlag zur Ergänzung von § 12j Abs. 1 EnWG).Eine entsprechende Formulierung sollte auch in § 43n ergänzt werden.\r\n§ 12j Abs. 1 EnWG: Ergänzungsvorschlag: „Sofern vor Ausweisung des Infrastrukturgebietes bereits eine Raumverträglichkeitsprüfung für ein Vorha-ben erfolgt ist, die vor dem [3 Monate nach Inkrafttreten dieses Gesetzes] begonnen wurde, ist der dort festgestellte Korridor bei der Ausweisung des Infrastrukturgebietes zugrunde zu legen.“\r\nBegründung: Die Ergebnisse der Raumverträglichkeitsprüfung, die derzeit bspw. bei Windader West durch-geführt werden, dürfen durch die Infrastrukturgebietsausweisung nicht mehr infrage gestellt werden. An-sonsten droht eine erhebliche Verzögerung. Zugleich wird hierdurch der methodische Übergang von RVP zur Ausweisung von Infrastrukturgebieten erleichtert.\r\nZu e) Frist von 20 Monaten für die Ausweisung von Infrastrukturgebieten\r\n§ 12 j Abs. 9 EnWG\r\nDie Fristsetzung von 20 Monaten nach Änderung des BBP gemäß § 12e EnWG würde dazu führen, dass zwischen dem Auslaufen der Regelung nach § 43m EnWG bzw. der Möglichkeit der Antragstellung gemäß § 43n Abs. 8 am 30.06.2025 eine Lücke von voraussichtlich mindestens über einem Jahr bis zum Fristende verbleibt. Dies erscheint deutlich zu lange.\r\nVorhaben, die in diesem Zeitraum den Antrag einreichen, würden weder unter die Beschleunigungsvor-züge des § 43m EnWG fallen, noch könnten sie in Ermangelung eines vorliegenden Infrastrukturgebietes von den Beschleunigungsvorzügen des § 43n EnWG profitieren. Die Konsequenz wäre entweder ein „War-ten“ mit der Antragstellung, bis ein solches Gebiet vorliegt oder ein Opt out gemäß §12j Abs. 10 bzw. § 43n Abs. 9. Im Falle eines Opt out wären allerdings keinerlei Erleichterungen bzgl. UVP, Arten- und Gebiets-schutz anwendbar. Beide Fallkonstellation können nicht im Sinne der angestrebten Planungsbeschleuni-gung sein. Dementsprechend sollte das Fristende zum 30.06.2025 oder wenig später – also eher in Rich-tung von sechs bis neun Monate nach Änderung des BBP – gesetzt werden.\r\n§ 12j Abs. 10 Satz 4 EnWG Die Regelung des § 12j Abs. 10 Satz 4 sollte gestrichen werden, da dies absehbar zu Verzögerungen der Projekte führen würde.\r\nHilfsweise: Auch für Vorhaben mit Präferenzraumermittlung, die bis zum Ablauf des 30.06.2025 keinen Antrag auf Plan-feststellung gestellt haben, sollte die Möglichkeit eines Opt out gemäß § 12j Abs. 10 Satz 1 geschaffen werden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"}],"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":"2024-05-16"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009514","regulatoryProjectTitle":"Überführung der Erneuerbare Energien-Richtlinie der EU (RED III) für Stromnetze in nationales Recht","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/58/3e/324591/Stellungnahme-Gutachten-SG2406280011.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":"Sehr geehrte Damen und Herren,\r\nvielen Dank für den digitalen Austausch vom 7. Juni zur Stellungnahme der 4ÜNB zum\r\nGesetzesentwurf zur Umsetzung der RED III in nationales Recht. Sie hatten uns gebeten, unsere\r\nÜberlegungen zum Ausschluss von Risiken in der Bauphase zu konkretisieren.\r\nNach Auffassung der ÜNB ist eine noch stärkere Erstreckung der Regelungen der Bauphase unter\r\nWahrung der europarechtlichen Vorgaben gut argumentierbar:\r\nSowohl aus dem Richtlinientext der RED III selbst als auch aus den Erwägungsgründen ergeben\r\nsich Anknüpfungspunkte dafür, dass auch die Bauphase von den Regelungen erfasst werden soll.\r\nSo bezieht sich Art. 15e der RED III-Richtlinie ausdrücklich auch auf die Umsetzungsphase, was\r\nkonsequenterweise den Bau mit einschließt. Die Erwägungsgründe 20, 23, 25 und 46 des Art.\r\n15e beziehen sich auch auf die \"Umsetzung von Netz- und Speicherprojekten\" und Art. 16f\r\nbezieht das überragende öffentliches Interesse auch auf den \"Bau\".\r\nNach Art. 2 Nr. 1 lit. a) UA 2 Umwelthaftungs-RL 2004/35/EG umfassen Schädigungen\r\ngeschützter Arten und natürlicher Lebensräume nicht die zuvor ermittelten nachteiligen\r\nAuswirkungen, die aufgrund von Tätigkeiten eines Betreibers entstehen, die von den zuständigen\r\nBehörden gemäß den Vorschriften zur Umsetzung von Artikel 6 Absätze 3 und 4 oder Artikel 16\r\nder Richtlinie 92/43/EWG oder Artikel 9 der Richtlinie 79/409/EWG oder im Falle von nicht unter\r\ndas Gemeinschaftsrecht fallenden Lebensräumen und Arten gemäß gleichwertigen nationalen\r\nNaturschutzvorschriften ausdrücklich genehmigt wurden.\r\nDer Ermittlungsumfang ist dabei auch geprägt von den rechtlichen Anforderungen an die\r\nErmittlung im Rahmen des Geltungsbereichs von der RED III und der vorlaufenden NotfallVO.\r\nHiernach sind die entsprechenden Ermittlungspflichten modifiziert.\r\nSofern hinsichtlich der von der FFH- und VS-RL geschützten und durch die Umwelthaftungs-RL in\r\nBezug genommenen Schutzgüter die Anforderungen aus der NotfallVO und RED III eingehalten\r\nwerden, sind damit auch die Ermittlungspflichten nach der Umwelthaftungs-RL erfüllt.\r\nFolge davon ist, dass sich die Enthaftung nach den unionsrechtlichen Vorgaben in kohärenter\r\nAuslegung der betreffenden Vorschriften auch auf die Bauphase erstreckt.\r\nEs ist somit folgerichtig, dass die Umsetzung von nach den Vorgaben der Notfall-VO und RED III\r\nrechtmäßig genehmigter Vorhaben keinen Umweltschaden oder die Verwirklichung\r\numweltrechtlicher Ordnungswidrigkeits- oder Straftatbestände hervorruft.\r\nVorschlag:\r\n1. § 43m EnWG wird wie folgt geändert:\r\nAbsatz 2 Satz 9 wird nach den Worten „noch nicht bekannt war“ um folgende Worte ergänzt:\r\n„ ,außer die Unkenntnis beruht auf der Anwendung dieser Vorschrift, “\r\nEs wird ein neuer Abs. 5 eingefügt:\r\n„Ein Umweltschaden im Sinne von § 2 Nr. 1 USchadG liegt nicht vor bei nachteiligen\r\nAuswirkungen eines Vorhabens, die gemäß Absatz 1 Satz 1 und Absatz 2 Satz 1 nicht zu\r\nermitteln, zu beschreiben und zu bewerten sind oder die sich daraus ergeben, dass keine\r\ngeeigneten und verhältnismäßigen Minderungsmaßnahmen verfügbar sind. Eine\r\nHandlung nach § 69 Abs 2 Satz 1 Nummern 1 bis 4 BNatSchG ist nicht ordnungswidrig\r\nsowie nach § 71 Satz 1 Nummern 1 und 2 BNatSchG nicht strafbar, wenn diese im\r\nRahmen des Vollzugs einer Genehmigung erfolgt, bei der eine Prüfung des Artenschutzes\r\nnach den Vorschriften des § 44 Absatz 1 gemäß § 43m Absatz 1 Satz 1 und Absatz 2 des\r\nGesetzes über die Elektrizitäts- und Gasversorgung nicht erfolgt ist.“\r\n2. § 43n EnWG wird wie folgt geändert:\r\n§ 43n Abs. 6 Satz 2 wird nach den Worten „noch nicht bekannt war“ um folgende Worte ergänzt:\r\n„ ,außer die Unkenntnis beruht auf der Anwendung der Absätze 1 und 3 bis 5, “\r\n§ 43n EnWG wird um Absatz 11 ergänzt:\r\n„Ein Umweltschaden im Sinne von § 2 Nr. 1 USchadG liegt nicht vor bei nachteiligen\r\nAuswirkungen eines Vorhabens, die gemäß Absatz 1 Satz 1 und Absatz 2 Satz 1 nicht zu\r\nermitteln, zu beschreiben und zu bewerten sind oder die sich daraus ergeben, dass keine\r\ngeeigneten und verhältnismäßigen Minderungsmaßnahmen verfügbar sind. Eine\r\nHandlung nach § 69 Abs 2 Satz 1 Nummern 1 bis 4 BNatSchG ist nicht ordnungswidrig\r\nsowie nach § 71 Satz 1 Nummern 1 und 2 BNatSchG nicht strafbar, wenn diese im\r\nRahmen des Vollzugs einer Genehmigung erfolgt, bei der eine Prüfung des Artenschutzes\r\nnach den Vorschriften des § 44 Absatz 1 gemäß § 43m Absatz 1 Satz 1 und Absatz 2 des\r\nGesetzes über die Elektrizitäts- und Gasversorgung nicht erfolgt ist.“\r\nSollte darüber hinaus noch Klarstellungsbedarf auf Unionsebene gesehen werden, stehen die\r\nÜNB für Vorschläge gerne zur Verfügung.\r\nWeiterhin hatten Sie uns im Austausch zu der Stellungnahme der 4ÜNB zum Gesetzesentwurf\r\nzur Umsetzung der RED III in nationales Recht gebeten, unsere Überlegungen zum Thema\r\nKombination mehrere Leitungen zu konkretisieren. Dazu übersenden wir Ihnen folgenden\r\nVorschlag:\r\nI. Änderungen des NABEG\r\n1. Änderung von § 3 NABEG\r\nIn § 3 wird die folgende Nr. 8a neu eingefügt\r\n„8a. „einheitliches Vorhaben“ auf Antrag die Kombination von mehreren Hochspannungsfreileitungen mit einer\r\nNennspannung von 110 Kilovolt oder mehr sowie mit Bahnstromfernleitungen, sofern diese Leitungen auf einem\r\nMehrfachgestänge geführt werden, oder die Kombination mehrerer Erdkabel, sofern die Baumaßnahmen dieser\r\nErdkabel im räumlichen und zeitlichen Zusammenhang stehen.“\r\n2. Änderung von § 5b NABEG\r\n§ 5b wird wie folgt neu gefasst.\r\n§ 5b Einheitliche Vorhaben in der Bundesfachplanung\r\n„In Bundesfachplanungsverfahren ergeht eine einheitliche Entscheidung über den Trassenkorridor\r\nfür ein einheitliches Vorhaben im Sinne von § 3 Nr. 8a.“\r\n3. Änderung von § 26 NABEG\r\n§ 26 wird wie folgt geändert.\r\nDie Überschrift wird geändert in „§ 26 Einheitliche Vorhaben“\r\nSatz 1 wird wie folgt neu gefasst:\r\n„In Planfeststellungsverfahren ergeht eine einheitliche Entscheidung für ein einheitliches\r\nVorhaben im Sinne von § 3 Nr. 8a.“\r\nSatz 2 entfällt. Die bisherigen Sätze 3 bis 5 werden Sätze 2 bis 4 neu.\r\nII. Änderungen des EnWG\r\n4. Änderungen in § 12j Abs. 1 EnWG\r\nIn § 12j Abs. 1 wird folgender neue Satz 2 eingefügt:\r\n„Der Infrastrukturgebieteplan erfasst auch Vorhabenbestandteile einheitlicher Vorhaben von\r\nMaßnahmen nach Satz 1 gemäß § 3 Nr. 8a Netzausbaubeschleunigungsgesetz.\r\n5. Änderung von §43 EnWG\r\nIn § 43 Abs. 4 wird folgende Satz 1 neu eingefügt.\r\n„In Planfeststellungsverfahren ergeht eine einheitliche Entscheidung für ein einheitliches\r\nVorhaben.“\r\nDer bisherige Satz 1 wird Satz 2 neu.\r\n6. Änderung von § 43f\r\nIn § 43f Abs. 5 Satz 1 werden nach dem Wort „Zwecke“ die Worte „des § 43“ durch die Worte\r\n„der §§ 43, 12j, 43m, 43n, 43o“ ersetzt sowie das Wort „und“ nach den Worten „§ 3 Nummer 1,\r\n2“ durch ein Komma ersetzt und nach den Worten „4 bis 6“ die Worte „und Nr. 8a“ eingefügt.\r\n7. Änderung von § 43h\r\nEs wird folgender Satz 3 angefügt:\r\n„Diese Regelung gilt nicht für einheitliche Vorhaben.“\r\n8. Änderung von § 43m\r\nIn § 43m Abs. 3 wird folgender neuer Satz 2 eingefügt:\r\n„Absätze 1 und 2 gelten entsprechend für einheitliche Vorhaben gemäß Nr. 8a\r\nNetzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz.“\r\n9. Änderungen von § 43n\r\nIn § 43n Abs. 1 Satz 1 werden nach den Worten „bestätigten Maßnahmen“ die Worte\r\n„einschließlich aller Vorhabenteile einheitlicher Vorhaben“ ergänzt.\r\nIn § 43n Abs. 2 Satz 1 werden nach den Worten „für Maßnahmen“ die Worte „, einschließlich\r\naller Vorhabenteile einheitlicher Vorhaben“ ergänzt.\r\n10. Änderungen von § 49o\r\nIn § 43o Satz 1 werde nach den Worten „Maßnahme im Sinne des § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer\r\n1bis 4“ die Worte „, einschließlich aller Vorhabenteile einheitlicher Vorhaben“ ergänzt.\r\nBegründung\r\nEin einheitliches Vorhaben gemäß der Definition liegt nur vor, wenn dies von dem\r\nVorhabenträger oder von den Vorhabensträgern beantragt wird.\r\nDie Führung von Hochspannungsleitungen und Bahnstromfernleitungen auf Mehrfachgestängen\r\noder die räumliche Kombination von Erdkabelvorhaben im räumlichen und zeitlichen\r\nZusammenhang entspricht der Planungspraxis. Sie wirft allerdings rechtliche Probleme auf, wenn\r\ndie Kombination keine notwendige Folgemaßnahme ist. Dies führt aktuell insbesondere zu\r\nUnsicherheiten hinsichtlich der Anwendbarkeit des Rechtsregimes der EU-Notfallverordnung und\r\nRED III auch auf das Hochspannungs-bzw. Bahnstromvorhaben. Es ist bislang nicht eindeutig, ob\r\nhinsichtlich des Erfordernisses einer Umweltverträglichkeitsprüfung und dabei der Ermittlung,\r\nDarstellung und Bewertung von Umweltauswirkungen, einer besonderen artenschutzrechtlichen\r\nPrüfung und künftig auch einer FFH-Verträglichkeitsprüfung sowie hinsichtlich der Abwägung\r\nzwischen der mitführenden und der mitgeführten Leitung zu differenzieren ist (vgl. BVerwG zur\r\nWeservertiefung). Eine solche Differenzierung ist rein praktisch im Fall der Mitführung kaum\r\nmöglich, da sich Umweltauswirkungen mehrerer Leitungen auf einem Gestänge kaum sachlich\r\nbegründbar der einen oder der anderen Leitung zuordnen lassen. Es ist auch unklar, ob die\r\nErdkabelprüfungspflicht nach §43h EnWG für eine mitgeführte Hochspannungsleitung zu\r\nerfüllen ist. Hieraus resultieren Rechtsrisiken für die Planfeststellung.\r\nDie Neuregelungen unterwerfen die mitgeführten Leitungen dem Rechtsregime der\r\nmitführenden Leitungen. Rechtstechnisch erfolgt dies, indem kombinierten Leitungen als\r\neinheitliches Vorhaben definiert werden, für das jeweils nur ein gemeinsames Planungs- oder\r\nGenehmigungsverfahren durchgeführt werden muss. Folge davon ist weiterhin, dass weder in\r\nden Planunterlagen noch im Planfeststellungsbeschluss zwischen den Umweltauswirkungen der\r\neinzelnen Leitungen differenziert werden muss. § 12j, §43m, § 43n und § 43o EnWG werden\r\nauch für alle mitgeführten Leitungen anwendbar. §43h EnWG gilt für eine mitgeführte\r\nHochspannungsleitung nicht.\r\nMit freundlichen Grüßen"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-06-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009514","regulatoryProjectTitle":"Überführung der Erneuerbare Energien-Richtlinie der EU (RED III) für Stromnetze in nationales Recht","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/f2/72/388729/Stellungnahme-Gutachten-SG2412200120.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":"Berlin, 14.10.2024 | Seite 1 von 3\r\nSCHREIBEN DER 4 ÜNB ZUR UMSETZUNG DER EU-ERNEUERBAREN\u0002RICHTLINIE IN DEN BEREICHEN WINDENERGIE AUF SEE UND \r\nSTROMNETZE UND ZUR ÄNDERUNG DES \r\nBUNDESBEDARFSPLANGESETZES\r\nSehr geehrte Damen und Herren, \r\nmit Blick auf die geplante Umsetzung der EU-Erneuerbaren-Richtlinie in den Bereichen Windenergie auf See \r\nund Stromnetze (REDIII) in nationales Recht möchten die vier Übertragungsnetzbetreiber gemeinsam auf \r\ndie hohe Dringlichkeit einer zeitnahen Umsetzung hinweisen. Die zeitliche Verschiebung des vom \r\nBundeskabinett bereits am 27. März 2024 verabschiedeten Gesetzentwurfs birgt die Gefahr der Verzögerung \r\nvon Netzausbauprojekten sowie einer Steigerung der Kosten, sowohl im Projektbereich, als auch beim \r\nRedispatch. \r\nSollte die Umsetzung der REDIII-Richtlinie in nationales Recht nicht so rechtzeitig erfolgen, dass ein \r\nnahtloser Übergang vom Auslaufen der EU-Notfall-Verordnung zum 30.06.2025 für Genehmigungsanträge \r\nab dem 01.07.2025 sicher gewährleistet ist, sind bereits jetzt folgende Implikationen absehbar: \r\nI. Verzögerung von Genehmigungsverfahren mit unmittelbarer Auswirkung auf die spätere \r\nUmsetzung und Inbetriebnahme der Netzausbauvorhaben\r\nDerzeit werden bereits für wichtige Netzausbauvorhaben die Planfeststellungsunterlagen auf Grundlage des \r\nkünftigen Rechtsregimes (REDIII) erarbeitet, um die Anträge noch in der zweiten Jahreshälfte 2025 auf \r\nGrundlage des künftigen Rechtsregimes (REDIII) stellen zu können. Dies sind insbesondere solche \r\nVorhaben, die keine Ausweisung eines neuen Infrastrukturgebietes erfordern. Eine Antragstellung noch \r\nunter der EU-Notfall-Verordnung ist für diese Vorhaben zeitlich nicht schaffbar. Gleichzeitig kann im Hinblick \r\nauf die avisierten Inbetriebnahmezeitpunkte mit der Erarbeitung der Antragsunterlagen nicht abgewartet \r\nwerden, bis der Rechtsrahmen nach dem 30.06.2025 endgültig feststeht. Daher antizipieren die \r\nVorhabenträger in Abstimmung mit den Genehmigungsbehörden die Umsetzung der REDIII-Richtlinie. \r\nWürde nun die Umsetzung des europäischen Rechts in nationales Recht nicht oder nicht zeitnah erfolgen,\r\nmüssten die Antragsunterlagen vollständig auf ein anderes Genehmigungsregime umgearbeitet werden. Je \r\nnach Vorhabengröße und nachzuholenden Arbeitsschritten ohne die REDIII-Erleichterungen nimmt die \r\nUmarbeitung der Unterlagen 12 bis 24 Monate in Anspruch, die unmittelbar als Verzögerung fortwirken \r\nwürden. \r\nBerlin, 14.10.2024 | Seite 2 von 3\r\nII. Verzögerter Aufbau der Behördenstrukturen auf Landesebene\r\nSchon jetzt nehmen einige Länder nach unserem Eindruck die Dauer des Gesetzgebungsprozesses zur \r\nUmsetzung von REDIII zum Anlass, die eigenen Klärungsprozesse in Bezug auf behördliche \r\nZuständigskeitszuweisung für die Ausweisung neuer Infrastrukturgebiete sowie die Ausstattung mit \r\nPersonal- und Sachressourcen nur langsam und vorsichtig zu betreiben. Verzögerungen im Hinblick auf die \r\nAusweisung von neuen Infrastrukturgebieten durch die Länder als Folge der verzögerten Umsetzung der \r\nREDIII in nationales Recht, die ursprünglich zum Sommer 2024 abgeschlossen sein sollte, sind daher schon \r\njetzt zu erwarten. Kommt es zu einer weiteren Verzögerung oder gar Nichtumsetzung der europäischen \r\nVorgaben, ist absehbar, dass auch die entsprechenden Vorbereitungen der Länder entweder ausgesetzt \r\noder zumindest weiter verlangsamt werden. Im Ergebnis ist zu befürchten, dass damit für wesentliche \r\nBestandteile des NEP 2037/2045 (2023) die Anwendung von REDIII nicht zu der beabsichtigten \r\nBeschleunigung führen würde.\r\nIII. Nachträgliche Präferenzraum-Ermittlung\r\nTeil des Gesetzespakets ist eine Anpassung des EnWG (§12c Abs. 2b EnWG neu), um nachträglich zum \r\nvon der BNetzA bereits bestätigten NEP Strom einen Präferenzraum für neue Gleichstromvorhaben ermitteln \r\nzu können. Dies wird erforderlich, da die BNetzA abweichend vom zweiten Entwurf des NEP 2037/2045 \r\n(2023) neben dem Projekt OstWestLink (DC40; Nüttermoor – Streumen) eine zusätzliche Gleichstromleitung \r\n(DC40plus; Dörpen/West – Klostermansfeld) bestätigt hat. Diese beiden Projekte sollen weitgehend \r\ngebündelt verlaufen, weshalb aus Sicht der BNetzA ein neuer Präferenzraum ausgewiesen werden musste. \r\nDie Bundesnetzagentur hat bereits mit den Vorarbeiten begonnen, benötigt für die rechtssichere Ausweisung \r\ndes neuen Präferenzraums aber das zeitnahe Inkrafttreten der angepassten gesetzlichen Grundlage im \r\nEnWG. Wenn dieses nicht so zeitnah erfolgt, dass der Präferenzraum in Q1/2025 durch die BNetzA final \r\nausgewiesen werden kann, dann ist es den Vorhabenträgern 50Hertz und TenneT nicht möglich, die \r\nPlanfeststellungsunterlagen noch bis zum 30.06.2025 nach der EU-Notfall-Verordnung bei der \r\nBundesnetzagentur einzureichen. Die Folge wäre ein um mehrere Jahre verzögertes \r\nGenehmigungsverfahren für beide Projekte, das nach den neuen Regularien der REDIII mit erneuter \r\nAusweisung eines Infrastrukturgebiets – und damit zusätzlichem Aufwand bei der Bundesnetzagentur –\r\nverbunden wäre.\r\nEine zeitnahe Umsetzung der EU-Erneuerbaren-Richtlinie in den Bereichen Windenergie auf See und \r\nStromnetze in nationales Recht ist daher unabdingbar für die zügige Umsetzung der Vorhaben und\r\nPlanungssicherheit beim dringend erforderlichen Netzausbau. Inhaltlich möchten wir zur nationalen \r\nUmsetzung der REDIII noch einmal auf die Notwendigkeit einer eindeutigen und klaren Ausgestaltung der \r\nBauphasen- und Eingriffsregelung hinweisen.\r\nBerlin, 14.10.2024 | Seite 3 von 3\r\nBei Rückfragen stehen wir Ihnen jederzeit gerne zur Verfügung. Gerne erläutern wir Ihnen die oben \r\naufgeführten Punkte auch im Gespräch. \r\nMit freundlichen Grüßen\r\nBrigita Jeroncic i.V. Dr. Henning Medert\r\nLeiterin Kommunikation und Politik Leiter Hauptstadtbüro \r\n50Hertz Transmission GmbH Amprion GmbH\r\nTetiana Chuvilina Florian Reuter\r\nHead Political Affairs Germany Teamleiter Nationale Politik\r\nTenneT TSO GmbH Transnet BW GmbH"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-10-14"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009516","regulatoryProjectTitle":"Sicherstellung von Maßnahmen zur Gewährleistung von Systemstabilität und Versorgungssicherheit","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/63/b3/324593/Stellungnahme-Gutachten-SG2406280014.pdf","pdfPageCount":28,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"BMWK Sensitivität der LA2030 \r\nAnalyse zum Verortungskriterium der 10 GW aus der KW-Strategie\r\nStand 19.04.2024\r\n1. Umfang der Analysen\r\n2. Methodik\r\n3. Marktsimulation\r\n4. Netzanalysen\r\n5. Fazit\r\nInhaltsverzeichnis / Gliederung\r\n30.04.2024 2\r\n1. Umfang der Analyse\r\n2. Methodik\r\n3. Marktsimulation\r\n4. Netzanalysen\r\n5. Fazit\r\nInhaltsverzeichnis / Gliederung\r\n30.04.2024 3\r\n➢ Ziel: Auswirkungen einer regionalen Komponente der Kraftwerksstrategie aufzeigen, um die Argumentation des BMWK gegenüber der \r\neuropäischen Kommission zu stützen\r\n➢ Gegenstand der Analyse: Auf Basis der LA2030 werden zwei Verortungsvarianten für zusätzliche 10 GW Gas-Kraftwerke (GuD) anhand \r\nvon Jahresläufen bewertet. Folgende Verortungsvarianten werden betrachtet: \r\n➢ Disclaimer: \r\n▪ In dieser Untersuchung werden die Auswirkungen der zusätzlichen Gas-Kraftwerke sowie deren Verortung auf das Marktergebnis, die \r\nSystemkosten und den Redispatch untersucht. Die netzdienliche Verortung dieser Kraftwerke hat ebenfalls einen positiven Effekt auf \r\ndie Systemstabilität und den Netzwiederaufbau. Diese Effekte wurden in der vorliegenden Untersuchung nicht quantifiziert, sind \r\naber bei der Entscheidung über eine regionale Komponente in der Kraftwerksstrategie zu berücksichtigen.\r\n▪ In den Systemkosten werden u.a. Kosten für den Einsatz virtueller Reserven bzw. Energy-not-served (ENS) ausgewiesen. Das ist \r\nerforderlich, um ein vollständiges Gesamtbild aufzuzeigen. Die vorliegenden Untersuchungen stellen jedoch keine Bewertung der\r\nVersorgungssicherheit dar, da nur ein Wetterjahr und eine Kraftwerksausfallziehung berücksichtigt wurde.\r\nAnalysen zur Verortung der 10 GW aus der KWS\r\n4\r\nSüd-Sensi\r\n1/3 im Norden & 2/3 im Süden\r\nNord-Sensi\r\n2/3 im Norden & 1/3 im Süden\r\n30.04.2024\r\n1. Umfang der Analyse\r\n2. Methodik\r\n3. Marktsimulation\r\n4. Netzanalysen\r\n5. Fazit\r\nInhaltsverzeichnis / Gliederung\r\n30.04.2024 5\r\nMethodik\r\n30.04.2024 6\r\nSüd-Sensi Nord-Sensi\r\nBASIS\r\nVariante A\r\nSüd-Sensi Nord-Sensi\r\nVariante B\r\nSüd-Sensi Nord-Sensi\r\nVereinfachungen:\r\n▪ Verwendung der alten LA2030 FBMC-Domains (ohne 10 GW \r\naus der KWS)\r\n▪ FBMC-MSims LP statt MILP\r\n▪ Keine Berücksichtigung von RD 2.0\r\nAussagen:\r\n▪ In den Marktergebnissen wird nur zwischen Variante A und B \r\nunterschieden. Die Verortung der Kraftwerke hat nur einen \r\nvernachlässigbaren Einfluss, der im Folgenden nicht dargestellt \r\nwird.\r\n▪ In den Netzergebnissen wird wie folgt unterschieden:\r\n1. Umfang der Analyse\r\n2. Methodik\r\n3. Marktsimulation\r\n4. Netzanalysen\r\n5. Fazit\r\nInhaltsverzeichnis / Gliederung\r\n30.04.2024 7\r\n30.04.2024 8\r\nEinsatzverhalten der Gaskraftwerke\r\nEnergiemenge [TWh]\r\nErzeugung Konventionell\r\nKernenergie\r\nBraunkohle\r\nSteinkohle\r\nErdgas\r\nSonstige Thermische\r\nSonstige NEE\r\nVirtuelle Reserve\r\nErzeugung Stromspeicher\r\nErzeugung Erneuerbare\r\nWind Onshore\r\nWind Offshore\r\nPhotovoltaik\r\nBiomasse\r\nHydro\r\nSonstige Erneuerbare\r\nErzeugung Gesamt\r\nBruttostromverbrauch\r\nStromspeicher\r\nPreissensitive Lasten\r\nElektromobilität\r\nGroßverbraucher\r\nKonventionell\r\nWärmepumpen\r\nNetzverluste\r\nExportsaldo\r\nLA2030\r\n105,5\r\n0,0\r\n0,0\r\n0,0\r\n58,9\r\n19,2\r\n27,4\r\n0,1\r\n45,5\r\n604,9\r\n247,2\r\n105,3\r\n197,8\r\n32,2\r\n19,3\r\n3,1\r\n755,8\r\n760,0\r\n51,1\r\n64,7\r\n77,4\r\n26,8\r\n490,1\r\n33,1\r\n16,8\r\n-4,0\r\nLA2030\r\n105,4\r\n0,0\r\n0,0\r\n0,0\r\n58,7\r\n19,3\r\n27,4\r\n0,2\r\n45,6\r\n603,1\r\n246,6\r\n105,1\r\n196,8\r\n32,2\r\n19,3\r\n3,1\r\n754,1\r\n759,8\r\n51,3\r\n64,7\r\n77,4\r\n26,8\r\n490,1\r\n33,1\r\n16,5\r\n-5,5\r\nVariante A\r\nLA30+10GW\r\n119,4\r\n0,0\r\n0,0\r\n0,0\r\n73,2\r\n18,8\r\n27,4\r\n0,0\r\n45,2\r\n605,0\r\n247,3\r\n105,3\r\n197,8\r\n32,2\r\n19,3\r\n3,1\r\n769,6\r\n761,9\r\n50,7\r\n67,0\r\n77,4\r\n26,8\r\n490,1\r\n33,1\r\n16,8\r\n7,6\r\nLA30+10GW\r\n119,5\r\n0,0\r\n0,0\r\n0,0\r\n73,3\r\n18,8\r\n27,4\r\n0,0\r\n45,4\r\n603,1\r\n246,6\r\n105,1\r\n196,8\r\n32,2\r\n19,3\r\n3,1\r\n768,0\r\n762,1\r\n51,1\r\n66,8\r\n77,4\r\n26,8\r\n490,1\r\n33,1\r\n16,8\r\n5,8\r\nVariante B\r\n0\r\n2\r\n4\r\n6\r\n8\r\n10\r\n0 2000 4000 6000 8000\r\nEinspeisung [GW]\r\nJahresstunde\r\nP50\r\nP90\r\n0\r\n2\r\n4\r\n6\r\n8\r\n10\r\n0 2000 4000 6000 8000\r\nEinspeisung [GW]\r\nStunde\r\nP50\r\nP90 Volllaststunden\r\nVar. A Var. B\r\n1.948 h 1.958 h\r\n▪ Die zusätzlichen 10 GW GuD-Kraftwerke führen in DE zu einem Anstieg der Jahresstromerzeugung aus Erdgas um 14,3-14,6 TWh\r\n▪ Durch die zusätzliche Stromerzeugung in DE werden teurere ausländische Kraftwerke aus dem Markt verdrängt, was sich in einem Anstieg des \r\nExportsaldos um 11,3-11,6 TWh zeigt\r\n▪ Auf der Nachfrageseite ist ein Anstieg der preissensitiven Lasten um 2,1-2,3 TWh zu erkennen\r\nVar. A\r\nVar. B\r\nVar. A\r\nVar. B\r\n0\r\n50\r\n100\r\n150\r\n200\r\n250\r\n0\r\n2\r\n4\r\n6\r\n8\r\n10\r\n12\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nDE AT BE CH CZ DKE DKW FR IT LU NL PL\r\nStrompreis [€/MWh]\r\nSystemkosten [Mrd. €]\r\nSystemkosten und Strompreise - Deutschland & nahe Marktgebiete \r\nFuel cost CO2 cost VOWC DSR ENS Costs Wholesale price\r\n▪ Die zusätzlichen 10 GW GuD-Kraftwerke verdrängen teurere ausländische Kraftwerke aus dem Markt und reduzieren europaweit den Einsatz \r\nund die damit verbundenen Kosten virtueller Reserven (bzw. ENS)\r\n▪ Die in DE gestiegene Erzeugung führt zu einem Anstieg der deutschen Brennstoffkosten um 522 Mio. € (19%) sowie der CO2\r\n-Kosten um 524 Mio. € \r\n(11%) im Vergleich zum LA2030-Szenario; in den anderen Marktgebieten reduzieren sich hingegen die Systemkosten aufgrund dieses Effektes \r\n▪ Im Gesamtsystem reduzieren sich die Systemkosten um 4,4 Mrd.€ (-7%) gegenüber der LA2030 (LA2030: 61,1 Mrd.€) vor allem aufgrund des \r\ngeringeren Einsatzes virtueller Reserven (bzw. ENS) mit Kosten i.H.v. 5.000 €/MWh\r\n30.04.2024 9\r\nMarktseitige Systemkosten – Variante A\r\n0\r\n10\r\n20\r\n30\r\n40\r\n50\r\n60\r\n70\r\nLA+10GW LA2030\r\nSystemkosten [Mrd. €]\r\nGesamtsystemkosten\r\nVOWC = Variable Other Working Costs\r\n30.04.2024 10\r\nMarktseitige Systemkosten – Variante B\r\nVOWC = Variable Other Working Costs\r\n0\r\n50\r\n100\r\n150\r\n200\r\n250\r\n0\r\n2\r\n4\r\n6\r\n8\r\n10\r\n12\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nDE AT BE CH CZ DKE DKW FR IT LU NL PL\r\nStrompreis [€/MWh]\r\nSystemkosten [Mrd. €]\r\nSystemkosten und Strompreise - Deutschland & nahe Marktgebiete \r\nFuel cost CO2 cost VOWC DSR ENS Costs Wholesale price\r\n0\r\n10\r\n20\r\n30\r\n40\r\n50\r\n60\r\n70\r\nLA+10GW LA2030\r\nSystemkosten [Mrd. €]\r\nGesamtsystemkosten\r\n▪ In Variante B zeigte sich bereits in der LA2030 im Vergleich zur Variante A über verschiedene Marktgebiete hinweg aufgrund des verringerten \r\nNetzausbaus in Deutschland und des damit verbundenen eingeschränkten Handels ein höherer Einsatz virtueller Reserven (bzw. ENS), welcher zu \r\nhöheren ENS-Kosten führt\r\n▪ Im Gegensatz zu Variante A sinken die Systemkosten im Marktgebiet DE aufgrund der starken Reduzierung des Einsatzes virtueller Reserven (bzw. \r\nENS) im LA+10GW-Szenario\r\n▪ Im Gesamtsystem reduzieren sich die Systemkosten um 4,9 Mrd.€ (-8%) gegenüber der LA2030 (LA2030: 61,8 Mrd.€)\r\n30.04.2024 11\r\nMarktseitige CO2\r\n-Emissionen – Variante A\r\n▪ Steigerung der CO2\r\n-Emissionen in DE \r\num 4 Mio. t (7%) durch deutlich erhöhte \r\nEinspeisung in DE (durch GasKW)\r\n▪ Reduktion der CO2\r\n-Emissionen:\r\n− u.a. aus Braun- und Steinkohle in \r\nNL, PL und CZ (in Summe 1,8 Mio. t)\r\n− u.a. aus Erdgas in AT, BE, CZ, FR, \r\nIT und NL (in Summe 2,7 Mio. t)\r\n▪ Senkung der CO2\r\n-Emissionen des \r\nGesamtsystems über alle europäischen \r\nMarktgebiete um 2,1 Mio. t (1% der \r\ngesamteurop. Emissionen) -20\r\n0\r\n20\r\n40\r\n60\r\n80\r\n100\r\n120\r\n140\r\n160\r\n180\r\n200\r\n220\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nDelta\r\nEuropa\r\nCO2\r\n-Emissionen [Mio. t]\r\nCO2\r\n-Emssionen -\r\nEuropa\r\n-5\r\n5\r\n15\r\n25\r\n35\r\n45\r\n55\r\n65\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nDelta\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nDelta\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nDelta\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nDelta\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nDelta\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nDelta\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nDelta\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nDelta\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nDelta\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nDelta\r\nLA+10GW\r\nLA2030\r\nDelta\r\nDE AT BE CH CZ DKE DKW FR IT NL PL\r\nCO2\r\n-Emissionen [Mio. t]\r\nCO2\r\n-Emssionen - Deutschland & nahe \r\nMarktgebiete \r\nBraunkohle Steinkohle Erdgas Abfall\r\nKuppelgas Mineraloelprodukte Sonstige Sonstige_NEE\r\n30.04.2024 12\r\nEinordung der Effekte der zusätzlichen GuD-Kraftwerke: \r\nReduktion von Systemkosten und Vermeidung von CO2\r\n-Emissionen in Europa\r\n-2,5\r\n-2\r\n-1,5\r\n-1\r\n-0,5\r\n0\r\n0,5\r\n1\r\n1,5\r\n2\r\n2,5\r\n3\r\n3,5\r\n4\r\n4,5\r\nLA+10GW Var. A\r\nLA+10GW Var. B\r\nLA+10GW Var. A\r\nLA+10GW Var. B\r\nDE Europa\r\nCO2\r\n-Emissionen [Mio. t]\r\nDifferenz marktseitige \r\nCO2\r\n-Emissionen zu \r\nLA2030 \r\n-5,5\r\n-5\r\n-4,5\r\n-4\r\n-3,5\r\n-3\r\n-2,5\r\n-2\r\n-1,5\r\n-1\r\n-0,5\r\n0\r\n0,5\r\nLA+10GW Var. A\r\nLA+10GW Var. B\r\nLA+10GW Var. A\r\nLA+10GW Var. B\r\nDE Europa\r\nSystemkosten [Mrd. €]\r\nDifferenz marktseitige \r\nSystemkosten zu \r\nLA2030\r\nZusätzliche 10 GW GuD-Kapazität zeigen einen deutlichen Einfluss auf das \r\nMarktgeschehen:\r\n▪ signifikante Reduktion der Notwendigkeit des Einsatzes virtueller Reserven zur \r\nVermeidung von Lastunterdeckungen und somit deutliche Senkung der \r\ngesamteuropäischen Systemkosten in Abhängigkeit des Netzausbaufortschritts \r\num 4,4 – 4,9 Mrd. € im Jahr 2030 \r\n→ pro installiertem GW GuD-Kapazität in DE: 440 Mio. – 490 Mio. € \r\nSystemkosteneinsparung in Europa im Jahr 2030* \r\n▪ die nun erhöhte inländische Einspeisung im Vergleich zur LA2030 bedingt zwar \r\nzunächst eine Steigerung der CO2\r\n-Emissionen in DE um 3,6 Mio. t – 3,7 Mio. t, \r\nführt jedoch im Resultat dennoch zu einer gesamthaften Reduktion der \r\neuropäischen strommarktbedingten CO2\r\n-Emissionen in Abhängigkeit des \r\nNetzausbaufortschritts um 0,6 – 2,1 Mio. t im Jahr 2030\r\n→ pro installiertem GW GuD-Kapazität in DE: 60 – 210 Tsd. t weniger CO2\r\n-\r\nEmissionen in Europa im Jahr 2030\r\n*bei Annahme von Kosten einer Lastunterdeckung (Einsatz \r\nvirtueller Reserven) i.H.v. 5000 €/MWh\r\nUpdated\r\n1. Umfang der Analyse\r\n2. Methodik\r\n3. Marktsimulation\r\n4. Netzanalysen\r\n5. Fazit\r\nInhaltsverzeichnis / Gliederung\r\n30.04.2024 13\r\nAuswirkung der Verortung der zusätzlichen Gas-Kraftwerke (zwischen \r\nNord- und Süd-Sensitivität werden 4 GW verschoben) auf:\r\n▪ RD-Bedarf gesamt: Die Reduktion in der Süd-Variante ggü der \r\nNord-Variante 0,2-0,7 TWh (1,4-2,4%)\r\n▪ Netzreserveeinsatz: Die Reduktion des Netzreserveeinsatzes in \r\nder Süd-Variante ggü der Nord-Variante 0,2-0,8 TWh (25-32%)\r\n▪ Einsatz der zusätzlichen Gas-KW im RD: \r\n− In der Süd-Variante sinkt der negative Redispatch ggü. der \r\nNord-Variante um 0,16-0,5 TWh (46-57%)\r\n− In der Süd-Variante steigt der positive Redispatch ggü. der \r\nNord-Variante um 1,2-3,5 TWh (57-67%)\r\n▪ Die Einführung von CORE-ROSC könnte zwar zu einer weiteren \r\nReduktion des RD-Bedarfs führen, konnte aber aufgrund der \r\nderzeitig mit den europäischen Daten verbundenen \r\nUnsicherheiten nicht quantifiziert werden.\r\nÜbersicht über die Jahresläufe\r\n30.04.2024 14\r\nNetzanalyse – RD-Ergebnisse\r\nAnalysen LA20301 BMWK BMWK LA20301 BMWK BMWK\r\nNetzausbau-Variante A A A B B B\r\nVerteilung der 10 GW (Sensitivität) - Nord Süd - Nord Süd\r\nTWh\r\nNeg. RD Windeinspeisung (Onshore) 5,4 5,0 4,9 14,8 13,8 13,6\r\nNeg. RD Windeinspeisung (Offshore) 6,7 6,5 6,5 9,8 9,5 9,5\r\nNeg. RD PV-Einspeisung 1,9 1,9 1,9 2,8 2,7 2,7\r\nNeg. RD marktbasierter KW in DE 1,6 1,3 1,1 2,9 3,1 2,6\r\ndavon neg. RD mit neuen Gas-Kraftwerken - 0,35 0,19 - 0,87 0,37\r\nNeg. RD im Ausland 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0\r\nSumme negativer RD *** 15,6 14,6 14,4 30,3 29,2 28,5\r\nPos. RD marktbasierter KW in DE * 12,1 11,9 11,8 24,4 25,3 25,5\r\ndavon pos. RD mit neuen Gas-Kraftwerken - 1,80 3,00 - 6,20 9,73\r\nPos. RD Netzreserve in DE ** 1,4 0,8 0,6 3,7 2,5 1,7\r\nPos. RD mit bnBm in DE 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0\r\nPos. RD in AT (Pmax = 1,5 GW) 2,1 1,9 2,0 2,1 1,3 1,3\r\nPos. RD im Ausland 0,0 0,0 0,0 0,1 0,0 0,0\r\nSumme positiver RD *** 15,6 14,6 14,4 30,3 29,2 28,5\r\nRD-Kosten [Mio. €] 3640 3394 3176 6677 6105 5803\r\nRD bedingter CO2-Ausstoß [Mio. t] 5,83 5,46 5,38 11,65 10,90 10,60\r\n1 Abweichend zur LA2030 hier nur mit RD1.0 gerechnet\r\nHinweis: Die angegebenen Spannbreiten beziehen sich auf den unterschiedlichen \r\nFortschritt des Netzausbaus (Variante A und B)\r\nUpdated\r\nÜbersicht über den Einsatz (Anzahl NNF) der Netzreserve \r\n30.04.2024 15\r\nNetzanalyse – RD-Ergebnisse LA2030 Var. A\r\n0\r\n100\r\n200\r\n300\r\n400\r\n500\r\n600\r\nAnzahl der RD-Einsätze im Jahreslauf\r\nReferenz Nord Süd\r\nDer Einsatz der Netzreservekraftwerke geht im Vergleich zur \r\nLA2030 Basisrechnung in beiden Sensitivitäten zurück, wobei die \r\nSüd-Sensi eine deutlich geringere Anzahl von \r\nNetzreserveeinsätzen ggü. der Nord-Sensi aufweist\r\nÜbersicht über den Einsatz (Anzahl NNF) der Netzreserve \r\n30.04.2024 16\r\nNetzanalyse – RD-Ergebnisse LA2030 Var. B\r\n0\r\n100\r\n200\r\n300\r\n400\r\n500\r\n600\r\n700\r\n800\r\n900\r\n1000\r\n1100\r\n1200\r\n1300\r\n1400\r\n1500\r\n1600\r\n1700\r\nAnzahl der RD-Einsätze im Jahreslauf\r\nReferenz Nord Süd\r\nDer Einsatz der Netzreservekraftwerke geht im Vergleich zur \r\nLA2030 Basisrechnung in beiden Sensitivitäten zurück, wobei die \r\nSüd-Sensi eine deutlich geringere Anzahl von \r\nNetzreserveeinsätzen ggü. der Nord-Sensi aufweist\r\nÜbersicht über den Einsatz (MWh) der Netzreserve\r\n30.04.2024 17\r\nNetzanalyse – RD-Ergebnisse LA2030 Var. A & B\r\n0\r\n2000\r\n4000\r\n6000\r\n8000\r\n10000\r\n12000\r\n1\r\n45\r\n89\r\n133\r\n177\r\n221\r\n265\r\n309\r\n353\r\n397\r\n441\r\n485\r\n529\r\n573\r\n617\r\n661\r\n705\r\n749\r\n793\r\n837\r\n881\r\n925\r\n969\r\n1013\r\n1057\r\n1101\r\n1145\r\n1189\r\n1233\r\n1277\r\n1321\r\n1365\r\n1409\r\n1453\r\n1497\r\n1541\r\n1585\r\n1629\r\n1673\r\n1717\r\n1761\r\n1805\r\n1849\r\n1893\r\n1937\r\n1981\r\n2025\r\n2069\r\n2113\r\n2157\r\n2201\r\n2245\r\n2289\r\n2333\r\n2377\r\n2421\r\n2465\r\n2509\r\n2553\r\n2597\r\n2641\r\n2685\r\n2729\r\n2773\r\n2817\r\n2861\r\n2905\r\n2949\r\n2993\r\n3037\r\n3081\r\n3125\r\n3169\r\n3213\r\n3257\r\n3301\r\n3345\r\n3389\r\n3433\r\n3477\r\nRD-Menge [MWh]\r\nVar. B Referenz Var. B Nord Var. B Süd Var. A Referenz Var. A Nord Var. A Süd\r\nDer Einsatz der Netzreservekraftwerke geht im Vergleich zur \r\nLA2030 Basisrechnung in beiden Sensitivitäten zurück, wobei die \r\nSüd-Sensi eine deutlich geringere Anzahl von \r\nNetzreserveeinsätzen ggü. der Nord-Sensi aufweist\r\nVollständig durchgeführte Robustheitsprüfung der potenziellen Netzreservekraftwerke mit dem gleichen Vorgehen wie in der LA2030\r\nNetzanalyse - Robustheitsprüfung\r\n30.04.2024 18\r\n▪ Das vorzuhaltende Netzreserveportfolio kann bei südlicher Verortung der verschobenen 4 GW sowohl in Variante A als auch B signifikant \r\nreduziert werden. Es findet ein Abtausch alter Anlagen der Netzreserve durch neue Anlagen im Markt statt.\r\n▪ Die Vorhaltekosten für die Netzreserve können reduziert werden.\r\n▪ Hinweis: Aufgrund des knappen Zeitplans wurden mögliche Topologischen Maßnahmen nicht detailliert geprüft. Einzelne Maßnahmen\r\nkönnten einen geringen Einfluss auf das Portfolio haben. \r\n6,5 6,5\r\n3,1\r\n11,8 11,0\r\n8,6\r\n2\r\n4\r\n6\r\n8\r\n10\r\n12\r\n0\r\nInstallierte Leistung in GW\r\nLA2030 Var. A \r\nRef\r\nLA2030 Var. A \r\nNord\r\nLA2030 Var. A \r\nSüd\r\nLA2030 Var. B \r\nRef\r\nLA2030 Var. B\r\nNord\r\nLA2030 Var. B\r\nSüd\r\n-0% -52%\r\n-7% -22%\r\nNetzreserve - robustes Portfolio inkl. JL robust\r\nNEU\r\n30.04.2024 19\r\nRedispatch-Kosten Übersicht\r\n2,21 1,52 1,02\r\n5,00 4,97 5,01\r\n9,43\r\n9,38 9,58\r\n0\r\n2\r\n4\r\n6\r\n8\r\n10\r\n12\r\nCO2\r\n-Emissionen [Mio. tco2\r\n]\r\n0,83\r\nLA2030 Var. A \r\nRef\r\n0,49\r\nLA2030 Var. A \r\nNord\r\n0,37\r\nLA2030 Var. A \r\nSüd\r\nLA2030 Var. B \r\nRef\r\nLA2030 Var. B\r\nNord\r\nLA2030 Var. A \r\nSüd\r\n5,83 5,46 5,38\r\n11,65\r\n10,90 10,60\r\n-6% -1%\r\n-6% -3%\r\nMarkt-CO2 Netzreserve-CO2\r\n675 626 491\r\n1346 1187 1166\r\n2667 2300 2167\r\n1237 1198 1203\r\n1968\r\n1900 1901 588 584 588\r\n1107\r\n1101\r\n1125\r\n0\r\n1000\r\n2000\r\n3000\r\n4000\r\n5000\r\n6000\r\n7000\r\nLA2030 Var. B Nord\r\n120\r\nLA2030 Var. B Süd\r\nRD-Kosten [Mio. €]\r\n97\r\n373\r\nLA2030 Var. A Ref\r\n57\r\n368\r\nLA2030 Var. A Nord\r\n44\r\n176\r\nLA2030 Var. A Süd\r\n260\r\nLA2030 Var. B Ref\r\n178\r\n3640 3394 3176\r\n6677\r\n6105\r\n5803\r\n-7% -6%\r\n-9%\r\n-5%\r\nCO2-Kosten aus Markt-RD\r\nCO2-Kosten aus Netzreserve-RD\r\nEE-Abregelung-Kosten\r\nRD-Brennstoffkosten\r\nVorhaltekosten Netzreserve\r\nUpdated\r\nVariante A\r\n20\r\nPositiver RD [TWh] Negativer RD [TWh]\r\n0,55\r\n0,31\r\n0,54\r\n0,03\r\n0,37\r\nNord - Sensi Süd - Sensi\r\n* installierte Leistung\r\n5\r\n2\r\n1\r\n0,5\r\n1,5\r\n-0,17\r\n-0,16\r\n0\r\n-0,01\r\n0\r\n0,34\r\n0,07\r\n1,18\r\n0,95\r\n0,45\r\n-0,04\r\n-0,11\r\n-0,02\r\n-0,01\r\n-0,01\r\n30.04.2024\r\n▪ Bei südlicher Verortung der \r\nverschobenen 4 GW \r\nKraftwerksleistung können \r\ndiese verstärkt zum \r\npositiven Redispatch\r\nbeitragen\r\n▪ Der negative Redispatch mit \r\nden nördlichen Kraftwerken \r\nnimmt bei südlicher \r\nVerortung ab, die südlichen \r\nKraftwerke werden nahezu \r\ngar nicht zum negativen \r\nRedispatch herangezogen\r\nPositiver RD [TWh] Negativer RD [TWh]\r\n2\r\n1\r\n2,5\r\n1,5\r\n3\r\nInstallierte Leistung [GW] Installierte Leistung [GW]\r\n7\r\n3\r\n3\r\n7\r\n0,94\r\n0,86\r\n2,58\r\n0,41\r\n541,34\r\n-186,91\r\npos. RD (GWh) neg. RD (GWh)\r\nRD-Einsatz der \r\nverschobenen 4 GW\r\n1887,10\r\n-26,87\r\npos. RD (GWh) neg. RD (GWh)\r\nRD-Einsatz der \r\nverschobenen 4 GW\r\nNEU\r\nRD-Volumina der 10 GW KWS-Kraftwerke RD-Volumina der 10 GW KWS-Kraftwerke\r\nVariante B\r\n21\r\nPositiver RD [TWh] Negativer RD [TWh]\r\n1,2\r\n1,06\r\n1,96\r\n0,43\r\n1,55\r\nNord - Sensi Süd - Sensi\r\n* installierte Leistung\r\n-0,44\r\n-0,36\r\n0\r\n-0,01\r\n-0,05\r\n0,75\r\n0,64\r\n4,13\r\n1,88\r\n2,33\r\n-0,09\r\n-0,15\r\n-0,01\r\n-0,02\r\n-0,1\r\n30.04.2024\r\n▪ Bei südlicher Verortung der \r\nverschobenen 4 GW \r\nKraftwerksleistung können \r\ndiese verstärkt zum \r\npositiven Redispatch\r\nbeitragen\r\nIn Variante B ist dieser Effekt noch \r\neinmal verstärkt zu beobachten\r\n▪ Der negative Redispatch mit \r\nden nördlichen Kraftwerken \r\nnimmt bei südlicher \r\nVerortung ab , die südlichen \r\nKraftwerke werden nahezu \r\ngar nicht zum negativen \r\nRedispatch herangezogen\r\nIn Variante B ist dieser Effekt noch \r\neinmal verstärkt zu beobachten\r\nPositiver RD [TWh] Negativer RD [TWh]\r\n3,94\r\n2,26\r\n8,34\r\n1,39\r\n5\r\n2\r\n1\r\n0,5\r\n1,5\r\n2\r\n1\r\n2,5\r\n1,5\r\n3\r\nInstallierte Leistung [GW] Installierte Leistung [GW]\r\n7\r\n3\r\n3\r\n7\r\nRD-Einsatz der \r\nverschobenen 4 GW\r\nRD-Einsatz der \r\nverschobenen 4 GW\r\n1073,76\r\n-536,43\r\npos. RD (GWh) neg. RD (GWh)\r\n5010,94\r\n-136,36\r\npos. RD (GWh) neg. RD (GWh)\r\nNEU\r\nRD-Volumina der 10 GW KWS-Kraftwerke RD-Volumina der 10 GW KWS-Kraftwerke\r\n30.04.2024 22\r\nEinordnung der Effekte der KW-Verortung: \r\nReduktion von RD-Kosten & Vermeidung von CO2\r\n-Emissionen\r\nBei der Süd-Verortung werden im Vergleich zur Nord-Verortung in \r\nAbhängigkeit des Netzausbaufortschritts RD-Kosten i.H.v. 218-\r\n302 Mio. €/a eingespart\r\n→ bezogen auf 4 GW verschobene Kapazität bedeutet diese eine \r\nRD-Kostenersparnis von 54,5 bis 75,5 Tsd. €/MW und Jahr\r\nDie durch Redispatch verursachten CO2\r\n-Emissionen werden \r\ndurch die Verortung um 80-300 Tsd. tCO2/a reduziert\r\n→ bezogen auf 4 GW verschobene Kapazität bedeutet dies eine \r\nCO2\r\n-Emissionseinsparung von 10-38 g/kWh\r\nDie aus der Reduktion der RD-Kosten und der Vermeidung von \r\nCO2\r\n-Emissionen resultierenden negativen CO2\r\n-Vermeidungs\u0002kosten belaufen sich auf -2.725 bis -1.007 €/tCO2 und \r\nunterstreichen den positiven Effekt der Süd-Verortung im Vergleich \r\nzur Nord-Verortung\r\nZum Vergleich: \r\nKapazitätszahlungen an \r\nausländischen \r\nKapazitätsmärkten i.d.R. \r\n~20-40 Tsd. €/(MW*a)\r\nZum Vergleich: \r\nspezifischer CO2\r\n-Ausstoß \r\nbei der Verbrennung von \r\nErdgas: 201 g/kWh \r\nZum Vergleich: \r\nCO2\r\n-Zertifikatspreis im \r\nSzenario LA2030: 117,4 €/tCO2\r\n0\r\n0,05\r\n0,1\r\n0,15\r\n0,2\r\n0,25\r\n0,3\r\n0,35\r\nVar A -Nord-Süd Var B - Nord-Süd\r\nCO2-Emissionsreduktion \r\n[Mio. t]\r\nKostenersparnis Süd zu Nord [Mio. €]\r\nCO2\r\n-Reduktion Süd zu Nord\r\nNEU\r\n218\r\n302\r\n0\r\n100\r\n50\r\n150\r\n200\r\n250\r\n300\r\n350\r\nVar. A - Nord-Süd Var. B - Nord-Süd\r\n30.04.2024 23\r\nExkurs: Negative CO2\r\n-Vermeidungskosten\r\nWas sind CO2\r\n-Vermeidungskosten?\r\nEffektive Kosten einer Maßnahme, die durch die Nutzung von Technologien mit geringerem CO2\r\n-Ausstoß entstehen.\r\nWas sind negative CO2\r\n-Vermeidungskosten?\r\nWenn Technologien oder Maßnahmen zur Vermeidung von CO2\r\n-Emissionen negative CO2\r\n-Vermeidungskosten haben, wird dies als Idealfall \r\nangesehen. Denn es bedeutet, dass die Kosten, die mit der Umsetzung dieser Maßnahmen verbunden sind, geringer ausfallen als die \r\nEinsparungen an CO2\r\n-Emissionen, die sie erzielen. [1]\r\n[1] Quelle: CO2-Vermeidungskosten (firstclimate.com)\r\nNEU\r\n1. Umfang der Analyse\r\n2. Methodik\r\n3. Marktsimulation\r\n4. Netzanalysen\r\n5. Fazit\r\nInhaltsverzeichnis / Gliederung\r\n30.04.2024 24\r\nDurch die zusätzlichen 10 GW Gas-Kraftwerke\r\n• steigen die CO2-Emissionen für die Stromerzeugung in Deutschland zwar an, gesamteuropäisch sinken die CO2-Emissionen \r\num 0,6 – 2,1 Mio. t jedoch durch die Verdrängung ineffizienterer Gas-Kraftwerke oder teurerer Kohlekraftwerke\r\n• steigen die Brennstoff- sowie CO2-Kosten in Deutschland durch den Einsatz der zusätzlichen Gas-Kraftwerke an, die Kosten der \r\nvirtuellen Reserve sinken. Die Systemkosten in Deutschland sinken bzw. steigen in Abhängigkeit des Fortschritts des \r\nNetzausbaus leicht. Gesamteuropäisch sinken die marktseitigen Systemkosten um 4,4 - 4,9 Mrd. € (7-8 %)\r\nggü. der Referenz ohne die Gas-Kraftwerke\r\nBasierend auf der vorliegenden Analyse und dem Vergleich zwischen der Süd- und Nord-Sensitivität in denen 4 GW zwischen dem \r\nNord-Osten und Süd-Westen Deutschlands verschoben wurden, werden folgende nationale Aussagen getroffen:\r\nDurch eine gezielte Verortung der Gas-Kraftwerke (im Süd-Westen Deutschlands)\r\n▪ sinkt der RD-Bedarf gesamt um 0,2-0,7 TWh (1,4-2,4%)\r\n▪ sinkt der Einsatz der Netzreserve um 0,2-0,8 TWh (25-32%) \r\n▪ sinken Redispatch-Kosten um 218-302 Mio. €/a\r\nggü. der Verortung im Nord-Osten Deutschlands\r\n30.04.2024 25\r\nFazit\r\nSüd-Sensi Nord-Sensi\r\nHinweis: Die angegebenen Spannbreiten beziehen sich auf den unterschiedlichen \r\nFortschritt des Netzausbaus (Variante A und B)\r\nUpdated\r\nRegionale Verortung von KWS-Kraftwerken reduziert \r\nGesamtsystemkosten und spart CO2 ein\r\nDie Analysen der ÜNB zeigen positive Auswirkungen einer Verschiebung von 4 GW Kraftwerksleistung in den Süden auf den \r\nStrommarkt und den strombedingten Redispatch. Darüber hinausgehend sind positive Effekte für das Gesamtsystem zu erwarten:\r\n19.04.2024 26\r\nLokale Komponente innerhalb der KWS ist wichtig und eine 1/3- zu 2/3-Verteilung der Anlagen auf eine \r\nNord- und Südregion erscheint sinnvoll\r\n• Erhöhung des Erzeugungsangebots reduziert Kraftwerkseinsatzkosten und führt zu niedrigeren Preisen und gestärkter Resilienz\r\n• Europaweite Reduktion der CO2\r\n-Emissionen, die bei regionaler Verortung weiter zunimmt* Strommarkt \r\n• Reduktion von Redispatch-Volumen, -Einsatzkosten und -CO2\r\n-Emissionen\r\n• Erhöhung von Redispatch-Potentialen an netzdienlichen Orten, um das System weiterhin sicher betreiben zu können Engpassmanagement\r\n• Potential zur Stilllegung von teuren, störungsanfälligen und CO2\r\n-intensiven Kraftwerken\r\n• Vermeidung des Aufwuchses des NR-Portfolios und dessen Kosten (Vorhaltekosten 2022 rund 400 Mio. €) Netzreservevorhaltung \r\n• Bei Verortung an strategisch geeigneten Orten im Netz kommt es zu einer inhärenten Reduktion des Blindleistungsbedarfs \r\n• Erhöhung des Blindleistungspotentials und damit eine stärkere Konkurrenz bei der marktlichen Beschaffung Spannungshaltung \r\n• Stabilitätsanalysen zeigen, dass sich die angenommene Verortung positiv auf die Robustheit des Gesamtsystems auswirkt\r\n• Rotierende Massen erbringen Momentanreserve inhärent, was Kosten für zukünftige marktgestützte Beschaffung reduziert Systemstabilität\r\n• Sicherstellung der Fähigkeit für den Netzwiederaufbau in allen Regionen Deutschlands\r\n• Potential für die Reduktion marktgestützter Beschaffungskosten für Schwarzstartfähigkeit ab 2028 Netzwiederaufbau\r\n* unter Berücksichtigung des Einsatzes im Redispatch\r\nNEU\r\nSind lokale Anreize/Restriktionen innerhalb der KWS überhaupt nötig (mit Blick auf die uns vorliegenden Projektanfragen)?\r\nJa, eine lokale Komponente für die Ausschreibungen der 10 GW Neubau aus der KWS ist wichtig. Bestehende Projektanfragen führen nicht automatisch zu einer \r\nnetzdienlichen Verteilung der bereits bis 2030 benötigten steuerbaren Kapazitäten. \r\nFalls ja, welcher Mechanismus sollte hierfür gewählt werden (lokale Auktionen, Mengenvorgaben, Preisanreize, etc.)?\r\nEine Mengensteuerung ist grundsätzlich wünschenswert, da die Wirkung planbar und sicher ist. Allerdings erschien eine genehmigungsrechtliche Bestätigung bisher \r\nfraglich. Bei Preisanreizen erscheint eine genehmigungsrechtliche Bestätigung wahrscheinlicher als bei Mengensteuerung.\r\nFalls ja, nach welchen Kriterien soll eine Lokalisierung erfolgen (Zonendefinition, räumliche Nähe zu Standorten systemrelevanter Netzreserve-KW, etc.)? \r\nFalls ein Zonenansatz gewählt würde, welche und wie viele Zonen (welche und wie viele Schnitte) sind sinnvoll?\r\nZwei Zonen (Süd-West- und Nord-Ost-Region) sind besser als keine. Die ÜNB haben eine Tendenz zu „früherem Ansatz“ mit 5 Zonen (Regelzonen; TTG-Zone in \r\nNord/Süd getrennt).\r\nEinordung weiterer marktlicher Aspekte und Mechanismen \r\nzur regionalen Steuerung\r\n19.04.2024 27\r\nDirekte Mengensteuerung\r\n• Z.B. 7 GW in „Süd-West-Region“ + 3 \r\nGW in „Nord-Ost-Region“\r\n• Ggf. Kernanteile in verschiedenen\r\nRegionen\r\n• Ggf. räumliche Nähe zu bestehenden\r\nStandorten systemrelevanter Kraftwerke\r\naus der Netzreserve\r\nMonetäre Anreize\r\n• Direkte lokale Kapazitätsvergütung, z.B. Systemmarkt („Engpassmanagement-Modul“)\r\n• Bei Investition garantierte Vergütung der Netzdienlichkeit, z.B. „Neubau-Vorschuss“-Konzept\r\n• Anreize durch lokale, marktgestützte Beschaffung von SDL; Bonus für SDL\u0002Erbringungspotenzial in einem Kapazitätsmarkt oder im Rahmen der Kraftwerksstrategie\r\n• Ableitung einer jährlichen Bonuszahlung (in €/MW) aus der Systemdienlichkeit in abgegrenzten \r\nGebieten\r\nNEU\r\n50Hertz Transmission GmbH\r\nHeidestraße 2\r\n10557 Berlin\r\nE-Mail: info@50hertz.com \r\nTenneT TSO GmbH\r\nBernecker Straße 70\r\n95448 Bayreuth\r\nE-Mail: info@tennet.eu \r\nAmprion GmbH\r\nRobert-Schuman-Straße 7\r\n44263 Dortmund\r\nE-Mail: info@amprion.net\r\nTransnetBW GmbH\r\nHeilbronner Straße 51 – 55\r\n70191 Stuttgart\r\nE-Mail: info@transnetbw.de\r\nKontaktfolie\r\n30.04.2024 28"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-04-30"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009516","regulatoryProjectTitle":"Sicherstellung von Maßnahmen zur Gewährleistung von Systemstabilität und Versorgungssicherheit","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/0a/8a/324595/Stellungnahme-Gutachten-SG2406280015.pdf","pdfPageCount":51,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, 15.05.2024\r\n50HERTZ TRANSMISSION GMBH\r\nHeidestraße 2\r\n10557 Berlin\r\nTelefon: 030 5150-0 \r\nTelefax: 030 5150-4673\r\nE-Mail: info@50hertz.com \r\nwww.50hertz.com \r\nSitz der Gesellschaft: Berlin\r\nAmtsgericht: Charlottenburg\r\nHandelsregisternr.: HR B 84446\r\nUSt.-ID: DE813473551\r\nGeschäftsführung: \r\nStefan Kapferer (Vorsitz), \r\nDr. Dirk Biermann,\r\nSylvia Borcherding, Marco Nix\r\nVorsitzende des Aufsichtsrates: \r\nCatherine Vandenborre\r\nAMPRION GMBH\r\nRobert-Schuman-Straße 7\r\n44263 Dortmund\r\nTelefon: 0231 5849-0\r\nTelefax: 0231 5849-14188\r\nE-Mail: info@amprion.net\r\nwww.amprion.net \r\nSitz der Gesellschaft: Dortmund\r\nAmtsgericht: Dortmund\r\nHandelsregisternr.: HR B 15940\r\nUSt.-ID: DE 8137 61 356\r\nGeschäftsführung: \r\nDr. Hans-Jürgen Brick (Vorsitz), \r\nDr. Hendrik Neumann,\r\nPeter Rüth\r\nVorsitzender des Aufsichtsrates: \r\nUwe Tigges\r\nTENNET TSO GMBH\r\nBernecker Straße 70\r\n95448 Bayreuth\r\nTelefon: 0921 50740-0 \r\nTelefax: 0921 50740-4095\r\nE-Mail: info@tennet.eu\r\nwww.tennet.eu\r\nSitz der Gesellschaft: Bayreuth\r\nAmtsgericht: Bayreuth\r\nHandelsregisternr.: HR B 4923\r\nGeschäftsführung: \r\nTim Meyerjürgens, Maarten Abbenhuis,\r\nDr. Arina Freitag\r\nVorsitzende des Aufsichtsrates: \r\nManon van Beek\r\nTRANSNET BW GMBH\r\nHeilbronner Straße 51 – 55\r\n70191 Stuttgart\r\nTelefon: 0711 21858-0\r\nE-Mail: info@transnetbw.de\r\nwww.transnetbw.de \r\nSitz der Gesellschaft: Stuttgart\r\nRegistergericht: Stuttgart \r\nHandelsregisternr.: HR B 740510\r\nUSt.-ID: DE 191008872\r\nGeschäftsführung: \r\nDr. Werner Götz (Vorsitz), \r\nMichael Jesberger, Dr. Rainer Pflaum\r\nVorsitzender des Aufsichtsrates: \r\nDirk Güsewell\r\nSTUDIE ZUM ZENTRALEN KAPAZITÄTSMARKT\r\nBegleitschreiben zur Veröffentlichung der Studie „Ausarbeitung eines \r\nKapazitätsmechanismus für den deutschen Strommarkt“ von Consentec und dem \r\nEcologic Institut im Auftrag der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber.\r\nDie von der Bundesregierung angekündigte Kraftwerksstrategie zur Förderung von \r\n10,5 GW Kraftwerksneubauten leistet einen unverzichtbaren Beitrag zur \r\nVersorgungssicherheit in Deutschland und muss aus diesem Grund so schnell wie \r\nmöglich umgesetzt werden. Analysen der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber\r\nund die des aktuellen European Ressource Adequacy Assessments (ERAA 2023) \r\nder europäischen Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E) sowie das \r\nVersorgungssicherheitsmonitoring 2030/31 der Bundesnetzagentur zeigen einen \r\nerheblichen Mehrbedarf an gesicherter Leistung in Höhe von etwa 20-25 GW, der \r\ndie geplanten Ausschreibungsmengen der Kraftwerksstrategie jeweils bei Weitem \r\nübersteigt. Gleichzeitig bestehen im aktuellen Marktumfeld offensichtlich keine \r\nausreichenden Anreize für Anlagenbetreiber, um abseits der geplanten \r\nAusschreibungen in erforderlichem Maße neue Anlagen zu errichten. Um jenseits \r\nder Kraftwerkstrategie mittel- und langfristig für ausreichend Investitionen in \r\ngesicherte Leistung zu sorgen und gleichzeitig den Kohleausstieg zu ermöglichen, \r\nbedarf es folglich eines effektiven und effizienten Instrumentes. Deswegen ist es gut, \r\ndass die Bundesregierung sich zudem darauf geeinigt hat, ab 2028 zusätzlich einen \r\nKapazitätsmarkt einzuführen. Die vier Übertragungsnetzbetreiber hatten bereits \r\n2022 Consentec und das Ecologic Institut beauftragt, eine Studie zur Ausarbeitung \r\neines konkreten Kapazitätsmarktes für den deutschen Strommarkt zu erstellen. \r\nEine Besonderheit des in dieser Studie beschriebenen Kapazitätsmarktes ist die \r\nImplementierung einer lokalen Komponente. Aus Sicht der vier \r\nÜbertragungsnetzbetreiber ist sie eine wesentliche Voraussetzung für ein effizientes \r\nZusammenspiel des Übertragungsnetzes mit flexiblen Erzeugungs- und \r\nVerbrauchseinrichtungen, denn sie ermöglicht es, Synergien – insbesondere bei der \r\nErbringung von Systemdienstleistungen - zu heben. So sollten Ausschreibungen \r\nderart gestaltet sein, dass nicht nur die Verfügbarkeit von Leistung im gesamten \r\nBundesgebiet beanreizt wird, sondern dass lokale Investitionsanreize entstehen. \r\nDurch die lokale Komponente erwarten die ÜNB positive Effekte auf Sachverhalte \r\nwie CO2-Emissionen, Redispatchbedarf, Netzreservebedarf, Kosten von \r\nSystemdienstleistungen sowie folglich auch die Netzentgelte.\r\nAus den folgenden Gründen sprechen sich die vier Übertragungsnetzbetreiber \r\nhiermit für die Schaffung eines umfassenden, zentralen Kapazitätsmarktes mit \r\nlokaler Komponente aus.\r\nEin zentraler, umfassender Kapazitätsmarkt basiert auf einem zentralen \r\nKapazitätsnachfrager, der ausgehend von einem festgelegten \r\nVersorgungssicherheitsstandard den benötigten Bedarf berechnet und ausschreibt. \r\nPotenzielle Anbieter, welche neben Erzeugern auch Speicher oder Lastflexibilität \r\nsein können, bieten in Auktionen und erhalten bei Zuschlag eine Vergütung, die zur \r\nRefinanzierung der Investition dient. Die Preisbildung und das Angebot auf dem \r\nSpotmarkt bleiben hierdurch unbeeinflusst, da die Bereitstellung gesicherter \r\nLeistung nicht mit einer Verpflichtung der Erzeugung von Strom einhergeht. \r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, 15.05.2024\r\n50HERTZ TRANSMISSION GMBH\r\nHeidestraße 2\r\n10557 Berlin\r\nTelefon: 030 5150-0 \r\nTelefax: 030 5150-4673\r\nE-Mail: info@50hertz.com \r\nwww.50hertz.com \r\nSitz der Gesellschaft: Berlin\r\nAmtsgericht: Charlottenburg\r\nHandelsregisternr.: HR B 84446\r\nUSt.-ID: DE813473551\r\nGeschäftsführung: \r\nStefan Kapferer (Vorsitz), \r\nDr. Dirk Biermann,\r\nSylvia Borcherding, Marco Nix\r\nVorsitzende des Aufsichtsrates: \r\nCatherine Vandenborre\r\nAMPRION GMBH\r\nRobert-Schuman-Straße 7\r\n44263 Dortmund\r\nTelefon: 0231 5849-0\r\nTelefax: 0231 5849-14188\r\nE-Mail: info@amprion.net\r\nwww.amprion.net \r\nSitz der Gesellschaft: Dortmund\r\nAmtsgericht: Dortmund\r\nHandelsregisternr.: HR B 15940\r\nUSt.-ID: DE 8137 61 356\r\nGeschäftsführung: \r\nDr. Hans-Jürgen Brick (Vorsitz), \r\nDr. Hendrik Neumann,\r\nPeter Rüth\r\nVorsitzender des Aufsichtsrates: \r\nUwe Tigges\r\nTENNET TSO GMBH\r\nBernecker Straße 70\r\n95448 Bayreuth\r\nTelefon: 0921 50740-0 \r\nTelefax: 0921 50740-4095\r\nE-Mail: info@tennet.eu\r\nwww.tennet.eu\r\nSitz der Gesellschaft: Bayreuth\r\nAmtsgericht: Bayreuth\r\nHandelsregisternr.: HR B 4923\r\nGeschäftsführung: \r\nTim Meyerjürgens, Maarten Abbenhuis,\r\nDr. Arina Freitag\r\nVorsitzende des Aufsichtsrates: \r\nManon van Beek\r\nTRANSNET BW GMBH\r\nHeilbronner Straße 51 – 55\r\n70191 Stuttgart\r\nTelefon: 0711 21858-0\r\nE-Mail: info@transnetbw.de\r\nwww.transnetbw.de \r\nSitz der Gesellschaft: Stuttgart\r\nRegistergericht: Stuttgart \r\nHandelsregisternr.: HR B 740510\r\nUSt.-ID: DE 191008872\r\nGeschäftsführung: \r\nDr. Werner Götz (Vorsitz), \r\nMichael Jesberger, Dr. Rainer Pflaum\r\nVorsitzender des Aufsichtsrates: \r\nDirk Güsewell\r\nLediglich die Verfügbarkeit der Anlagen, Strom bereitstellen oder bei Bedarf darauf \r\nverzichten zu können, wird honoriert und überwacht.\r\nIn anderen europäischen Staaten, die bereits einen Kapazitätsmarkt etabliert haben \r\n(z.B. Belgien, Italien, Polen, Vereinigtes Königreich), haben sich zentrale \r\nKapazitätsmärkte durchgesetzt. Der belgische Kapazitätsmarkt wurde dabei gemäß \r\nder Europäischen Elektrizitätsbinnenmarktverordnung (VO (EU) 2019/943) von der \r\neuropäischen Kommission genehmigt und stellt für die Ausarbeitung eines zentralen \r\nKapazitätsmarktes in Deutschland eine gute Ausgangsbasis dar. In Frankreich \r\nsehen wir derzeit einen Zentralisierungsprozess des dortigen, ursprünglich dezentral \r\nausgelegten Kapazitätsmarkts. Zudem wird mit der aktuellen europäischen \r\nStrommarktdesignreform eine Entfristung von Kapazitätsmärkten vorgenommen \r\nund somit deren wichtiger langfristiger Beitrag zur Versorgungssicherheit anerkannt. \r\nEin zentraler deutscher Kapazitätsmarkt ließe sich zudem mit den zentralen \r\nKapazitätsmärkten im europäischen Ausland gemäß den europarechtlichen \r\nVorgaben gut koordinieren. \r\nDer zentrale Kapazitätsmarkt ist des Weiteren auch gut mit den vorgezogenen \r\nAusschreibungen der Kraftwerksstrategie kombinierbar: Für den Übergang der \r\ndurch die Kraftwerksstrategie beanreizten Erzeugungsanlagen in einen \r\nKapazitätsmarkt bestehen verschiedene Möglichkeiten, die bereits bei den \r\nangekündigten Ausschreibungen berücksichtigt werden sollten. Aus Sicht der \r\nÜbertragungsnetzbetreiber bietet sich die Schaffung einer späteren Wahlmöglichkeit \r\nan, bei der Anlagenbetreiber zwischen dem Beibehalten der Förderung durch die \r\nKraftwerksstrategie und einer Teilnahme am zentralen Kapazitätsmarkt wählen \r\nkönnen. Die Integration der geförderten Anlagen in einen zentralen Kapazitätsmarkt \r\nist somit eher eine Frage der Ausgestaltung als eine Frage der Möglichkeit.\r\nAus Sicht der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber gelingt es nur durch die \r\nSchaffung eines zentralen umfassenden Kapazitätsmarktes mit lokaler \r\nKomponente, langfristig Anreize für Investitionen in gesicherte Leistung im \r\nausreichenden Ausmaß und an den systemisch sinnvollen Standorten zu setzen. \r\nDie Technologieoffenheit ermöglicht zudem die Integration verschiedener – auch \r\nneuer – Technologien und sorgt für ein Level Playing Field. Die lokale Komponente \r\nist, z.B. mit Blick auf Redispatch, von wesentlicher Bedeutung, damit die \r\nInvestitionen dort getätigt werden, wo die Anlagen zur Systemsicherheit und -\r\neffizienz beitragen.\r\nAusarbeitung eines Kapazitätsmechanismus für den \r\ndeutschen Strommarkt\r\nStudie\r\nim Auftrag von\r\nAmprion GmbH, TenneT TSO GmbH, 50Hertz Transmission GmbH, TransnetBW GmbH\r\nVeröffentlichung\r\nMai 2024\r\nAusarbeitung eines Kapazitätsmechanismus \r\nfür den deutschen Strommarkt\r\nStudie\r\nim Auftrag von\r\nAmprion GmbH, TenneT TSO GmbH, 50Hertz Transmission GmbH, TransnetBW \r\nGmbH\r\nVeröffentlichung\r\nMai 2024\r\nHauptbearbeitungszeitraum\r\nMai 2022 – Dezember 2022\r\nConsentec GmbH\r\nGrüner Weg 1\r\n52070 Aachen\r\nDeutschland\r\nTel. +49 (2 41) 93 83 6-0\r\nE-Mail: info@consentec.de\r\nhttp://www.consentec.de\r\nIn Kooperation mit:\r\nEcologic Institut gGmbH\r\nPfalzburger Str. 43/44\r\n10717 Berlin \r\nDeutschland\r\nTel. +49 (30) 86880-0\r\nE-Mail: berlin@ecologic.eu\r\nhttp://www.ecologic.eu\r\n\r\ni\r\nDie vorliegende Studie sowie der Bericht wurden im Wesentlichen im Zeitraum Mai 2022 bis \r\nDezember 2022 erstellt. Sie können daher z.B. Diskussionen im Rahmen der Plattform klima\u0002neutrales Stromsystem des BMWK, die im Februar 2023 gestartet ist, noch nicht aufgreifen. Die \r\nin diesem Bericht vorlegte Ausarbeitung eines umfassenden, zentralen Kapazitätsmarkts und \r\ndie hier dargestellten Abwägungsfragen sind aber in ihren wesentlichen Zügen unabhängig von \r\nden Diskussionen der Plattform klimaneutrales Stromsystem oder sonstigen neueren Entwick\u0002lungen.\r\nii\r\nInhalt\r\n1 Motivation für einen Kapazitätsmechanismus und Auswahl eines Grundmodells ______ 1\r\n2 Ausgestaltungsvorschlag zu wesentlichen Elementen eines umfassenden \r\nKapazitätsmarkts _____________________________________________________________ 7\r\n2.1 Produkt - Was wird beschafft und vergütet?........................................................ 7\r\n2.2 Teilnehmer und Präqualifikation- Welche Anbieter und Technologien sind \r\nteilnahmeberechtigt und welche Nachweise müssen diese erbringen?.............. 9\r\n2.3 Vertrags- und Vorlaufzeiten................................................................................ 13\r\n2.4 De-Rating: Welchen Beitrag leistet eine Kapazität zur \r\nVersorgungssicherheit? ...................................................................................... 15\r\n2.5 Bedarfsfestlegung: Wieviel Kapazität wird beschafft? ....................................... 17\r\n2.6 Zusätzliche lokale Anforderungen bei der Bedarfsbestimmung ........................ 20\r\n2.7 Verfügbarkeitsverpflichtung und -kontrolle ....................................................... 21\r\n2.8 Beschaffung und Sekundärhandel ...................................................................... 23\r\n2.9 Administration und Entscheidungsmechanismen .............................................. 26\r\n2.10 Refinanzierung .................................................................................................... 27\r\nA Bedarfsfestlegung in einem umfassenden Kapazitätsmarkt am Beispiel Belgien ______ 29\r\nA.1 Hintergrund......................................................................................................... 29\r\nA.2 Vorgehen im belgischen Kapazitätsmarkt .......................................................... 30\r\nA.3 Mögliche Erweiterung auf unterschiedliche Arten von \r\nKnappheitssituationen........................................................................................ 32\r\nB Ausgestaltungsoptionen für eine lokale Komponente ___________________________ 33\r\nB.1 Hintergrund......................................................................................................... 33\r\nB.2 Zugangsvoraussetzung........................................................................................ 34\r\nB.3 Regionale Kernanteile......................................................................................... 36\r\nB.4 Wettbewerbsbonus............................................................................................ 37\r\nB.5 Fazit..................................................................................................................... 39\r\nC De-Rating in einem umfassenden Kapazitätsmarkt______________________________ 40\r\niii\r\nC.1 Hintergrund......................................................................................................... 40\r\nC.2 Grundsätzliche Eigenschaften von De-Rating-Faktoren ..................................... 40\r\nC.3 Methodische Fragen der Ermittlung von De-Rating-Faktoren ........................... 42\r\n1\r\nMotivation für einen Kapazitätsmechanismus und Auswahl eines Grundmodells\r\n1 Motivation für einen Kapazitätsmechanismus und Auswahl eines \r\nGrundmodells\r\nLaufende Diskussion um mögliche dauerhafte Versorgungssicherheitsrisiken im \r\nStromsystem\r\nWie Versorgungssicherheit auch bei hohen Anteilen erneuerbarer Energien (EE) und einem \r\nRückgang der Stromproduktion in konventionellen Kraftwerken gewährleistet werden kann, ist \r\neine Frage, die in Deutschland und anderen europäischen Ländern intensiv diskutiert wird. Dies \r\ngilt umso mehr vor dem Hintergrund des angestrebten deutlichen Anstiegs des Stromverbrauchs \r\nauf ggf. sogar deutlich über 700 TWh (brutto) bis zum Jahr 2030 (vgl. Koalitionsvertrag der Par\u0002teien der amtierenden Bundesregierung) durch eine verstärkte Elektrifizierung (Sektorkopplung, \r\nProzessumstellung in der Industrie). Verschiedene Quantifizierungen zur Entwicklung des zu\u0002künftigen Versorgungssicherheitsniveaus zeichnen kein einheitliches Bild: So kommt das im Jahr \r\n2022 veröffentlichte sog. „Versorgungssicherheitsmonitoring“ des deutschen Bundeswirt\u0002schaftsministeriums (BMWi, jetzt BMWK) zu dem Ergebnis, dass in Deutschland bis zum Jahr \r\n2030 ein durchweg hohes Versorgungssicherheitsniveau vorliegt. Das European Resource \r\nAdequacy Assessment (ERAA) 2023 der europäischen Übertragungsnetzbetreiber kommt hinge\u0002gen zu dem Ergebnis, dass sich in Deutschland eine Situation ergeben könnte, in der Versor\u0002gungssicherheitsziele nicht erreicht werden.1 Hinzu kommt, dass die aktuellen geopolitischen \r\nVerwerfungen und die in der Folge in Europa heftig diskutierten kurz- sowie mittelfristigen \r\nMarkteingriffe zumindest vorübergehend erhebliche Unsicherheiten für Akteure auch am \r\nStrommarkt mit sich bringen.\r\nEs werden daher Mechanismen zur Refinanzierung von Anlagen2 diskutiert, die zur Versorgungs\u0002sicherheit (resource adequacy) beitragen können. Die deutschen Übertragungsnetzbetreiber \r\n(ÜNB) halten die Einführung eines solchen Mechanismus für notwendig. Ohne der unionsrecht\u0002lich vorgeschriebenen, detaillierten Prüfung vorweggreifen zu wollen, ob ein solcher Mechanis\u0002mus überhaupt erforderlich ist, haben die ÜNB deshalb Consentec und Ecologic Institut beauf\u0002tragt, wesentliche Grundzüge eines solchen Kapazitätsmechanismus anhand der Ausprägungs\u0002form eines umfassenden Kapazitätsmarkts zu skizzieren. Ergänzend zur Darstellung dieser \r\nGrundzüge eines möglichen Designs im Hauptteil des Berichts enthält Anhang der drei soge\u0002nannte „Deep-Dives“. Hierin werden einzelne Aspekte ausführlicher dargestellt, die sich bei der \r\nBearbeitung des Auftrags als besonders zentrale Fragen für die Ausgestaltung eines umfassen\u0002den Kapazitätsmarkts herausgestellt haben. Konkret wird dieses Dokument um folgende Deep\u0002Dives, die als separate Dokumente vorliegen, ergänzt:\r\n▪ Ausgestaltung der Bedarfsfestlegung am Fallbeispiel Belgien (Anhang A)\r\n▪ Ausgestaltungsoptionen für eine lokale Komponente (Anhang B)\r\n1\r\nIm deutschen Umsetzungsplan aus dem Jahr 2021 nach Art. 20 der Elektrizitätsbinnenmarktverordnung (2019/943), den die deut\u0002sche Bundesregierung im Januar 2022 in überarbeiteter Fassung der Europäischen Kommission vorgelegt hat, kommt die Bundes\u0002regierung zu dem Schluss, dass \"in Deutschland […], unter üblicherweise auftretenden Angebots- und Nachfragesituationen, am \r\nStrommarkt Ressourcen im angemessenen Umfang zur Verfügung [stehen]. Dies zeigen sowohl das nationale wie auch das europä\u0002ische Resource Adequacy Assessment, die methodisch darauf ausgelegt sind, diese Bandbreite an Situationen zu bewerten.“\r\n2 Die Begriffe „Anlage“ und „Kapazität“ werden in diesem Dokument weitgehend synonym verwendet und beziehen sich dabei \r\ngrundsätzlich auf alle Anlagen / Kapazitäten, die technisch in der Lage sind, einen Beitrag zur Versorgungssicherheit (im Sinne von \r\nresource adequacy) zu leisten, d.h. neben Erzeugungsanlagen insbesondere auch Verbrauchsanlagen (Lasten) und Speicheranlagen.\r\n2\r\nMotivation für einen Kapazitätsmechanismus und Auswahl eines Grundmodells\r\n▪ Ausgestaltungsvariante für die Festlegung von De-Rating Faktoren (Anhang C)\r\nZentrale umfassende Kapazitätsmärkte als eine Option zur Stärkung der Versor\u0002gungssicherheit\r\nDabei ist der umfassende Kapazitätsmarkt nur eine von unterschiedlichen Formen eines Kapazi\u0002tätsmechanismus. Beim umfassenden Kapazitätsmarkt handelt es sich um einen direkten Kapa\u0002zitätsmechanismus, bei dem Kapazitäten explizit für ihren Versorgungssicherheitsbetrag hono\u0002riert werden. Daneben gibt es bereits heute verschiedene indirekte Kapazitätsmechanismen wie \r\nz. B. die KWKG- und EEG-Förderung, die bestimmte Arten von Kapazitäten finanziell fördern. \r\nAuch diese Art der Förderung erhöht die Versorgungssicherheit, dies allerdings nur indirekt, \r\ndenn die Förderung zielt nicht primär auf Versorgungssicherheit ab, sondern verfolgt hauptsäch\u0002lich andere Ziele. Anknüpfend daran ist es auch zentrales Merkmal eines direkten im Gegensatz \r\nzu einem indirekten Kapazitätsmechanismus, dass unmittelbar die Verfügbarkeit vergütet wird \r\n(vgl. Artikel 2 Nr. 22 Elektrizitätsbinnenmarktverordnung (EU/2019/943)). \r\nIm Rahmen der sogenannten „strategischen Reserve“, einer anderen Unterform des direkten \r\nKapazitätsmechanismus, werden zwar auch Kapazitäten mit dem primären Ziel der Erhöhung \r\nder Versorgungssicherheit kontrahiert. Die kontrahierten Kapazitäten werden hier aber als „letz\u0002tes Mittel“ nur dann eingesetzt, wenn es ansonsten zu keinem Ausgleich von Stromerzeugung \r\nund Stromnachfrage kommt. Die Elektrizitätsbinnenmarktverordnung spricht davon, dass die \r\nKapazitäten der strategischen Reserve außerhalb des Marktes vorgehalten werden (Artikel 22 \r\nAbs. 2 lit. e).\r\nUmfassende wie auch fokussierte Kapazitätsmechanismen adressieren hingegen Kapazitäten \r\n„im Markt“, d. h. (neue oder bestehende) Kapazitäten. Deren Einsatz ergibt sich grundsätzlich \r\naus dem regulären Marktgeschehen auf Basis der Vermarktungsentscheidungen der Betreiber. \r\nAnders als fokussierte Kapazitätsmärkte, an denen nur Kapazitäten bestimmter Segmente – z. B. \r\nnur bestimmte Technologien oder nur Neubauten – teilnehmen können, stehen umfassende \r\nKapazitätsmärkte grundsätzlich allen Kapazitäten offen, sofern diese einen Versorgungssicher\u0002heitsbeitrag leisten und soweit das rechtlich zulässig ist.\r\nFolgende Abbildung ordnet umfassende Kapazitätsmärkte in die Bandbreite möglicher Kapazi\u0002tätsmechanismen ein.\r\nAbbildung 1 Prototypische Grundmodelle von Kapazitätsmechanismen und Einordnung um\u0002fassender Kapazitätsmärkte\r\nDie abschließende Auswahl des Kapazitätsmechanismus, für den die hier vorgelegte konzeptio\u0002nelle Ausarbeitung erfolgen sollte, erfolgte durch die beauftragenden Übertragungsnetzbetrei\u0002ber. Mit dem an Consentec und Ecologic Institut erteilten Auftrag verfolgten die deutschen \r\nStrategische Reserve Kapazitäten im Markt\r\ndirekte Kapazitätsmechanismen indirekte KapM\r\n▪ technologieoffene Reserve\r\n▪ Neubaureserve\r\n▪ dt. Kapazitätsreserve\r\n▪ umfassender \r\nKapazitätsmarkt\r\n▪ nicht relevant\r\n▪ selektive / fokussierte \r\nKapazitätsmärkte\r\n(z. B. nur Neubau)\r\n▪ KWK-Förderung, \r\nFördermechanismen EEG\r\n▪ Netzreserve (→ hier allerdings \r\nKapazitäten nicht im Markt)\r\n▪ Vorschlag zum Neubauvorschuss\r\nweitgehend \r\numfassend / „breit“\r\nselektiv\r\n3\r\nMotivation für einen Kapazitätsmechanismus und Auswahl eines Grundmodells\r\nÜbertragungsnetzbetreiber das Ziel, einen Debattenbeitrag im Hinblick auf Mechanismen zu \r\nentwickeln, die in der Lage sind, gezielt mögliche Versorgungssicherheitsbedenken zu adressie\u0002ren. Damit ist die Festlegung auf einen direkten Kapazitätsmechanismus folgerichtig. Zudem \r\nexistieren in Deutschland bereits diverse Reserven, insb. die Kapazitätsreserve, die nach Auffas\u0002sung der deutschen Bundesregierung als strategische Reserve im Sinne der Elektrizitätsbinnen\u0002marktverordnung einzuordnen ist. Daher ist es naheliegend, einen Kapazitätsmechanismus in \r\nden Blick zu nehmen, der Kapazitäten im Markt und insbesondere auch Investitionsanreize für \r\ndie Errichtung neuer Kapazitäten adressiert. Aufgrund der unionsrechtlichen Vorgaben er\u0002scheint zudem, wie unten noch näher begründet, ein fokussierter Kapazitätsmarkt im Gegensatz \r\nzu einem umfassenden Kapazitätsmarkt, wenn überhaupt, nur mit sehr erheblichem Begrün\u0002dungsaufwand rechtssicher umsetzbar. Befürworter einer Einführung von umfassenden Kapazi\u0002tätsmärkten argumentieren vor allem mit zwei Aspekten, die für ihre Umsetzung sprechen. Ers\u0002tens ist die aktuelle Situation am Strommarkt geprägt von hohen Unsicherheiten und Investiti\u0002onshemmnissen, die durch die extremen Preisverwerfungen der jüngeren Vergangenheit und \r\nden regulatorischen Eingriffen als Reaktion darauf verursacht werden. Ein umfassender Kapazi\u0002tätsmarkt könnte diese Risiken reduzieren und Investitionsanreize schaffen. Zweitens wird auf \r\ndie schnelle Transformation des Energiesektors, insbesondere im Strombereich, verwiesen. Da\u0002mit geht einher, dass systemische Flexibilitätsbedürfnisse zukünftig zunehmend von anderen \r\nAnlagentypen als bisher erfüllt werden. Studien zeigen, dass diese Transformation nicht grund\u0002sätzlich zu Lasten der Versorgungssicherheit gehen muss. Allerdings ist unsicher, inwieweit und \r\nwann alternative Flexibilitätsanbieter tatsächlich zur Verfügung stehen werden. In diesem Kon\u0002text wird argumentiert, dass ein umfassender Kapazitätsmarkt als Absicherungsinstrument die\u0002nen kann, um den Aufbau alternativer Flexibilitätsoptionen anzureizen und so die Versorgungs\u0002sicherheit zu gewährleisten.\r\nUnter den umfassenden Kapazitätsmärkten gibt es weiter noch ein wesentliches Unterschei\u0002dungsmerkmal: Zum einen sind zentrale Kapazitätsmärkte denkbar, dadurch gekennzeichnet, \r\ndass es einen zentralen Kapazitätsnachfrager gibt (single buyer), und zum anderen dezentrale \r\nKapazitätsmärkte. Bei Letzteren erfolgt die Kapazitätsbeschaffung durch dezentrale Akteure, \r\nz. B. Stromlieferanten, indem diesen Akteuren gesetzliche Kapazitätsverpflichtungen auferlegt \r\nwerden. D. h. Lieferanten werden in Abhängigkeit von der Stromnachfrage ihrer Kunden zur \r\nVorhaltung von Kapazitätsnachweisen verpflichtet, die sie wiederum über den Kapazitätsmarkt \r\nbei Kapazitätsanbietern beschaffen. Der französische Kapazitätsmarkt entsprach in seiner ur\u0002sprünglichen Grundform diesem Ansatz. Andere europäischen Kapazitätsmärkte (Belgien, Ita\u0002lien, Polen, Vereinigtes Königreich) sind hingegen den zentralen Kapazitätsmärkten zuzuordnen. \r\nBei dezentralen Kapazitätsmärkten bestehen Zweifel, inwieweit hierdurch tatsächlich die mit \r\numfassenden Kapazitätsmärkten beabsichtigten langfristigen Investitionsanreize gesetzt wer\u0002den können. Die nachfolgenden Ausarbeitungen zur Ausgestaltung eines Kapazitätsmechanis\u0002mus für den deutschen Strommarkt beziehen sich daher auf die Form eines zentralen Kapazi\u0002tätsmarkts.3\r\nRechtliche Anforderungen und zentrale Merkmale eines umfassenden Kapazitäts\u0002markts\r\n3 Zudem sind verschiedenste Mischformen („Hybride“) aus zentralem und dezentralem Ansatz. Um die wesentlichsten Ausgestal\u0002tungsfragen bei einem zentralen Ansatz bzw. möglicherweise relevante Ausgestaltungsfrage bei einer zentralen Komponente in \r\neinem Hybrid möglichst umfassend zu behandeln, wird hier im Folgenden auf die „Reinform“ eine zentralen Mechanismus fokus\u0002siert.\r\n4\r\nMotivation für einen Kapazitätsmechanismus und Auswahl eines Grundmodells\r\nIm Zuge des „Clean Energy Package“ der europäischen Union wurden in der europäischen Elek\u0002trizitätsbinnenmarktverordnung enge Vorgaben zur Möglichkeit einer Einführung wie auch zur \r\nAusgestaltung von (direkten) Kapazitätsmechanismen normiert. Neben der Elektrizitätsbinnen\u0002marktverordnung ist auch das EU-Beihilferecht zu beachten, wobei sich die Europäische Kom\u0002mission mit ihren Anfang 2022 veröffentlichten Leitlinien für Klima-, Umweltschutz- und Ener\u0002giebeihilfen im Hinblick auf Kapazitätsmechanismen stark an den Vorgaben der Elektrizitätsbin\u0002nenmarktverordnung orientiert.4\r\nGrundsätzlich gibt die Elektrizitätsbinnenmarktverordnung vor, dass vorrangig andere Maßnah\u0002men zur Behebung des Marktversagens zu prüfen sind, wie z. B. Maßnahmen zur Sicherstellung \r\nder kosteneffizienten und marktbasierten Beschaffung von Regelreserve und Systemdienstleis\u0002tungen (siehe Artikel 20 Abs. 3 i. V. m. Artikel 21 Abs. 1). Kapazitätsmechanismen dürfen nur bei \r\nverbleibenden Zweifeln hinsichtlich der Versorgungssicherheit eingeführt werden. Die Mit\u0002gliedsstaaten müssen hierzu in einem sogenannten nationalen Umsetzungsplan darlegen, wel\u0002che anderen Maßnahmen sie vorrangig treffen werden, um die Gründe, die zur ermittelten zu\u0002künftigen Gefährdung der Versorgungssicherheit führen, zu beheben. Aus dem Umsetzungsplan \r\nmuss dann hervorgehen, dass sich ohne Einführung eines Kapazitätsmechanismus der nationale \r\nSicherheitsstandard nicht erfüllt werden kann. Darüber hinaus besteht innerhalb möglicher For\u0002men von Kapazitätsmechanismen ein Vorrang zugunsten der strategischen Reserve (siehe Arti\u0002kel 21 Abs. 3).\r\nHinsichtlich der Ausgestaltung machen insbesondere Artikel 21 und 22 der Elektrizitätsbinnen\u0002marktverordnung Vorgaben für Kapazitätsmechanismen. Konkret sind nach der Elektrizitätsbin\u0002nenmarktverordnung insbesondere folgende Punkte zu beachten:5\r\n:\r\n▪ Die Bedarfsfestlegung für den Kapazitätsmarkt unterliegt umfangreichen Vorgaben (siehe \r\nArtikel 20, 23 und 24 Elektrizitätsbinnenmarktverordnung): Der grundsätzliche Bedarf für \r\neinen Kapazitätsmarkt sowie die konkrete Höhe der zu beschaffenden Kapazität sind auf \r\nBasis quantitativer, probabilistischer Modelle festzustellen. \r\nAusgangspunkt stellt hierbei die von ENTSO-E jährlich durchzuführende „Abschätzung der \r\nAngemessenheit der Ressourcen auf europäischer Ebene“ (European Resource Adequacy \r\nAssessment, ERAA) dar, deren Methodik durch die Agentur für die Zusammenarbeit der \r\nEnergieregulierungsbehörden (ACER) vorgegeben und deren jeweilige Fassung jährlich von \r\nACER zu genehmigen ist. Diese kann um eine nationale Versorgungsicherheitsanalyse er\u0002gänzt werden, die aber methodisch die gleichen Anforderungen wie das ERAA erfüllen muss. \r\nErgeben weder ERAA noch die nationale Analyse eine Verletzung des jeweiligen nationalen \r\nZuverlässigkeitsstandards, kann kein Kapazitätsmarkt eingeführt werden (siehe Artikel 21 \r\nAbs. 4 Elektrizitätsbinnenmarktverordnung). Auch für die Festlegung des Zuverlässigkeits\u0002standards ist einer detaillierten von ACER vorgegebenen Methodik zu folgen (siehe Artikel \r\n25 Elektrizitätsbinnenmarktverordnung).\r\nEine Konsequenz daraus ist, dass ein die EU-Vorgaben vollständig umsetzender umfassen\u0002der Kapazitätsmarkt mit probabilistischen Modellen nicht oder nur unzureichend beschreib\u0002bare Extremereignisse (extreme Wettersituationen wie Dunkelflauten in einem bisher nicht \r\n4 Die Vorgaben aus den Beihilfeleitlinien werden daher in diesem Papier nur am Rande erwähnt.\r\n5 Die nachfolgende Aufzählung gibt nicht umfassend alle insbesondere in den genannten Artikeln der Elektrizitätsbinnenmarktver\u0002ordnung aufgeführten Gestaltungsgrundsätze wieder; der Fokus liegt hier auf den Vorgaben, die für die energiewirtschaftlich rele\u0002vanten Ausgestaltungsfragen besonders bedeutsam sind.\r\n5\r\nMotivation für einen Kapazitätsmechanismus und Auswahl eines Grundmodells\r\nbeobachteten Ausmaß etc.) konzeptgemäß nicht adressiert, unabhängig davon, ob für sol\u0002che Situationen ein politisch-gesellschaftliches Absicherungsbedürfnis besteht. \r\n▪ Der Kapazitätsmarkt muss nach der aktuellen Fassung befristet sein (siehe Artikel 22 Abs. 1 \r\nlit. a Elektrizitätsbinnenmarktverordnung). Insbesondere muss die Ausgestaltung bereits die \r\nadministrative Abschaffung des Kapazitätsmarkts beinhalten, sollte sich drei Jahre lang kein \r\nBedarf für den Abschluss weiterer Kapazitätskontrakte ergeben. Dies gilt auch für den Fall, \r\ndass zukünftig drei Jahre in Folge das ERAA (oder die nationale Analyse) keine Verletzung \r\ndes nationalen Sicherheitsstandards mehr indiziert (siehe Artikel 21 Abs. 7 Elektrizitätsbin\u0002nenmarktverordnung). Die EU-Kommission genehmigt Kapazitätsmärkte für maximal 10 \r\nJahre (siehe Artikel 21 Abs. 8 Elektrizitätsbinnenmarktverordnung), für eine Verlängerung \r\nist eine erneute Genehmigung erforderlich.6 Nach der aktuellen Reform der Elektrizitätsbin\u0002nenmarktverordnung stellt ein Kapazitätsmarkt keine temporäre Maßnahme dar. Die aktu\u0002elle Anpassung am europäischen Strommarktdesign sieht vor, dass sich die Rolle von Kapa\u0002zitätsmechanismen von einem befristeten Übergangsinstrument hin zu einem festen, lang\u0002fristigen Bestandteil des Strommarktdesigns entwickeln soll. \r\n▪ Die Teilnahme am Kapazitätsmarkt muss grundsätzlich allen Kapazitäten offenstehen, die \r\ntechnisch in der Lage sind, einen Versorgungssicherheitsbeitrag zu erbringen (siehe Arti\u0002kel 22 Abs. 1 lit. h Elektrizitätsbinnenmarktverordnung). Auch ausländischen Kapazitäten \r\nmuss die Teilnahme ermöglicht werden (siehe Artikel 26 Elektrizitätsbinnenmarktverord\u0002nung).\r\n▪ Die Kapazitätsanbieter müssen in einem transparenten, diskriminierungsfreien und wettbe\u0002werblichen Verfahren ausgewählt werden (siehe Artikel 22 Abs. 1 lit. d Elektrizitätsbinnen\u0002marktverordnung).\r\n▪ Der Kapazitätsmarkt muss einen Sekundärhandel ermöglichen; die Ausgestaltung muss vor\u0002sehen, dass „Kapazitätsverpflichtungen zwischen den berechtigten Kapazitätsanbietern \r\nübertragbar sind“ (Artikel 22 Abs. 3 lit. c Elektrizitätsbinnenmarktverordnung). \r\nDer umfassende belgische Kapazitätsmarkt als Orientierung bei der Ausgestaltung\r\nIm belgischen Strommarkt wurde im Jahr 2021 ein umfassender Kapazitätsmarkt eingeführt, der \r\ndie zuvor bestehende strategische Reserve ablöst. Im Oktober 2021 wurde vom belgischen \r\nÜbertragungsnetzbetreiber ELIA die erste Beschaffungsauktion für einen Erbringungszeitraum \r\nbeginnend im November 2025 durchgeführt. Die beihilferechtliche Genehmigung wurde end\u0002gültig im August 2021 durch die Europäische Kommission erteilt, wobei sie dabei auch Vorgaben \r\nder Elektrizitätsbinnenmarktverordnung überprüfte. \r\nDer belgische Mechanismus ist der erste und bislang einzige derartige Kapazitätsmechanismus \r\nin der Europäischen Union, der entsprechend den Vorgaben des Rechtsrahmens der neuen \r\nElektrizitätsbinnenmarktverordnung entwickelt sowie von der Europäischen Kommission ge\u0002prüft und beihilferechtlich genehmigt wurde. Insofern stellt dieser Mechanismus eine besonders \r\nwichtige Orientierung bei der Entwicklung eines Ausgestaltungsvorschlags für einen Kapazitäts\u0002markt für Deutschland dar. Auch im Vereinigten Königreich, in Italien, Polen und einigen nord\u0002amerikanischen Strommärkten gibt es, zum Teil bereits seit vielen Jahren, Kapazitätsmärkte, de\u0002ren Ausgestaltung und die damit verbundenen Erfahrungen Eingang in die Ausgestaltung eines \r\nmöglichen deutschen Kapazitätsmarkts finden sollten. Dabei folgen die nordamerikanischen \r\nMärkte naturgemäß anderen rechtlichen Anforderungen, die Märkte im (ehemals) Unionsgebiet \r\n6 Siehe dazu auch Beihilfeleitlinien der Kommission Rn. 70.\r\n6\r\nMotivation für einen Kapazitätsmechanismus und Auswahl eines Grundmodells\r\nwurden anhand der alten Rechtslage geprüft, sodass aufgrund teilweise novellierter unions\u0002rechtlicher Anforderungen die Bewertung nicht eins zu eins übertragen werden kann.\r\nZwar dürfte man in Deutschland, sollte eine Entscheidung zur Einführung eines solches Mecha\u0002nismus getroffen werden, erheblich von den Erfahrungen aus Belgien profitieren können. Ein \r\nBlick auf den Prozess der Einführung des Kapazitätsmarkts in Belgien belegt aber auch den mit \r\nder Planung und Einführung verbundenen Aufwand und den notwendigen zeitlichen Vorlauf: So \r\nbegann der Gesetzgebungsprozess in Belgien Mitte 2018 und damit etwa drei Jahre vor der \r\nDurchführung der ersten Ausschreibung sowie sieben Jahre vor dem Beginn der ersten Erfül\u0002lungsperiode. Bis Mitte 2021 schloss sich dann ein umfangreicher Prozess der Entwicklung des \r\nMarktdesigns mit umfangreichen Konsultationen an, der federführend zwischen dem zuständi\u0002gen Ministerium, dem Regulator sowie dem Übertragungsnetzbetreiber vorangetrieben wurde.\r\n7\r\nAusgestaltungsvorschlag zu wesentlichen Elementen eines umfassenden \r\nKapazitätsmarkts\r\n2 Ausgestaltungsvorschlag zu wesentlichen Elementen eines umfas\u0002senden Kapazitätsmarkts\r\nNachfolgend werden wesentliche Grundzüge einer möglichen Ausgestaltung eines umfassenden \r\nKapazitätsmarkts für Deutschland skizziert. Dabei werden in den folgenden Abschnitten jeweils \r\nverschiedene Aspekte/Themenbereiche behandelt. Während sich manche der beim Design ei\u0002nes solches Mechanismus zu beantwortenden Fragen weitgehend unabhängig von anderen Fra\u0002gen beantworten lassen, bestehen an anderen Stellen wiederum enge Wechselwirkungen zwi\u0002schen den verschiedenen Designentscheidungen. Insofern ist der skizzierte Ausgestaltungsvor\u0002schlag weitestgehend als Gesamtkonzept zu verstehen. An einzelnen Stellen des Vorschlags \r\nzeigt sich zudem, dass zum derzeitigen Zeitpunkt noch keine Empfehlungen für die eine oder \r\nandere Ausgestaltungsoption möglich ist. Hierauf wird entsprechend mit der Empfehlung zu \r\nweiteren Analysen hingewiesen. Zu einzelnen Fragestellungen wurden zudem vertiefendende \r\nExkurse („Deep-Dives“) erstellt. Entsprechende Verweise darauf sind im folgenden Text enthal\u0002ten.\r\n2.1 Produkt - Was wird beschafft und vergütet?\r\nDie Elektrizitätsbinnenmarktverordnung gibt vor, dass im Rahmen von Kapazitätsmechanismen \r\nnur die Verfügbarkeit von Kapazität vergütet wird (siehe Artikel 22 Abs. 3 lit. b Elektrizitätsbin\u0002nenmarktverordnung). Damit ist bereits das Produkt definiert, das mit dem Kapazitätsmarkt be\u0002schafft wird: Beschafft wird sicher verfügbare Kapazität, wobei die Kapazität zu erwarteten \r\nKnappheitszeiten verfügbar sein soll. Hierzu gehen die erfolgreichen (bezuschlagten) Kapazitäts\u0002anbieter eine Verfügbarkeitsverpflichtung ein, mit der sie sich zur physischen Verfügbarhaltung \r\nder angebotenen Kapazität verpflichten. Der genaue Inhalt der Verpflichtung und auch Ansätze \r\nfür eine Erfüllungskontrolle hinsichtlich dieser Verpflichtung werden unten noch näher beschrie\u0002ben (siehe Abschnitt 2.7 „Verfügbarkeitsverpflichtung“). Als Gegenleistung erhält der Kapazi\u0002tätsanbieter eine Kapazitätszahlung.\r\nIn bestehenden Kapazitätsmärkten beinhalten die Kapazitätsverträge oft nicht nur eine physi\u0002sche Verfügbarkeitsverpflichtung, sondern gehen mit einer zusätzlichen finanziellen Verpflich\u0002tung für die Kapazitätsanbieter einher (sogenannte reliability options oder auch Versorgungssi\u0002cherheitsverträge/Zuverlässigkeitsoptionen). Diese Optionsverträge beinhalten die Verpflich\u0002tung des Anbieters, positive Differenzen zwischen einem ex-ante festgelegten Ausübungspreis \r\nder Option und einem Referenzmarktpreis (z. B. dem stündlichen Day-Ahead-Börsenpreis) an \r\nden zentralen Käufer des Kapazitätsmarkts zu zahlen. Ein solcher Ausübungspreis („Strike Price“) \r\nwird in der Regel oberhalb der üblicherweise zu erwartenden Day-Ahead-Marktpreise angesetzt \r\nund soll damit Verbraucher – als diejenigen, die die Kosten des Kapazitätszahlungen de facto \r\ntragen – vor unerwarteten Preisspitzen schützen und Anreize zur Ausübung von Marktmacht in \r\nKnappheitssituationen reduzieren. Zwar dürften die Preisentwicklungen an den Strommärkten \r\n→ Über den Kapazitätsmarkt wird sicher verfügbare Kapazität zu erwarteten Knappheits\u0002zeiten beschafft.\r\n→ Abgesichert wird dies durch eine Verfügbarkeitsverpflichtung der Kapazitätsanbieter.\r\n→ Als Gegenleistung erhalten die Kapazitätsanbieter eine Kapazitätszahlung.\r\n→ Zusätzlich zu dieser (physischen) Verfügbarkeitsverpflichtung sind finanzielle Ver\u0002pflichtungen für den Kapazitätsanbieter denkbar(Versorgungssicherheitsverträge / re\u0002liability options). Deren Nutzen (insb. Absicherung der Verbraucher gegen unerwartete \r\nPreisspitzen am Strommarkt) ist jedoch sorgfältig gegen negative Wirkungen insb. für \r\nden Terminhandel abzuwägen.\r\n8\r\nAusgestaltungsvorschlag zu wesentlichen Elementen eines umfassenden \r\nKapazitätsmarkts\r\nim Laufe des Jahres 2022 die Antwort auf die Frage danach, wie sich die Bandbreite „erwartba\u0002rer“ Marktpreise darstellt, deutlich erschwert haben. Dennoch bleiben die beschriebenen Argu\u0002mente für die zusätzliche Einführung von finanziellen Verpflichtungen als Bestandteil der Kapa\u0002zitätsverträge grundsätzlich stichhaltig. Gleichzeitig besitzen solche Verpflichtungen aber auch \r\nNachteile: So führen sie dazu, dass die Kapazitätsanbieter ihre Rolle als „natürliche Hedging\u0002partner“7\r\nfür Verbraucher auf Terminmärkten oder auch von sogenannten PPA (Power-Purch\u0002ase-Agreements) verlieren.8 Dies könnte theoretisch bis hin zu einer Austrocknung von Strom\u0002Terminmärkten und des sich derzeit im Aufwuchs befindlichen PPA-Markts führen, da das An\u0002gebot von Terminmarktgeschäften für Kapazitätsanbieter mit dem Eingehen von Risikopositio\u0002nen verbunden ist (im Gegensatz zum eigentlich Ziel des Terminmarktgeschäfts Risikopositionen \r\nzu schließen). Terminmärkte waren in der Vergangenheit ein wichtiges Element für das Funkti\u0002onieren des Strommarkts in Deutschland und Europa. Insofern sollte der vermutete Nutzen sol\u0002cher verpflichtenden Optionsverträge gegen die möglichen Nachteile in einer weiteren detail\u0002lierten Analyse sorgfältig abgewogen werden. Über die Festlegung des oben beschriebenen Aus\u0002übungspreises lassen sich zudem die genannten Rückwirkungen auf den Terminmarkt in gewis\u0002sen Grenzen steuern: Je höher der Ausübungspreis, desto geringer sind tendenziell die Rückwir\u0002kungen auf den Terminmarkt; im Gegenzug reduziert sich aber auch die von der finanziellen \r\nVerpflichtung erhoffte Absicherung gegen unerwartete Preisspitzen. Eine abschließende Emp\u0002fehlung für oder gegen die Einführung einer finanziellen Verpflichtung als Bestandteil des Kapa\u0002zitätsprodukts im Kapazitätsmarkt wird daher zum jetzigen Zeitpunkt noch nicht gegeben.\r\nÜberlegungen zu den Laufzeiten der Verträge zwischen Kapazitätsanbietern und der die Kapazi\u0002tät beschaffenden Stelle folgen im Abschnitt 2.2 („Teilnehmerkreis“).\r\n7 Kapazitätsanbieter, insb. Betreiber von Erzeugungsanlagen, und Verbraucher sind „natürliche Hedgingpartner“, da sich ihre gegen\u0002läufigen Absicherungsbedürfnisse ergänzen: Betreiber von Erzeugungsanlagen wollen sich i. d. R. gegen ein fallendes, Verbraucher\r\ni. d. R. gegen ein steigendes Preisniveau absichern.\r\n8 Dies gilt zumindest dann, wenn nicht in Terminkontrakten – gänzlich anders als heute üblich – Preisspitzen aus der Berechnung \r\ndes Basiswerts ausgeschlossen werden. Diese würden solche Terminkontrakte aber für Verbraucher, die darin eine Absicherungs\u0002möglichkeit gegen hohe Preis sehen, weniger attraktiv machen.\r\n9\r\nAusgestaltungsvorschlag zu wesentlichen Elementen eines umfassenden \r\nKapazitätsmarkts\r\n2.2 Teilnehmer und Präqualifikation- Welche Anbieter und Technologien sind \r\nteilnahmeberechtigt und welche Nachweise müssen diese erbringen?\r\nAuch zum Teilnehmerkreis macht die Elektrizitätsbinnenmarktverordnung Vorgaben: So muss \r\nder Kapazitätsmarkt grundsätzlich allen Ressourcen offenstehen, die die erforderliche techni\u0002sche Leistung erbringen können (siehe Artikel 22 Abs. 1 lit. h Elektrizitätsbinnenmarktverord\u0002nung). Entsprechendes ergibt sich auch aus dem EU-Beihilferecht, insbesondere den Beihilfe\u0002leitlinien der EU-Kommission. Neben „klassischen“ Erzeugungsanlagen können somit auch un\u0002konventionelle Flexibilitäten wie Lastmanagement und Speicheranlagen sowie Anlagenkombi\u0002nationen am umfassenden Kapazitätsmarkt teilnehmen, wobei ihr unterschiedlicher Beitrag zur \r\nverfügbaren Kapazität in Knappheitszeiten geeignet berücksichtigt werden muss (vgl. Abschnitt \r\n2.4 zum De-Rating).\r\nAus technischer Sicht ist nicht erkennbar, dass die Anlagengröße entscheidend dafür ist, ob eine \r\nAnlage zur Verbesserung der Versorgungssicherheit beitragen kann. Es wird daher vorgeschla\u0002gen, keine Vorgaben von Mindestgrößen für die Teilnahme am Kapazitätsmarkt und auch keine \r\nAnforderungen hinsichtlich der Anschlussspannungsebene der Anlage (z. B. nur Anlagen mit An\u0002schluss ans Höchstspannungsnetz) für den Kapazitätsmarkt vorzusehen. Solche Vorgaben brin\u0002gen auch aus rechtlicher Sicht zusätzlichen Begründungsaufwand mit sich. So hat die EU-Kom\u0002mission im Rahmen des belgischen Kapazitätsmarktes etwa eine Mindestteilnahmeschwelle von \r\n1 MW nur mit Blick auf eine entsprechende Begründung gebilligt9\r\n, wobei zugleich die \r\n9 Dies erfolgte u. a. mit der Begründung, dass die Unterschreitung dieser Grenze bedeuten würde, dass viele kleine Kapazitätsanbie\u0002ter das – im belgischen Mechanismus obligatorische – Präqualifikationsverfahren durchlaufen und die damit verbundenen Kosten \r\ntragen müssten, obwohl sie womöglich gar nicht die Absicht hätten, an der anschließenden Auktion teilzunehmen. Auch würde eine \r\n→ Die Teilnahme am umfassenden Kapazitätsmarkt muss schon aufgrund der unions\u0002rechtlichen Vorgaben allen Ressourcen, die die geforderte Leistung technisch erbrin\u0002gen können, offenstehen. Damit ist neben konventionellen Erzeugungsanlagen z. B. \r\nauch Lastmanagement, Speichern und ausländischen Anlagen am Kapazitätsmarkt \r\ngrundsätzlich die Teilnahme zu ermöglichen. \r\n→ Vorgaben zu Mindestanlagengrößen und Anforderungen hinsichtlich der Anschluss\u0002spannungsebene der teilnehmenden Anlagen sind aus energiewirtschaftlicher Sicht \r\nnicht grundsätzlich erforderlich und wären zudem aus rechtlicher Sicht eingeschränkt \r\nmöglich. Es sollte Bietern aber die Aggregation kleiner Anlagen ermöglicht werden, um \r\nErsparnisse bei Teilnahmekosten zu ermöglichen.\r\n→ Anlagen, die bereits anderweitige Förderungen (Beihilfen) erhalten, sollte nur dann die \r\nTeilnahme am Kapazitätsmarkt ermöglicht werden, wenn sie für den Zeitraum des Er\u0002halts von Kapazitätszahlungen auf andere Beihilfen insbesondere bezüglich derselben \r\nKosten verzichten, um eine Überförderung zu vermeiden.\r\n→ Für die Teilnahme ausländischer Anlagen macht eine entsprechende Entscheidung von \r\nACER aus dem Jahr 2020 weitgehende Vorgaben.\r\n→ Sowohl auf Bieter- als auch auf Anlagenebene ist eine Präqualifikation durchzuführen. \r\nBei den Präqualifikationsanforderungen für Neuanlagen besteht noch weiter Prü\u0002fungsbedarf, ob eher hohe Anforderungen (Nachweis eines weiten Projektfortschritts) \r\noder eher niedrige Anforderungen, dann aber mit einer wirksamen Pönalisierung bei \r\nNicht-Realisierung, empfehlenswert sind.\r\n10\r\nAusgestaltungsvorschlag zu wesentlichen Elementen eines umfassenden \r\nKapazitätsmarkts\r\nAggregation kleinerer Anlagen grundsätzlich ermöglicht werden musste. Unter anderem hat die \r\nKommission hier den Verwaltungsaufwand als mögliches Argument für die Einführung einer \r\nMindestbeteiligungsschwelle akzeptiert. Der Mehraufwand auf Seiten der Stelle, die die Kapazi\u0002tätsbeschaffung und die vorgelagerte Präqualifikation (s. unten) organisiert, scheint allerdings \r\njedenfalls für sich genommen nicht so erheblich, dass er eine Beschränkung des Teilnehmerkrei\u0002ses in Bezug auf die Größe der Anlagen rechtfertigen könnte. Dies gilt umso mehr, als davon \r\nauszugehen ist, dass das Stromsystem zukünftig zunehmend von eher kleinen Anlagen / Flexibi\u0002litätsanbietern durchdrungen sein wird und mit der Vorgabe einer Mindestgröße dann ein über \r\ndie Dauer des Kapazitätsmarktes anwachsender Teil der Anlagen von der Teilnahme ausge\u0002schlossen würde. Da die Teilnahme am Kapazitätsmarkt auch bieterseitig Kosten verursacht und \r\ndiese zumindest teilweise nicht proportional mit der Anlagengrößen anwachsen dürften, ist al\u0002lerdings davon auszugehen, dass sich kleinere Anlagen ohnehin nur in einem begrenzten Um\u0002fang an einem Kapazitätsmarkt beteiligen würden. Es sollte bei der Detailausarbeitung eines Ka\u0002pazitätsmarktkonzepts daher jedenfalls eine Aggregationsmöglichkeit auf Bieterseite geprüft \r\nwerden, um Einsparungen bei (bieterseitigen) Transaktionskosten zu ermöglichen. Aus ökono\u0002mischer Perspektive könnte ein Grund für z.B. den Ausschluss bestimmter (Kleinst-)Anlagen von \r\neinem Kapazitätsmarkt dann vorliegen, wenn zu erwarten ist, dass die Teilnahme am Kapazitäts\u0002markt weder deren Erschließung (oder auch die Investitionsentscheidung in solche Anlagen) \r\nnoch deren Einsatzverhalten beeinflusst.\r\nNeben den Vorgaben, Bestands- und Neuanlagen die Teilnahme zum Kapazitätsmarkt zu gewäh\u0002ren, gilt dies grds. nach der Elektrizitätsbinnenmarktverordnung auch für ausländische Anlagen\r\n(siehe insbesondere Artikel 26 der Elektrizitätsbinnenmarktverordnung). \r\nDie Vorgaben des Elektrizitätsbinnenmarkt zum Teilnehmerkreis haben weitere Konsequenzen\r\nfür die Ausgestaltung des Kapazitätsmarkts:\r\n▪ Ergänzende technische Vorgaben für Anlagen mit langen Vertragslaufzeiten: Zur Vermei\u0002dung von Lock-In-Effekten ist denkbar, für bestimmte Anlagen zusätzliche technische Anfor\u0002derungen als Bestandteil der Teilnahmevoraussetzungen zu formulieren. Insbesondere für \r\nim Rahmen des Kapazitätsmarkts geförderte neue thermische Kraftwerke erscheinen hier \r\nVorgaben hinsichtlich der Brennstoffe prüfenswert. Aufgrund der unionsrechtlichen CO2-\r\nEmissionsgrenzwerte für Kapazitätsmärkte kommen realistischerweise in Deutschland nur \r\nGas- und ggf. Ölkraftwerke in Betracht (vgl. Artikel 22 Abs. 4 Elektrizitätsbinnenmarktver\u0002ordnung). Angesichts der Erwartung, dass für solche Kraftwerke in einem immer stärker de\u0002karbonisierten Energiesystem schließlich nur noch (grüner) Wasserstoff oder Wasserstoff\u0002derivate als Brennstoff in Betracht kommen, sollten dahingehende Vorgaben geprüft wer\u0002den („H2-Readiness“). Wobei aus heutiger Sicht eine klare technische Definition für eine \r\nsolche Anforderung noch nicht absehbar ist. Nach den Beihilfeleitlinien der EU-Kommission \r\nmuss allerdings für die beihilferechtliche Zulässigkeit gewährleistet werden, dass eine Ver\u0002drängung zukünftiger umweltfreundlicherer Technologien und eine Festlegung auf die erd\u0002gasbasierte Energieerzeugung vermieden wird, um die Erreichung der Klimaziele der EU für \r\n2030 und 2050 nicht zu gefährden.\r\n▪ Teilnahmemöglichkeit für Anlagen, die bereits anderweitige Förderungen (Beihilfen) er\u0002halten: Unter den bestehenden Kapazitäten, die einen positiven Versorgungssicherheits\u0002beitrag liefern, befinden sich zahlreiche Anlagen, insbesondere Erzeugungsanlagen, die \r\nUnterschreitung des Schwellenwerts von 1 MW eine erhebliche Erhöhung des Verwaltungsaufwands bewirken; siehe Rn. 69 und 72 \r\nsowie Rn. 469 ff. der Entscheidung vom 27. August 2021.\r\n11\r\nAusgestaltungsvorschlag zu wesentlichen Elementen eines umfassenden \r\nKapazitätsmarkts\r\nbereits aus anderen Fördermechanismen staatliche Beihilfen erhalten. Unionsrechtlich ist \r\ngefordert, dass Beihilfen angemessen sein müssen; insbesondere ist zu verhindern, dass es \r\nin Folge einer Kumulierung von Beihilfen zu einer Überförderung kommt. Dies gilt nach den \r\nBeihilfeleitlinien der EU-Kommission, insbesondere, soweit dieselben Kosten betroffen sind. \r\nAm rechtssichersten erscheint es daher, dass Anlagen, die bereits anderweitige Förderung \r\nin Form einer Beihilfe erhalten, nur dann am Kapazitätsmarkt teilnehmen dürfen, wenn sie \r\nfür den Zeitraum des Erhalts von Kapazitätszahlungen vollständig auf andere, dieselben Kos\u0002ten betreffende, Beihilfen verzichten. Diese Empfehlung für einen vollständigen Verzicht ist \r\nallerdings nicht eindeutig und sollte weiter vertieft geprüft und auch mit Marktparteien kon\u0002sultiert werden. Unter Gesichtspunkten der Versorgungssicherheit könnten für einen Teil \r\nder infrage kommenden Bestandsanlagen durch den Kapazitätsmarkt durchaus zusätzliche \r\nInstandhaltungs- und damit Verfügbarkeitsanreize geschaffen werden, die zu einem additi\u0002ven, ansonsten nicht vergüteten Versorgungssicherheitsbeitrag führen (z. B. bei Biomasse\u0002oder KWK-Anlagen).\r\n▪ Teilnahme ausländischer Anlagen: Ausländischen Kapazitäten (bzw. nach dem Verständnis \r\nvon ACER auch allgemeiner Kapazitäten aus anderen Gebotszonen) die Teilnahme am Kapa\u0002zitätsmarkt zu ermöglichen, ist unionsrechtlich grundsätzlich zwingend erforderlich (siehe \r\nArtikel 26 der Elektrizitätsbinnenmarktverordnung). ACER hat entsprechend den Vorgaben \r\nder Elektrizitätsbinnenmarktverordnung inzwischen eine Entscheidung erlassen, die das \r\nVorgehen zur Beteiligung ausländischer Kapazitäten grundsätzlich regelt und bei der Ausge\u0002staltung des Kapazitätsmarkts umzusetzen ist. Darin legt ACER auch fest, wie der Umfang \r\nder möglichen Teilnahme ausländischer Kapazitäten („maximale Eintrittskapazität“) zu be\u0002stimmen ist. Diese ist unter Berücksichtigung der voraussichtlichen Verfügbarkeit von Inter\u0002konnektoren sowie der Wahrscheinlichkeit von gleichzeitig auftretenden Knappheitssituati\u0002onen im Heimatland der ausländischen Kapazität und dem Land des Kapazitätsmarkts durch \r\ndie regionalen Koordinierungszentren (RCC) zu ermitteln. Gemäß Artikel 26 Abs. 7 Elektrizi\u0002tätsbinnenmarktverordnung „[legen] die Übertragungsnetzbetreiber […] jährlich auf der \r\nGrundlage der Empfehlung des regionalen Koordinierungszentrums die maximale Eintritts\u0002kapazität fest, die für die Beteiligung ausländischer Kapazitäten zur Verfügung steht.“ Ange\u0002sichts der Unsicherheiten über die Entwicklung der Eintrittskapazitäten im Zeitverlauf er\u0002scheint für ausländische Kapazitäten nur die Vergabe von Verträgen mit kürzerer Laufzeit \r\ntechnisch sinnvoll. Dies dürfte dazu führen, dass sich die Beteiligung ausländischer Anlagen \r\nweitgehend auf Bestandsanlagen beschränkt. Eine solche Einschränkung scheint bei ent\u0002sprechender Begründung mit Blick auf die zuvor genannten technischen Gründe auch recht\u0002lich zulässig zu sein.\r\n▪ (zu weiteren Konsequenzen im Hinblick auf Vertrags- und Vorlaufzeiten der Beschaffung s. \r\nAbschnitt 2.3)\r\nNeben der Festlegung des grundsätzlichen Teilnehmerkreises ist im Rahmen einer Präqualifika\u0002tion auf Ebene der einzelnen Anbieter und Anlagen die Erfüllung spezifischer Zulassungskriterien \r\nfür den Kapazitätsmarkt zu prüfen.\r\nDie Präqualifikation für Bieter sollte dabei auf organisatorische / administrative Punkte fokus\u0002sieren (im Sinne einer Registrierung). Eine explizite Prüfung der finanziellen Leistungsfähigkeit \r\nder Bieter erscheint bei dieser Registrierung nicht erforderlich, denn es sollte ohnehin bei einer \r\nspäteren Abgabe eines konkreten Gebots die Hinterlegung einer finanziellen Sicherheit (bid \r\nbond) verpflichtend gefordert werden. Diese sollte sich der Höhe nach an der möglichen späte\u0002ren Pönalenzahlung orientieren, die fällig wird, wenn die Verfügbarkeitsverpflichtung nicht \r\n12\r\nAusgestaltungsvorschlag zu wesentlichen Elementen eines umfassenden \r\nKapazitätsmarkts\r\nerfüllt wird. Im Laufe des Erfüllungszeitraums können die finanziellen Sicherheiten dann schritt\u0002weise zurückgenommen werden.\r\nAuf Ebene der Anlagen sollte ebenfalls eine Präqualifikation durchgeführt werden. Auch hier ist \r\nzwischen Bestands- und Neuanlagen zu unterscheiden. Zusätzlich ist ein gesondertes Vorgehen \r\nfür ausländische Anlagen erforderlich:\r\n▪ Bei (inländischen) Bestandsanlagen ist neben einer – eher einer Registrierung gleichkom\u0002menden – Erfassung von primär administrativen Daten (Ort der Anlagen, Anschlussnetzbe\u0002treiber, Emissionsfaktoren, etc.) jedenfalls eine Prüfung der Leistung der Anlage durchzu\u0002führen. Hierzu ist eine Kombination aus einer Prüfung auf Basis vorliegender Messdaten zum \r\nAnlagenverhalten (z. B. historischen anlagenscharfen Einspeisezeitreihen, soweit vorhan\u0002den) und expliziten Tests möglich. Die Feststellung der verfügbaren Leistung ist insbeson\u0002dere bei Lastmanagementanlagen herausfordernd und bedarf noch einer Detailausarbei\u0002tung. Im belgischen Kapazitätsmarkt soll die Leistung von Lastmanagementpotentialen aus \r\neiner Auswertung historischer Lastgänge ermittelt werden, und zwar als die Differenz zwi\u0002schen dem maximalen und minimalen Strombezug der Anlage in einem bestimmten zurück\u0002liegenden Zeitraum.\r\n▪ Bei der Präqualifikation von Neuanlagen besteht eine wesentliche Herausforderung darin, \r\ndass diese Präqualifikation zu einem Zeitpunkt erfolgt, zu dem die betreffende Anlage noch \r\nnicht fertiggestellt ist und somit noch keine tatsächliche physische Prüfung erfolgen kann, \r\nob die jeweilige Kapazität tatsächlich und im angegebenen Umfang vorhanden ist. Dennoch \r\nsoll auf Basis der Präqualifikation über die Zulassung eines Gebots zur Teilnahme am Kapa\u0002zitätsmarkt entschieden werden, ohne dabei später im Erfüllungszeitraum regelmäßig vor \r\nder Situation zu stehen, dass bezuschlagte Kapazitäten ihrer Verfügbarkeitsverpflichtung \r\nnicht nachkommen können, weil die Kapazitäten gar nicht errichtet / aktiviert wurden. Hier \r\nsind zwei Stoßrichtungen denkbar, um diese Herausforderung zu adressieren: \r\n▪ Zum einen gibt es den Ansatz eher hoher materieller Präqualifikationsanforderungen. \r\nDabei wird von den Bietern der Nachweis einer bereits recht weit fortgeschrittenen \r\nProjektentwicklung gefordert (vgl. etwa die heutigen Ausschreibungen für Windener\u0002gieanlagen an Land im Rahmen des EEG in Deutschland, die bspw. für die Gebotsab\u0002gabe fordern, eine immissionsschutzrechtliche Genehmigung vorzulegen). Dieser An\u0002satz basiert auf der Erwartung, dass die Wahrscheinlichkeit für die tatsächliche und \r\nmöglichst fristgerechte Realisierung solcher Anlagen höher ist, wenn die Projektent\u0002wicklung bereits weit fortgeschritten ist. Damit werden höhere Realisierungsraten er\u0002wartet. \r\n▪ Denkbar wäre aber auch ein Ansatz, bei dem die Anbieter deutlich geringere materielle \r\nPräqualifikationsbedingungen zu erfüllen haben, also keine Nachweise für einen be\u0002stimmten, bereits erreichten Projektfortschritt erbringen müssen. Um niedrige Reali\u0002sierungsraten zu verhindern, wären dann aber entsprechend hohe Pönalen bei Nicht\u0002realisierung vorzusehen und entsprechende Sicherheiten zu hinterlegen. Um damit \r\nauch tatsächlich Neubauprojekten, die sich noch in einem frühen Projektentwicklungs\u0002stadium befinden, die Teilnahme am Kapazitätsmarkt zu ermöglichen, wären ggf. län\u0002gere Vorlaufzeiten als die oben diskutierten bspw. aus Belgien bekannten vier Jahre \r\nerforderlich. \r\nDer erste Ansatz mit hohen materiellen Anforderungen ist in der internationalen Praxis, so \r\nauch in Belgien, üblich. Dieser Ansatz birgt aber das Risiko, sich perspektivisch negativ auf \r\ndie Wettbewerbssituation und die Anreize für Neuanlagen zur Teilnahme an einem derart \r\n13\r\nAusgestaltungsvorschlag zu wesentlichen Elementen eines umfassenden \r\nKapazitätsmarkts\r\nausgestalteten Kapazitätsmarkt auszuwirken. Aus ökonomischer Sicht führen hohe materi\u0002elle Präqualifikationsanforderungen zu einer Erhöhung der Gebotskosten der Bieter, die sich \r\nwiederum negativ auf die Teilnahmebereitschaft möglicher Bieter auswirken. Eine Analyse \r\nder Ausschreibungen für Windenergie an Land in Deutschland zeigt, dass hierin eine Ursache \r\nfür die in den vergangenen Jahren vielfach unterzeichneten Ausschreibungen liegen dürfte. \r\nFür den Kapazitätsmarkt wäre dies möglicherweise eine kritische Entwicklung, wenn zur Be\u0002darfsdeckung Neuanlagen zunehmend erforderlich wären. Das Problem hoher Gebotskos\u0002ten und der mögliche Umgang damit sollte im Hinblick auf Neuanlagen in einem Kapazitäts\u0002markt daher noch weiter geprüft werden.\r\n▪ Zusätzlich zur Präqualifikation von Neu- oder Bestandsanlagen, die eine Teilnahme am Ka\u0002pazitätsmarkt beabsichtigen, sollte eine vereinfachte Anlagenregistrierung vorgesehen wer\u0002den, um auch Anlagen, die nicht direkt am Kapazitätsmarkt teilnehmen, ggf. die Teilnahme \r\nam kurzfristigen Sekundärmarkt zu ermöglichen (s. unten in Abschnitt 2.8 im Teil zum Se\u0002kundärhandel). Hierfür sollte zumindest ein Mindestmaß an Datenerfassung wiederum im \r\nSinne einer Registrierung erforderlich sein. Bei einer Teilnahme am Sekundärmarkt wäre \r\nauch die Festlegung eines De-Rating-Faktors im Rahmen dieser Präqualifikation erforderlich.\r\n▪ Bei der Präqualifikation ausländischer Anlagen sollten möglichst gleiche Anforderungen wie \r\nbei inländischen Anlagen gelten. Gemäß der oben erwähnten ACER-Entscheidung zur Betei\u0002ligung ausländischer Kapazitäten soll die Präqualifikation bei ausländischen Anlagen durch \r\nden Anschlussnetzbetreiber (bzw. den ausländischen Übertragungsnetzbetreiber) erfolgen. \r\nDabei soll der ausländische Netzbetreiber eng mit dem für den Kapazitätsmarkt verantwort\u0002lichen Übertragungsnetzbetreiber kooperieren und eine möglichst vergleichbare Präqualifi\u0002kation ermöglichen und durchführen.\r\n2.3 Vertrags- und Vorlaufzeiten\r\nAls ein Teil der Ausgestaltung des Kapazitätsmarkts ist festzulegen, für welche Zeitdauer die Ka\u0002pazitätsanbieter die Verfügbarkeitsverpflichtung eingehen (Vertragslaufzeit). Aus Sicht der die \r\nKapazität beschaffenden Stelle ist zur Reduktion von Unsicherheiten hinsichtlich der Bedarfs\u0002festlegung grundsätzlich eine kurze Vertragslaufzeit vorzugswürdig, sofern zu erwarten ist, dass \r\nsich unter dieser Bedingung ausreichend Anbieter an der Kapazitätsausschreibung beteiligen. \r\nDaher ist eine Laufzeit, die jeweils eine Knappheitsperiode umfasst, der Standardfall für die Ver\u0002tragslaufzeit. Dies ist in den existierenden Kapazitätsmechanismen in der Regel ein Jahr. Auch \r\nfür manche der potenziellen Bieter sind kurze Vertragslaufzeiten eher vorteilhaft, da für sie die \r\nKosten aus dem Eingehen der Kapazitätsverpflichtung dann besser absehbar sind. Dies gilt z. B. \r\nfür Teile der bereits bestehenden Lastmanagementpotentiale. Für Anlagen mit hohen Kosten \r\nfür die – allgemein gesprochen – Aktivierung einer Kapazität (insb. Neuanlagen, Erzeugungsan\u0002lagen mit relevantem Modernisierungsbedarf und Erschließung neuer \r\n→ Um den unterschiedlichen Kostenstrukturen insb. von Neuanlagen im Vergleich zu Be\u0002standsanlagen gerecht zu werden, sollte eine abgestufte Beschaffung erfolgen, bei der \r\nein Teil des Bedarfs bereits mit längerer Vorlaufzeit (z. B. vier Jahre für Beginn der Er\u0002füllungszeitraum) beschafft wird; der Rest wird dann kurzfristiger (ein Jahr im Voraus) \r\nbeschafft. \r\n→ Zudem sollte Bietern mit höherem Investitionsbedarf die Möglichkeit zum Abschluss \r\nlänger laufender Verträge angeboten werden.\r\n14\r\nAusgestaltungsvorschlag zu wesentlichen Elementen eines umfassenden \r\nKapazitätsmarkts\r\nLastmanagementpotentiale) reduzieren längere Vertragslaufzeiten Finanzierungskosten. Dies \r\nkommt dadurch zustande, dass die Einnahmen aus Kapazitätszahlungen für einen längeren Zeit\u0002raum planbar werden. Um auch Anlagen mit einem hohen Investitionsbedarf im Wettbewerb \r\nmit Bestandsanlagen eine Teilnahme am Kapazitätsmarkt zu ermöglichen, sollte in der Ausge\u0002staltung eine in Anlehnung an die Investitionskosten abgestufte Verlängerung der Vertragslauf\u0002zeit vorgesehen werden. In der internationalen Praxis sind hier Vertragslaufzeiten von bis zu 15 \r\nJahren für Neuanlagen üblich. \r\nBei Anlagen mit höheren Investitionsbedarfen dürften diese auch mit einer gewissen Vorlaufzeit \r\nzwischen Investitionsentscheidung und Verfügbarkeit der Kapazität einhergehen. Um insbeson\u0002dere Neubauten eine Teilnahme am Kapazitätsmarkt zu ermöglichen bzw. mit dem Kapazitäts\u0002markt Anreize für solche Investitionen zu setzen, sind daher ausreichend lange Vorlaufzeiten \r\n(Vorlaufzeit = Zeit zwischen Zuschlag – und damit Gewissheit über den Erhalt der Kapazitätszah\u0002lung – und Beginn des Erfüllungszeitraums). Nur dann bleibt ausreichend Zeit, um die angebo\u0002tene Kapazität auch tatsächlich zu errichten bzw. zu aktivieren. Hier besteht auch ein enger Zu\u0002sammenhang mit den oben thematisierten Präqualifikationsanforderungen (s. Abschnitt 2.2)\r\n10\r\n. \r\nAus Sicht des Kapazitätsnachfragers hingegen gelten ähnliche Überlegungen wie oben bereits \r\nbei den Vertragslaufzeiten thematisiert: Hier besteht eher ein Interesse an kurzen Vorlaufzeiten, \r\nda sich damit die Unsicherheiten hinsichtlich der Bedarfsfestlegung damit die Gefahr einer Un\u0002ter- oder Überdimensionierung reduzieren lassen. In der internationalen Praxis hat sich eine ab\u0002gestufte Beschaffung etabliert, bei der ein Teil des Bedarfs mit einem Vorlauf von vier Jahren bis \r\nzum Beginn des Erfüllungszeitraums und ein Teil mit einem Vorlauf von einem Jahr beschafft \r\nwird. Dabei wird i. d. R. der weit überwiegende Teil des Bedarfs mit längerem Vorlauf beschafft \r\n(im belgischen Kapazitätsmarkt bspw. für den ersten Erfüllungszeitraum etwa 75 %, was bereits \r\neine untere Grenze im Vergleich zu anderen europäischen Mechanismen darstellt). Diese ge\u0002stufte Beschaffung mit vier- und einjähriger Vorlaufzeit erscheint als guter Ausgangspunkt für \r\ndie Ausgestaltung eines deutschen Mechanismus.\r\n10 Dies gilt insbesondere für Neuanlagen. Gestaltet man die Präqualifikationsanforderungen für Neuanlagen mit dem Ziel aus, dass\r\nAnlagen/Projekt auch in einem eher früheren Entwicklungsstadium an der Ausschreibung teilnehmen können, sind eher lange Vor\u0002laufzeiten vorzusehen. Erfordern die Präqualifikationsanforderungen einen weiten Projektfortschritt, korrespondiert dies mit kür\u0002zeren Vorlaufzeiten.\r\n15\r\nAusgestaltungsvorschlag zu wesentlichen Elementen eines umfassenden \r\nKapazitätsmarkts\r\n2.4 De-Rating: Welchen Beitrag leistet eine Kapazität zur Versorgungssicher\u0002heit?\r\nDie verschiedenen teilnahmeberechtigten Kapazitäten unterscheiden sich hinsichtlich des Bei\u0002trags, den sie im Verhältnis zu ihrer installierten Anlagenleistung zur Versorgungssicherheit leis\u0002ten können. Dieser Beitrag ist zudem nicht rein anlagenspezifisch, sondern auch von Eigenschaf\u0002ten des Stromsystems insgesamt abhängig, wie etwa der Zusammensetzung der sonstigen Ka\u0002pazitäten und der Stromnachfrage. Diese Unterschiede werden im Rahmen des sogenannten \r\nDe-Ratings berücksichtigt. Der anlagen- bzw. technologiespezifische De-Rating-Faktor dient \r\ndazu, den statistischen Beitrag verschiedener Kapazitäten/Kapazitätstypen zur Versorgungssi\u0002cherheit11 im Verhältnis zur installierten Leistung der Kapazität auszudrücken. Der De-Rating\u0002Faktor kann abhängig von Kapazitätstyp auch zeitlich veränderlich sein, insbesondere also zum \r\nBeispiel davon abhängen, ob eine betrachtete dimensionierungsrelevante Knappheitssituation \r\nim Sommer oder im Winter liegt. \r\nMathematisch lässt sich der Beitrag, den eine Kapazität A bezogen auf die installierte Leistung P \r\nder Kapazität über den De-Rating-Faktor (DRF) zur Versorgungssicherheit leistet, wie folgt be\u0002schreiben:\r\nBeitragKap_A,Versorgungssicherheit = PKap_A * DRF Kap_A\r\nDas De-Rating ist innerhalb des Beschaffungsprozesses und auch bei der Bedarfsfestlegung \r\nwichtig. Auch wenn hierfür dann De-Rating-Faktoren nach unterschiedlichen Ansätzen12 zu er\u0002mitteln sind, sollten die verwendeten Datengrundlagen und Modelle konsistent sein.\r\nEine wichtige Frage bei der Ermittlung und Festlegung von De-Rating-Faktoren ist die technolo\u0002gische Differenzierung. Für einen umfassenden Kapazitätsmarkt wird vorgeschlagen, eine Diffe\u0002renzierung nach Technologieklassen und Anlagengröße vorzunehmen. Die in anderen Kapazi\u0002tätsmärkten, z. B. in Belgien und im Vereinigten Königreich, genutzte Differenzierung kann hier \r\n11 Grundsätzlich können De-Ratings auch in Bezug auf andere Bewertungskategorien als Versorgungssicherheit erfolgen. Im hier \r\nentwickelten Ausgestaltungsvorschlag spielt dies im Weiteren noch im Zusammenhang mit den Überlegungen zu einer lokalen Kom\u0002ponente eine Rolle. Hier könnte zusätzlich ein De-Rating auf den transmission adequacy-Beitrag einer Kapazität eine Rolle spielen. \r\nDieser weicht grundsätzlich vom Wert des versorgungssicherheitsbezogenen De-Rating-Faktor ab.\r\n12 Für die Bedarfsfestlegung sind primär die durchschnittlichen De-Rating-Faktoren von Technologiegruppen relevant (z. B. „Welchen \r\nBeitrag hat das gesamte Kollektiv der PV-Anlagen in einer Knappheitssituation“) während in der Beschaffung eine marginale Sicht\u0002weise einzunehmen ist („Welchen Beitrag leistet eine zusätzliche PV-Anlage in einer Knappheitssituation?“).\r\n→ Bei der Ermittlung der De-Rating-Faktoren muss Konsistenz zu den Modellen und An\u0002nahmen für die Bedarfsermittlung sichergestellt werden.\r\n→ Zur Vereinfachung, aus Gründen der Fairness und angesichts der praktisch erreichba\u0002ren Datenqualität sollten De-Rating-Faktoren für Klassen von Anlagentechnologien \r\nund ggf. nach Anlagengröße differenziert ermittelt und festgelegt werden. Dies dürfte \r\nvor allem für Erzeugungsanlagen umsetzbar sein.\r\n→ Für Lastmanagement- und Speicheranlagen sollten neutralen Klassen von De-Rating\u0002Faktoren bestimmt werden, die sich z. B. an der Zeitdauer orientieren, innerhalb derer \r\ndie angebotene Leistung dauerhaft voll zur Verfügung gestellt werden kann. Denkbar \r\nwäre, auch Erzeugungsanlagen optional die freiwillige Zuordnung zu einer dieser neut\u0002ralen Klassen zu ermöglichen.\r\n16\r\nAusgestaltungsvorschlag zu wesentlichen Elementen eines umfassenden \r\nKapazitätsmarkts\r\nein guter Anhaltspunkt sein. Folgende Tabelle zeigt ein Beispiel für eine mögliche technologische \r\nDifferenzierung von De-Rating-Faktoren.\r\n▪ dargebotsabhängige Technologien\r\n▪ Wind Offshore\r\n▪ Wind Onshore \r\n▪ PV\r\n▪ Wasserkraft\r\n▪ steuerbare Anlagen\r\n▪ Gasturbine\r\n▪ Dampfturbine\r\n▪ GuD-Kraftwerk\r\n▪ Motorkraftwerk/Turbojet\r\n▪ Biomasseanlagen (ggf. weitere Differenzierung insb. bzgl. Biogasanlagen)\r\nTabelle 1 Beispiel für eine mögliche technologische Differenzierung von De-Rating-Fakto\u0002ren\r\nKonkrete Anlagen, die am Kapazitätsmarkt teilnehmen, werden dann einer dieser Kategorien \r\nzugeordnet. Für bestimmte Anlagen/Technologien ist allerdings absehbar, dass eine Zuordnung \r\nzu einer Kategorie nicht oder nur mit unzureichender Genauigkeit möglich ist. Dies betrifft ins\u0002besondere Lastmanagementkapazitäten und Speicher, deren konkrete Eigenschaften in der Re\u0002gel so individuell sein dürften, dass eine Abbildung durch standardisierte Kategorien nur schwer \r\nmöglich ist. Der belgische Kapazitätsmarkt sieht für derartige Fälle einen Weg vor, der auch in \r\nDeutschland anwendbar erschiene. Anbieter, deren Kapazität nicht in eine der standardisierten \r\nKategorien fällt, können sich einer „neutralen“ Klasse („Service Level Agreement“) zuordnen. \r\nDiese neutralen Klassen sind durch die Anzahl der Stunden definiert, für die die Kapazität wäh\u0002rend einer Knappheitsphase innerhalb eines Tages sicher mit der vollen installierten Leistung\r\nzur Verfügung steht. Eine explizite Überprüfung dieser Verfügbarkeit bei der Anlagenpräqualifi\u0002kation erfolgt nicht. Jedoch soll über die Ausgestaltung der Erfüllungskontrolle (s. unten) sicher\u0002gestellt werden, dass Anbieter keine Anreize erhalten, die Verfügbarkeit ihrer Anlage zu hoch \r\nanzusetzen. \r\nFür Kombinationsanlagen, also z. B. EE-Anlagen mit Direktverbindung zu einem Speicher, sieht \r\ndieser Ansatz keine eigenen De-Rating-Faktoren vor. Vielmehr sollten in diesem Fall die Einzel\u0002anlagen der Kombinationsanlage mit dem jeweils einzelanlagenspezifischen De-Rating-Faktor \r\nbewertet werden. Dies ist konsistent dazu, dass die Ermittlung des De-Rating-Faktors auf den \r\n„systemischen“ Beitrag abzielt. Dies bedeutet, dass der De-Rating-Faktor nicht unabhängig von \r\nder Konfiguration des Gesamtsystems ist, in dem eine Anlage integriert wird. Vielmehr bildet er \r\nden Versorgungssicherheitsbeitrag einer Anlage eines bestimmten Typs in einem ansonsten vor\u0002gegebenen System (Technologiemix) ab. Mögliche Synergieeffekte aus der Kombination ver\u0002schiedener Anlagen sind dann bereits im De-Rating-Faktor enthalten.\r\nGrundsätzlich wäre denkbar, solchen Anlagen, die sich den oben beschriebenen standardisier\u0002ten De-Rating-Klassen zuordnen lassen, optional die freiwillige Zuordnung zu einer der ebenfalls \r\noben beschriebenen neutralen Klassen zu ermöglichen. Ein „Self-De-Rating“, bei der die \r\n17\r\nAusgestaltungsvorschlag zu wesentlichen Elementen eines umfassenden \r\nKapazitätsmarkts\r\nKapazitätsanbieter zumindest optional einen eigenen, anlagenindividuellen De-Rating-Faktor \r\nangeben können, dessen Einhaltung dann z. B. über dem Mechanismus der Erfüllungskontrolle \r\nbeanreizt wird, scheint nicht zielführend. Der De-Rating-Faktor ist im Hinblick auf das Ziel eines \r\neffizienten wie auch effektiven Kapazitätsmechanismus aus einer systemischen und nicht einer \r\nanlagenindividuellen Sicht zu bestimmen. Die Bestimmung eines solchen De-Rating-Faktors \r\nkann aus Praktikabilitätsgesichtspunkten nur zentral erfolgen.\r\nFür die Teilnahme ausländischer Anlagen muss neben dem anlagenbezogenen De-Rating zusätz\u0002lich ein De-Rating der Austauschkapazität zwischen der Gebotszone des ausländischen Anbie\u0002ters13 und der Gebotszone des Kapazitätsmarkts erfolgen. Dieser De-Rating-Faktor soll abbilden, \r\nin welchem Umfang Importe in Knappheitssituationen zur Versorgungssicherheit im betreffen\u0002den Land beitragen können. Die so ermittelte Importkapazität begrenzt dann insgesamt den \r\nUmfang, mit dem ausländische Anbieter aus der jeweiligen Gebotszone am Kapazitätsmarkt teil\u0002nehmen können. Die oben erwähnte ACER-Entscheidung zur grenzüberschreitenden Beteiligung \r\nvon Anlagen an Kapazitätsmärkten macht konkrete Vorgaben zum Vorgehen bei diesem „Inter\u0002konnektor-De-Rating“. Das Vorgehen ist eng mit dem Vorgehen für die Bedarfsermittlung ver\u0002knüpft und erfordert hierfür die Umsetzung eines flussbasierten Kapazitätsmodells (flow-based\u0002model).\r\nUm Konsistenz zur Bedarfsermittlung zu wahren und außerdem neue Entwicklungen und Er\u0002kenntnisse zu berücksichtigen, sind De-Rating-Faktoren jährlich neu zu ermitteln.\r\n2.5 Bedarfsfestlegung: Wieviel Kapazität wird beschafft?\r\nWie bereits bei der Diskussion der rechtlichen Anforderungen an Kapazitätsmechanismen erläu\u0002tert, werden in der europäischen Elektrizitätsbinnenmarktverordnung auch Grundsätze für das \r\nVorgehen bei der Bedarfsfestlegung definiert. Insbesondere ist dort festgelegt, dass die Bedarfs\u0002festlegung auf Basis probabilistischer Modelle erfolgen soll, die den Anforderungen an die eu\u0002ropäischen Versorgungssicherheitsanalysen (ERAA) genügen müssen (siehe Artikel 24 Abs. 1 \r\ni. V. m. Artikel 23 Abs. 5 Elektrizitätsbinnenmarktverordnung). Auch für das \r\n13 Hier wird zu einfacheren Lesbarkeit von ausländischen Anbietern gesprochen. Präziser sind hier Anbieter aus anderen Gebotszo\u0002nen als diejenige, die den Erfüllungsort des Kapazitätsmarkts darstellen, gemeint. Je nach Gebotszonenkonfiguration könnten dies \r\nsomit auch inländische Kapazitäten sein.\r\n→ Der Bedarf für den Kapazitätsmarkt muss unter Nutzung von „ERAA-ähnlichen“ Mo\u0002dellen quantitativ nachgewiesen werden.\r\n→ Die Festlegung des Kapazitätsbedarfs basiert grundsätzlich auf dem ERAA, ggf. ergänzt \r\num eine nationale Versorgungssicherheitsanalyse, die aber ebenfalls den methodi\u0002schen Anforderungen des ERAA genügen muss.\r\n→ Die Höhe des Kapazitätsbedarfs ist abhängig von den Szenarioannahmen, die der Be\u0002darfsableitung zugrunde liegen.\r\n→ Die Festlegung von mehr als einem Bedarf (z. B. Sommer-/Winterbedarf) kann einen \r\nTeil der Risiken adressieren, erhöht aber auch Aufwand/Komplexität. Das Kapazitäts\u0002marktdesign sollte daher die Berücksichtigung mehrerer, auf unterschiedliche Zeit\u0002punkte/-räume bezogene Bedarfe zulassen.\r\n→ Ein möglicher Ansatz, um über die Betrachtung mehrere Szenarien die bestehenden \r\nUnsicherheiten zu berücksichtigen, ist der im Kapazitätsmarkt des Vereinigten König\u0002reichs verwendete „Least-Worst-Regret“-Ansatz. Dieser sollte weiter geprüft werden.\r\n18\r\nAusgestaltungsvorschlag zu wesentlichen Elementen eines umfassenden \r\nKapazitätsmarkts\r\nenergiewirtschaftliche Szenario, auf dessen Basis die Bedarfsfestlegung erfolgt, werden Vorga\u0002ben gemacht, und die Festlegung des konkreten Szenarios ist umfassend zu begründen. Aus\u0002gangspunkt für die Bedarfsfestlegung ist gemäß Elektrizitätsbinnenmarktverordnung ohnehin \r\ndas ERAA (siehe Artikel 20 Abs. 1 und 23 Abs. 2 Elektrizitätsbinnenmarktverordnung). Eine zu\u0002sätzliche, nationale Versorgungssicherheitsanalyse, die dann zur Grundlage der Bedarfsfestle\u0002gung genommen wird, ist zwar möglich, deren Bedarf muss aber erläutert werden. Darin ge\u0002troffene, vom ERAA abweichende Annahmen sind zu begründen (siehe etwa Artikel 24 Abs. 3 \r\nElektrizitätsbinnenmarktverordnung). Zudem ist die nationale Analyse ACER vorzulegen, die be\u0002wertet, ob Unterschiede zwischen der europäischen und nationalen Analyse gerechtfertigt sind \r\n(siehe Artikel 24 Abs. 3 Elektrizitätsbinnenmarktverordnung). \r\nUnter Anwendung der Modelle und Methoden sowie Szenarien der europäischen oder einer ggf. \r\nangepassten nationalen Versorgungssicherheitsanalyse wird dann der Kapazitätsbedarf ermit\u0002telt, der erforderlich ist, um den nationalen Zuverlässigkeitsstandard zu erreichen.14 Hieraus lei\u0002tet sich dann unter Berücksichtigung von z. B. bereits kontrahierten Kapazitäten der über den \r\nKapazitätsmarkt noch zu beschaffende Bedarf ab (s. unten unter „Beschaffung“). Der konkrete \r\nProzess wird in einem Deep-Dive anhand des Fallbeispiels der Bedarfsfestlegung im belgischen \r\nKapazitätsmarkt veranschaulicht.\r\nSowohl die oben beschriebenen De-Rating-Faktoren als auch der Kapazitätsbedarf können \r\ngrundsätzlich zeitlich veränderlich sein, insbesondere auch eine Saisonalität aufweisen. So kann \r\nsich bspw. zur Bewältigung einer Knappheitssituation im Winter ein anderer Bedarf ergeben als \r\nim Sommer. Angesichts einer sich grundsätzlich verändernden Struktur des Stromverbrauchs ist \r\nnicht auszuschließen, dass zukünftig auch Sommersituationen unter Versorgungssicherheitsas\u0002pekten in Deutschland relevant werden. Da auch die De-Rating-Faktoren (vor allem bei wetter\u0002abhängigen Erzeugungstechnologien) eine Saisonalität aufweisen können, kann sich der effizi\u0002ente Kapazitätsmix zur Bewältigung der jeweils saisonal unterschiedlichen Knappheitssituatio\u0002nen unterscheiden. Daher ist zu empfehlen, dass das Design des Kapazitätsmarkts bei der Be\u0002darfsfestlegung und im Beschaffungskonzept zumindest ermöglicht, mittelfristig saisonal diffe\u0002renzierte Bedarfe auszuweisen und entsprechend zu beschaffen.\r\nDa die Bedarfsfestlegung unmittelbar auf das der Versorgungssicherheitsanalyse zugrundelie\u0002gende Szenario zugreift, ist sie von den in diesem Szenario getroffenen Annahmen abhängig. \r\nDies betrifft u. a. die Entwicklung des Kapazitätsmix oder der Stromnachfrage, deren Struktur \r\nund sektoraler Zusammensetzung. \r\nDamit ergeben sich Implikationen für die Effektivität des Kapazitätsmechanismus. Bezüglich der \r\nim Szenario festzulegenden Parameter bestehen zwangsläufig mehr oder weniger große Unsi\u0002cherheiten. Hinzu kommt, dass einige dieser Parameter auch Gegenstand energiepolitischer \r\nZiele sind. Die Szenariodefinition erfolgt durch öffentliche Stellen oder wird zumindest durch \r\ndiese begleitet und kann sich also politischen Einflüssen de-facto so gut wie nicht entziehen. \r\nDaher wird eine Szenariodefinition, die eine Verfehlung bestimmter Ziele (z. B. zum EE-Ausbau \r\noder zum Hochlauf der Sektorkopplung) annimmt, kaum politisch akzeptabel sein. Dies gilt zu\u0002mindest, soweit ein solches Szenario das einzige ist, dass der Bedarfsermittlung zugrunde liegt. \r\nNaheliegend ist, dass zur Abbildung der genannten Unsicherheiten – auch bezüglich der Zieler\u0002reichung der energiepolitischen Ziele – mehrere Szenarien definiert werden. In der Regel dürfte \r\nes aber nicht sachgerecht möglich sein, allen so aufgestellten Szenarien eine \r\n14 Vorgaben für den Zuverlässigkeitsstandard enthält Artikel 25 der Elektrizitätsbinnenmarktverordnung.\r\n19\r\nAusgestaltungsvorschlag zu wesentlichen Elementen eines umfassenden \r\nKapazitätsmarkts\r\nEintrittswahrscheinlichkeit zuzuordnen. Dies führt zur Frage, wie aus den verschiedenen, je Sze\u0002nario ermittelten Bedarfen schließlich der eine, konkret zu beschaffende Bedarf ermittelt wird. \r\nHier erscheint der bspw. im Kapazitätsmarkt des Vereinigten Königreichs angewendete „Least\u0002Worst-Regret“-Ansatz sinnvoll, und es wird empfohlen, diesen bei Einführung eines Kapazitäts\u0002markts in Deutschland weiter zu prüfen. Mit diesem Ansatz wird der Wert als Bedarf festgelegt, \r\nder bei Betrachtung aller Szenarien durch eine etwaige Über- oder Unterdimensionierung das \r\ngeringste (least worst) „Bedauern“ (regret) auslöst. Dieses Bedauern kann zum einen darin be\u0002stehen, dass ein bestimmter Bedarf eine Überdimensionierung darstellt und damit ineffizient \r\nhohe Kosten durch Überkapazitäten entstehen. Zum anderen kann das Bedauern darin beste\u0002hen, dass der Zuverlässigkeitsstandard verfehlt wird und zu hohe Kosten aus notwendigem, un\u0002gewolltem Lastabwurf entstehen.\r\nSoweit ein Bedarf und damit also Bedenken hinsichtlich der Angemessenheit der Ressourcen \r\nfestgestellt werden, ist im Rahmen des beihilferechtlichen Genehmigungsverfahren ein Umset\u0002zungsplan zu entwickeln (vgl. Artikel 20 Abs. 3 Elektrizitätsbinnenmarktverordnung) und der \r\nKommission zur Überprüfung vorzulegen (vgl. Artikel 20 Abs. 4 Elektrizitätsbinnenmarktverord\u0002nung). \r\nBei der Entwicklung des Umsetzungsplans müssen, um den festgestellten Bedarf zu decken, u. a. \r\ndie folgenden Maßnahmen in Betracht gezogen werden: die Beseitigung regulatorischer Verzer\u0002rungen, die Aufhebung von Preisobergrenzen, die Einführung einer Funktion für die Knappheits\u0002preisbildung bei Regelarbeit, die Erhöhung der Verbundkapazität und die Verringerung regula\u0002torischer Hindernisse für die Ermöglichung von Eigenerzeugung, Energiespeicherung, Laststeu\u0002erungsmaßnahmen und Energieeffizienz sowie die Sicherstellung der kosteneffizienten und \r\nmarktbasierten Beschaffung von Regelreserve und Systemdienstleistungen. Diese Maßnahmen \r\nsind vor der Einführung eines Kapazitätsmechanismus, bzw. -marktes vorrangig zu prüfen (siehe \r\nArtikel 21 Abs. 1 i. V. m. 20 Abs. 3, siehe auch bereits oben Abschnitt 2.1).\r\nDie Erläuterungen in diesem Abschnitt bisher bezogen sich vor allem auf die Ableitung eines \r\nGesamtkapazitätsbedarf, unabhängig von der Frage, welcher Teil dieser Kapazität (zusätzlich) \r\nbeschafft werden muss. Ausgehend von diesem Gesamtbedarf ist für die tatsächlich auszu\u0002schreibende Menge eine Korrektur, um solche Kapazitäten vorzunehmen, von denen zu erwar\u0002ten ist, dass sie während des Erfüllungszeitraum „sowieso da“ sind. Dies sind zum einen Kapazi\u0002täten, die bereits in früheren Ausschreibungen entsprechend langfristige Verträge erhalten ha\u0002ben. Zum anderen sind dies Kapazitäten, die nicht am Kapazitätsmechanismus teilnehmen, aber \r\neinen Versorgungssicherheitsbeitrag leisten; dies könnten insb. Kapazitäten sein, die aufgrund \r\ndes Erhalts anderer Beihilfen nicht am Kapazitätsmarkt teilnehmen. Diese „sowieso-da-Kapazi\u0002täten“ sind unter Berücksichtigung der entsprechenden de-rating-Faktoren vom Bedarf abzuzie\u0002hen.\r\n20\r\nAusgestaltungsvorschlag zu wesentlichen Elementen eines umfassenden \r\nKapazitätsmarkts\r\n2.6 Zusätzliche lokale Anforderungen bei der Bedarfsbestimmung\r\nDie Überlegungen bis hierher fokussierten auf einen rein durch die gebotszonenbezogene Ver\u0002sorgungssicherheit („resource adequacy“ im Sinne der Elektrizitätsbinnenmarktverordnung) de\u0002terminierten Bedarf. In Deutschland besteht aber angesichts der zumindest mittelfristig fortbe\u0002stehenden Engpässe insbesondere in Nord-Süd-Richtung ein besonderer Bedarf an zusätzlicher \r\nErzeugungsleistung in Süddeutschland. Damit könnte bestehenden Netzengpässen und den da\u0002mit verbundenen (volkswirtschaftlichen) Kosten für Engpassmanagement entgegengewirkt wer\u0002den. Ggf. könnte sich sogar zeigen, dass es ohne expliziten Zubau von Kapazität südlich der \r\nNetzengpässe zu einer Gefährdung der Systemsicherheit kommt (transmission adequacy con\u0002cerns). Diese Form der Gefährdung der Systemsicherheit würde aber in den oben ausführlich \r\nerwähnten europäischen oder auch nationalen Versorgungssicherheitsanalysen keine direkte \r\nBerücksichtigung finden, da diese Analysen auf Ebene der Gebotszonen erfolgen und daher \r\nweitgehend eine Engpassfreiheit innerhalb der Gebotszonen zugrunde legen.\r\nEs ist grundsätzlich denkbar, derartige transmission adequacy concerns durch eine lokale Kom\u0002ponente innerhalb des Kapazitätsmarkts zu adressieren. Es bestehen allerdings Unsicherheiten \r\nbezüglich der rechtlichen Zulässigkeit. Gemäß Elektrizitätsbinnenmarktverordnung und den ein\u0002schlägigen Beihilfeleitlinien der europäischen Kommission dienen Kapazitätsmechanismen der \r\nBeseitigung einer Gefährdung der Versorgungssicherheit im Sinne der resource adequacy. Eine \r\nwie auch immer ausgestaltete, zusätzliche lokale Komponente würde den Wettbewerb im Ka\u0002pazitätsmarkt beeinflussen und könnte insbesondere potenzielle Teilnehmer diskriminieren. Au\u0002ßerdem würde aller Voraussicht nach dadurch die über den Mechanismus insgesamt gezahlte \r\nBeihilfe erhöht werden. Damit dürfte die Einführung einer solchen lokalen Komponenten den \r\nrechtlichen Begründungsaufwand für die Implementierung eines Kapazitätsmarkts deutlich er\u0002höhen. Mangels eindeutiger rechtlicher Regelungen diesbezüglich scheint umgekehrt aber die \r\nrechtliche Zulässigkeit von Komponenten, die transmission adequacy concerns adressieren, \r\nauch nicht von vorneherein ausgeschlossen zu sein. Beihilferechtlich dürfte insoweit entschei\u0002dend sein, dass dargelegt werden kann, dass die Beihilfe primär der Behebung einer Gefährdung \r\nder resource adequacy dient. Würde der ausgeschriebene Bedarf primär mit der Behebung von \r\n→ Aufgrund der bestehenden Nord-Süd-Engpässe in Deutschland sollte die Berücksichti\u0002gung einer lokalen Komponente im Kapazitätsmarkt weiter geprüft werden. Damit \r\nkönnten Anreize für zusätzliche, ggf. engpassentlastende Kapazitäten in Süddeutsch\u0002land gesetzt werden.\r\n→ Allein aus rechtlicher Sicht ist es erforderlich nachzuweisen, dass die über den Kapazi\u0002tätsmarkt beschafften Kapazitäten ganz überwiegend zur Abwendung einer Gefähr\u0002dung der gebotszonenbezogenen Versorgungssicherheit (resource adequacy) dienen. \r\nMögliche transmission adequacy-Anforderungen, also solche, die die Netzstabilität \r\nund die Vermeidung von Engpässen betreffen, sollten bei der Begründung zur Einfüh\u0002rung eines Kapazitätsmarkts nur eine untergeordnete Rolle spielen.\r\n→ Es besteht ein Zusammenhang zwischen einer Argumentation für die Einführung einer \r\nlokalen Komponente und dem Zuschnitt der deutschen Gebotszone. Bei einer Anpas\u0002sung des Gebotszonenzuschnitts würde aus dem „transmission adequacy Problem“ ein \r\n„resource adequacy Problem“. Unangetastet bleiben aber natürlich lokale Anforde\u0002rungen aus Perspektive der Erbringung weiterer Systemdienstleistungen.\r\n→ In einer weiterhin einheitlichen Gebotszone und vorbehaltlich der rechtlichen Be\u0002gründbarkeit bzw. Zulässigkeit gibt es verschiedene Ansätze, um eine lokale Kompo\u0002nente zu implementieren.\r\n21\r\nAusgestaltungsvorschlag zu wesentlichen Elementen eines umfassenden \r\nKapazitätsmarkts\r\ntransmission adequacy-concerns begründet werden, so ist mit unionsrechtlich erheblichen Hür\u0002den bei der Umsetzung zu rechnen. Für den Fall also, dass der auszuschreibende Bedarf primär \r\nmit transmission adequacy-concerns begründet werden müsste, könnte es sich eher anbieten, \r\nzunächst keinen Kapazitätsmarkt, sondern einen Mechanismus zu implementieren, der vorran\u0002gig transmission adequacy concerns adressiert. Nur, falls darüber hinaus (d. h. nach Behebung \r\nder transmission-concerns) noch immer ein Kapazitätsbedarf im Hinblick resource adequacy be\u0002steht, wäre ein zusätzlicher Kapazitätsmechanismus erforderlich. Insgesamt bestehen hier aber \r\nRechtsunsicherheiten, die eine eindeutige Empfehlung erschweren. Die möglichen Rechtsunsi\u0002cherheiten werden in einem Deep-Dive zur Berücksichtigung einer lokalen Komponente in einem \r\nKapazitätsmarkt vertieft erläutert.\r\nSollte eine lokale Komponente auch in einer weiterhin einheitlichen deutschen Gebotszone \r\nrechtlich über Netzsicherheitsanforderungen begründet werden können, so gibt es unterschied\u0002liche Ansätze, diese lokale Komponente im Rahmen der Beschaffung zu implementieren. Diese \r\nwerden unten noch näher beschrieben (siehe in Abschnitt 2.8 „Beschaffung“).\r\n2.7 Verfügbarkeitsverpflichtung und -kontrolle\r\nWie oben beschrieben, gehen die Kapazitätsanbieter eine Verfügbarkeitsverpflichtung für \r\nKnappheitssituationen während des Erfüllungszeitraums ein. Es wird empfohlen, diese Anforde\u0002rung auf die sogenannte de-rated capacity (zu den Details des De-Ratings s. oben) zu beziehen. \r\nEine 100-MW Anlage mit einem de-rating-Faktor von 0,8 wäre dann verpflichtet, eine Leistung \r\nvon 80 MW sicher während einer tatsächlichen Knappheitssituation zu aktivieren. Eine Nichter\u0002füllung der Verpflichtung wird mit einem Pönale belegt (zur Kontrolle der Erfüllung s. weiter \r\nunten). Dieser Ansatz stellt sicher, dass die Summe der Verfügbarkeitsverpflichtungen (in MW) \r\ndem ermittelten Kapazitätsbedarf in Knappheitssituationen entspricht.\r\nDer de-rating-Faktor drückt die statistische Verfügbarkeit einer Anlage aus. An einem verein\u0002fachten Beispiel anhand einer ideal steuerbaren Anlage veranschaulicht, bedeutet ein de-rating\u0002Faktor von 0,8, dass eine Anlage durchschnittlich / im Erwartungswert zu 80 % der Zeit voll ver\u0002fügbar ist und zu 20 % von einem (Voll-)Ausfall betroffen ist. Dies bedeutet aber auch, dass im \r\nkonkreten Knappheitsfall die Anlage entweder voll verfügbar ist – und damit ihre \r\n→ Eine physische Verfügbarkeitskontrolle mit Pönalisierung bei Nicht-Erfüllung scheint \r\nempfehlenswert.\r\n→ Die Verfügbarkeitsanforderung bezieht sich dabei auf „de-rated capacity“. Ein kurzfris\u0002tiger Sekundärhandel ist zum Ausgleich zwischen statistischer und konkreter Verfüg\u0002barkeit wichtig.\r\n→ Als Auslöser für die Verfügbarkeitskontrolle erscheint der auch im belgischen Kapazi\u0002tätsmarkt verfolgte Preisauslöser grundsätzlich empfehlenswert.\r\n→ Bei der Festlegung der Höhe der Pönale ist zu berücksichtigen, dass durch den Mecha\u0002nismus der Verfügbarkeitskontrolle ein relevantes Pönalenrisiko auch bei nicht schuld\u0002haftem Verhalten der Anbieter verbleibt. Daher könnte ein gestaffeltes Pönale, die bei \r\nwiederholter Nichterfüllung ansteigt, sinnvoll sein.\r\n→ Zusätzlich sollten Testabrufe zur Verfügbarkeitskontrolle möglich sein. Allerdings ist \r\nhier ein sparsamer Einsatz mit einem engen Korsett bezüglich der Modalitäten der Aus\u0002führung (Vorlaufzeiten, Häufigkeiten, etc.) zu empfehlen. Die Frage der Kostentragung \r\nvon Testabrufen ist noch vertiefter zu prüfen.\r\n22\r\nAusgestaltungsvorschlag zu wesentlichen Elementen eines umfassenden \r\nKapazitätsmarkts\r\nVerfügbarkeitsverpflichtung übererfüllt – oder gar nicht verfügbar ist – und damit ihre Verfüg\u0002barkeitsverpflichtung nicht erfüllen kann, ohne damit aber zwangsläufig übermäßig unzuverläs\u0002sig zu sein. Daher ist bei einer solchen Konkretisierung der Verfügbarkeitsverpflichtungen wich\u0002tig, dass ein kurzfristiger Sekundärhandel mit Verfügbarkeitsverpflichtungen möglich ist, der ei\u0002nen Ausgleich zwischen statistischer und konkreter Verfügbarkeit im Einzelfall erlaubt. Dieser \r\nSekundärhandel (s. auch Abschnitt2.8) erlaubt, dass sich Kapazitätsanbieter zur Erfüllung einer \r\nkonkreten Verfügbarkeitsanforderung auch der Verfügbarkeit anderer Kapazitäten bedienen \r\nkönnen. Hierzu bieten Anlagen, die im konkreten Erfüllungsfall eine höhere Kapazität verfügbar \r\nmachen können als sie selbst Verfügbarkeitsverpflichtung zu erfüllen haben, diese „überschüs\u0002sige“ Kapazität an, die dann wiederum von Kapazitätsanbietern – oder ggf. auch Anlagen außer\u0002halb des Kapazitätsmarkt (s. dazu ebenfalls in Abschnitt 2.8) mit geringerer Kapazität nachge\u0002fragt werden. Allerdings ist in der einzelnen Knappheitssituation selbst nicht sichergestellt ist, \r\ndass die durchschnittliche Verfügbarkeit aller Anlagen zu dem Zeitpunkt der Knappheitssituation \r\nder statistischen Verfügbarkeit gemäß der de-rating-Faktoren entspricht, denn die statistische \r\nVerfügbarkeit entspricht der durchschnittlichen Verfügbarkeit bei Betrachtung viele Zeitpunkte. \r\nDaher kann – auch ohne schadhaftes Verhalten der Kapazitätsanbieter – regelmäßig der Fall \r\neintreten, dass selbst über den Sekundärhandel nicht alle Verfügbarkeitsverpflichtungen erfüllt \r\nwerden können. Dies ist bei der Festlegung der Pönalenhöhe zu berücksichtigen.\r\nBezüglich der Kontrolle der Verfügbarkeit wird eine physische Kontrolle vorgeschlagen, d. h. \r\neine Überprüfung, ob die Anlage die verpflichtete Kapazität tatsächlich eingesetzt hat. Im belgi\u0002schen Kapazitätsmarkt wird hierzu ein Mechanismus basierend auf einem Preis-Auslöser ange\u0002wendet, der diejenigen Zeitbereiche determiniert, in denen die Verfügbarkeit überprüft wird. \r\nDieser Ansatz erscheint auch für die Anwendung in Deutschland geeignet und sollte daher wei\u0002ter geprüft werden. \r\nBei dem belgischen Ansatz wird zunächst ex-ante ein Preis festgelegt. Steigt der Preis am Refe\u0002renzmarkt (z. B. Day-Ahead-Markt) über diesen Preis, dann sind die Anlagen verpflichtet, ihre \r\nVerfügbarkeit nachzuweisen. Dies kann insbesondere durch eine tatsächliche Aktivierung der \r\nKapazität erfolgen. Um ineffiziente Einsatzanreize zu vermeiden, sollte Anlagen, deren Einsatz\u0002kosten oberhalb des Auslösepreises liegen, die Möglichkeit gegeben werden, vorab einen indi\u0002viduellen, höheren Auslösepreis zu benennen.15 Um Anreize für missbräuchliches Verhalten zu \r\nvermeiden, sollten solche Anlagen vermehrt Testabrufen unterzogen werden (s. dazu im Fol\u0002genden). Solches Verhalten könnte darin bestehen, dass z. B. Anlagenbetreiber mit besonders \r\nniedriger Verfügbarkeit sich durch Nennung eines besonders hohen Auslösepreises der Verfüg\u0002barkeitsprüfung versuchen zu entziehen.\r\nTestabrufe, bei denen Kapazitätsanbieter außerhalb von Knappheitssituationen zufällig und mit \r\neher kurzem Vorlauf zum Nachweis der Verfügbarkeit ihrer Anlage durch Aktivierung der Kapa\u0002zität aufgerufen werden, sind ein ohnehin weiteres empfehlenswertes Element der Verfügbar\u0002keitskontrolle. Aufgrund der mit Testabrufen verbundenen Kosten und weiteren unerwünsch\u0002ten Marktrückwirkungen wird allerdings ein sparsamer Einsatz von Testabrufen mit einem eher \r\nengen Korsett bezüglich der Modalitäten der Ausführung (Vorlaufzeiten, Häufigkeiten, Umgang \r\nmit Revisionszeiträumen, etc.) empfohlen. Zur oben erwähnten Vermeidung von missbräuchli\u0002chem Verhalten im Zusammenhang mit der Festlegung des Auslösepreises für die Verfügbar\u0002keitsprüfung, könnte vorgesehen werden, dass Anlagen mit einem individuell gesetzten, höhe\u0002ren Auslösepreis häufig Testabrufen ausgesetzt werden.\r\n15 Ein Einsatz der Anlagen für Regelleistungsvorhaltung ist ebenfalls zu adressieren.\r\n23\r\nAusgestaltungsvorschlag zu wesentlichen Elementen eines umfassenden \r\nKapazitätsmarkts\r\nTestabrufe können bei den Anbietern erhebliche Kosten auslösen, wie etwa das Beispiel eines \r\nstromintensiven Industriebetriebs zeigt, der aufgrund von Testabrufen seine Produktion außer\u0002halb einer Knappheitssituation (bei der wegen hoher Strompreise die Profitabilität ohnehin ein\u0002geschränkt wäre) unterbrechen muss. Es stellt sich deshalb die Frage, wer die Kosten von Test\u0002abrufen tragen sollte. Hier besteht weiterer Prüfungsbedarf, da sowohl eine Kostentragung \r\ndurch den Anbieter, die z. B. im belgischen Kapazitätsmechanismus umgesetzt ist, wie auch eine \r\nErstattung der einem Anbieter durch den Testabruf entstehenden Kosten Vor- und Nachteile \r\nhat. \r\n2.8 Beschaffung und Sekundärhandel\r\nDie Beschaffung im umfassenden Kapazitätsmarkt erfolgt über Ausschreibungen / Auktionen. \r\nDies ist zum einen der beihilferechtlich vorgesehene Regelfall, von dem nur unter engen Voraus\u0002setzungen abgewichen werden darf,16 und ist auch aus ökonomischer Sicht im Hinblick auf das \r\nZiel einer allokativ effizienten Beschaffung empfehlenswert. Hierfür erscheinen grundsätzlich \r\n16 In der Elektrizitätsbinnenmarktverordnung ist lediglich allgemeiner vorgeschrieben, dass sowohl Kapazitätsanbieter als auch Ver\u0002gütung in einem (transparenten, diskriminierungsfreien und) wettbewerblichen Verfahren ausgewählt bzw. bestimmt werden müs\u0002sen, siehe Artikel 22 Abs. 1 lit. d und lit. f.\r\n→ Auktionen sind für die Beschaffung in Kapazitätsmärkten üblich und auch aus rechtli\u0002chen wie energiewirtschaftlichen Gründen für einen möglichen Kapazitätsmarkt in \r\nDeutschland zu empfehlen\r\n→ Dynamische Auktionen (descending clock) erscheinen vorteilhaft, insbesondere auf\u0002grund einer hohen Relevanz des „Winner‘s Curse“-Problems. Der konkrete zeitliche \r\nAblauf der Durchführung mehrerer Runden der dynamischen Auktion ist noch zu kon\u0002kretisieren und dann die Umsetzbarkeit zu plausibilisieren.\r\n→ Die Beschaffung sollte gestaffelt mit unterschiedlichen Vorlaufzeiten erfolgen. Dabei \r\nsollte jedenfalls eine Beschaffung mit einer einjährigen Vorlaufzeit und eine mit einer \r\nlängeren Vorlaufzeit von z. B. vier Jahren oder mehr erfolgen. Der letztere Zeitraum \r\nsollte noch mit der endgültigen Festlegung der Präqualifikationsanforderungen für \r\nNeuanlagen koordiniert werden.\r\n→ Es wird die Anwendung einer preiselastischen Nachfragekurve empfohlen. Hierdurch \r\nwird auch ein Höchstpreis eingeführt über dessen Wert keine Gebote zugeschlagen \r\nwerden.\r\n→ Eine eindeutige Empfehlung bzgl. der Einführung eines differenzierten Höchstpreises \r\nfür Bestandsanlagen gibt es nicht. Hier besteht ein Trade-Off zwischen der Möglichkeit \r\nzur Renditeabschöpfung und dem mit differenzierten Höchstpreisen verbundenen Ri\u0002siko für die allokative Effizienz und Schaffung von Missbrauchsanreizen.\r\n→ Ein Sekundärhandel sowohl für den langfristigen Zeithorizont (dauerhafte Übernahme \r\nder Verfügbarkeitsverpflichtung durch andere präqualifizierte Anbieter) als auch kurz\u0002fristig (Erfüllung einer konkreten Verfügbarkeitsanforderung durch eine andere Kapa\u0002zität) ist empfehlenswert. Dabei sollte auch bilateraler Handel zugelassen werden.\r\n→ Wird der Nutzen aus einer koordinierten Beschaffung mit anderen Systemdienstleis\u0002tungen als hoch angesehen, dann sollte vor allem die ein Wettbewerbs-Bonus/Malus \r\ngeprüft werden, der zusätzlichen Nutzen bestimmter Kapazitäten im Hinblick auf die \r\nBeschaffung anderer Systemdienstleistungen internalisiert.\r\n24\r\nAusgestaltungsvorschlag zu wesentlichen Elementen eines umfassenden \r\nKapazitätsmarkts\r\ndynamische Auktionen (descending clock auction) vorteilhaft, insbesondere da bei der Aus\u0002schreibung der Kapazitätsprodukte das aus der Auktionstheorie bekannte „Winner’s Curse“-\r\nPhänomen auftreten könnte. Dieser bedeutet, dass der Gewinner einer Auktion den Zuschlag \r\ndeshalb bekommt, weil er den sog. „common value“ zu hoch oder zumindest höher einschätzt \r\nals die Mitbewerber und deshalb ex post mit dem Auktionsergebnis unzufrieden ist. Als common \r\nvalue wird ein gemeinsamer Wert auf dessen Schätzung die Gebote der Bieter zumindest teil\u0002weise beruhen. Im Falle des Kapazitätsmarkts ist dies die Schätzung der grundsätzlichen Strom\u0002preisentwicklung, die für alle Bieter relevant ist. In Ausschreibungssituationen mit einem rele\u0002vanten Winner’s-Curse-Phänomen können dynamische Auktionen Vorteile gegenüber Ein-Run\u0002den-Auktionen bieten. Allerdings wäre bei einer weiteren Detailausarbeitung des Kapazitätsme\u0002chanismus der konkrete zeitliche Ablauf der Durchführung mehrerer Runden der dynamischen \r\nAuktion noch zu konkretisieren und dann die Umsetzbarkeit zu plausibilisieren. Außerdem ist zu \r\nbeachten, dass dieses Auktionsformat zwar in der internationalen Praxis der Kapazitätsmärkte \r\ndurchaus üblich ist, allerdings auch in manchen Märkten von diesem Auktionsformat wieder \r\nAbstand genommen wurde, da Nachteile bezüglich der Anreize zu strategischen Gebotsverhal\u0002ten als dominant eingeschätzt wurden.\r\nWie oben erläutert, sollte die Beschaffung zeitlich gestaffelt werden, um unterschiedliche Vor\u0002laufzeiten zwischen Ausschreibung und Beginn des Erfüllungszeitraums zu ermöglichen. Dabei \r\nwird ein Teil des Bedarfs ausschließlich in der kurzfristigeren Ausschreibung ausgeschrieben. \r\nBezüglich des zu beschaffenden Bedarfs sollte zudem eine preiselastische Nachfragekurve vor\u0002gesehen werden, bei der die Kapazitätsnachfrage steigt, wenn die Gebotspreise sinken. Dies bil\u0002det den engen Zusammenhang zwischen Bedarfsermittlung und Festlegung des Zuverlässigkeits\u0002standards ab. Denn bei der Festlegung des Zuverlässigkeitsstandards sind Annahmen zu den \r\nKosten zusätzlicher Kapazitäten zutreffen. Je niedriger diese angesetzt werden, desto höher ist \r\nder Zuverlässigkeitsstandard, da „mehr“ Versorgungssicherheit günstiger zu erreichen scheint. \r\nMit höherem Zuverlässigkeitsstandard steigt auch der Kapazitätsbedarf. In den Ausschreibun\u0002gen werden aber – Wettbewerb vorausgesetzt – die tatsächlichen Kosten für zusätzliche Kapa\u0002zitäten transparent. Zeigt sich dabei, dass diese Kosten höher sind als die geschätzten, wäre also \r\neigentlich ein niedriger Zuverlässigkeitsstandard und damit ein niedrigerer Bedarf anzusetzen \r\ngewesen. Dies kann über die preiselastische Nachfragekurve abgebildet werden.\r\nKeine eindeutige Empfehlung ist zum jetzigen Zeitpunkt bezüglich der Einführung differenzierter\r\nGebotshöchstpreise für Bestandsanlagen in der Ausschreibung möglich. Diese werden in beste\u0002henden Kapazitätsmärkten häufig vorgesehen, um damit eine Renditeabschöpfung bei Be\u0002standsanlagen zu erreichen. Die konkreten Ausgestaltungsbeispiele weisen allerdings ein rele\u0002vantes Risiko auf, die allokative Effizienz der Beschaffung zu verschlechtern, und können zudem \r\nunerwünschte Missbrauchs-/Umgehungsanreize setzen. Hier besteht daher noch weiterer Ana\u0002lysebedarf.\r\nBezüglich der Implementierung einer lokalen Komponente – soweit rechtlich umsetzbar – sind \r\nverschiedene Ansätze denkbar. Sowohl die Vorgabe lokaler Kernanteile wie auch ein standort\u0002abhängiger Wettbewerbsbonus sind grundsätzlich möglich:\r\n▪ Bei lokalen Kernanteilen würde in der Ausschreibung vorgegeben, dass mindestens ein de\u0002finierter Anteil des Gesamtbedarfs in einer vorgegebenen Region gedeckt werden muss. Da\u0002bei können auch Kernanteile für mehrere Regionen definiert werden. Zur möglichst effekti\u0002ven Deckung eines zuvor ermittelten Transmission-Adequacy-Bedarfs erscheint dieser An\u0002satz grundsätzlich gut geeignet. Er erfordert, dass zusätzlich zu den ohnehin im Kapazitäts\u0002markt zu ermittelnden De-Rating-Faktoren auch weitere Transmission Adequacy bezogene \r\n25\r\nAusgestaltungsvorschlag zu wesentlichen Elementen eines umfassenden \r\nKapazitätsmarkts\r\nDe-Rating-Faktoren ermittelt werden. Eine derartige Umsetzung könnte dazu führen, dass \r\nes zur Erfüllung des vorgegebenen Transmission-Adequacy-Bedarfs zu einer Übererfüllung \r\ndes Resource-Adequacy-Bedarfs kommt und somit die rechtliche Umsetzbarkeit des Ansat\u0002zes erschweren. Dies dürfte aber letztlich für jede Umsetzungsvariante gelten, die einen \r\nvorgegeben Transmission-Adequacy-Bedarf sicher decken soll.\r\n▪ Beim Wettbewerbsbonus wird die Gebotsreihung für die Ermittlung der Zuschläge im Rah\u0002men der Kapazitätsmarktausschreibung beeinflusst. Gebote an netztechnisch günstigen \r\nStandorten erhalten einen Bonus (bzw. einen Malus an ungünstigen Standorten). Der Wett\u0002bewerbsbonus beeinflusst nur die Gebotsreihung und damit die Zuschlagsentscheidung, \r\nnicht aber direkt die spätere Kapazitätszahlung, die weiterhin auf Basis des eigentlichen Ge\u0002bots ermittelt wird. Die Höhe des Bonus könnte sich an in den Geboten ansonsten nicht \r\nabgebildeten Systemintegrationskostenunterschieden zwischen Anlagen an verschieden \r\nStandort orientieren und dies damit internalisieren. Die Anwendung eines Wettbewerbsbo\u0002nus ist insbesondere deswegen attraktiv, da durch diesen Ansatz die allokative Effizienz der \r\nKapazitätsbeschaffung verbessert werden könnte. Diese könnte wiederum auch die rechtli\u0002che Umsetzbarkeit vereinfachen. Der Wettbewerbsbonus wirkt aber „ergebnisoffen“: Ein in \r\neiner bestimmten Höhe vorliegender Transmission-Adequacy-Bedarf könnte somit nicht si\u0002cher gedeckt werden und würde ggf. weitere Instrumente erfordern. \r\nDie konkrete Auswahl hängt von der genaueren Formulierung des Ziels der lokalen Komponen\u0002ten auch in Verbindung mit der rechtlichen Begründung ab. Eine nähere Beschreibung der beiden \r\ngenannten Ansätze erfolgt in einem entsprechenden Deep-Dive zur lokalen Komponente.\r\nWird der Nutzen aus einer koordinierten Beschaffung von Kapazitäten/Verfügbarkeitsverpflich\u0002tungen mit der Beschaffung anderer Systemdienstleistungen als hoch angesehen, dann er\u0002scheint hier insbesondere ein Wettbewerbsbonus/-malus innerhalb der Kapazitätsausschrei\u0002bung prüfenswert. Über den Bonus könnte der Nutzen, den bestimmte Kapazitäten im Hinblick \r\nauf die Erbringung anderer Systemdienstleistungen erbringen können, internalisiert werden.\r\nSekundärhandel\r\nWie eingangs bei der Darstellung der rechtlichen Anforderung bereits erläutert, ist im Kapazi\u0002tätsmarkt nach der Elektrizitätsbinnenmarktverordnung zwingend die Möglichkeit vorzusehen, \r\nKapazitätsverpflichtungen zwischen den berechtigten Kapazitätsanbietern übertragen zu kön\u0002nen (siehe Artikel 22 Abs. 3 lit. c). Die Verordnung macht keine weiteren, detaillierten Vorgaben \r\nfür den Sekundärhandel, insbesondere definiert sie nicht, wie der Kreis der „berechtigten“ Ka\u0002pazitätsanbieter zu ziehen ist und ob ggf. grundsätzlich berechtigte Kapazitätsanbieter nach be\u0002stimmten, z. B. technischen Kriterien differenziert behandelt werden dürfen. Welche konkrete \r\nAusgestaltung des Sekundärhandels rechtlich zwingend ist, kann daher nicht klar benannt wer\u0002den. Es ist aber jedenfalls empfehlenswert, einen Sekundärhandel vorzusehen. Dabei sollte mit \r\nBlick auf die zuvor angesprochene Voraussetzung der Berechtigung gewährleistet werden, dass \r\nmögliche bzw. rechtlich zulässige Zusatzleistungen, die im Rahmen der Ausschreibung aus\u0002schlaggebend sind (z. B. im Hinblick auf den Standort der Anlage oder die Erbringung von Sys\u0002temdienstleistungen aber auch den De-Rating-Faktoren) von der übernehmenden Anlage jeden\u0002falls in gleichwertiger Form erfüllt werden. In zeitlicher Hinsicht empfiehlt es sich, sowohl einen \r\nlangfristigen als auch kurzfristigen Zeithorizont zu berücksichtigen: \r\n▪ Der langfristige Zeithorizont meint hier die Möglichkeit, dass Kapazitätsanbieter, die einen \r\nZuschlag im Kapazitätsmarkt erhalten haben, ihre Kapazitätsverpflichtung dauerhaft an ei\u0002nen anderen Anbieter mit einer entsprechend präqualifizierten Anlage übertragen können. \r\nDie Übernahme der Verpflichtung muss leistungsäquivalent unter Berücksichtigung des De-\r\n26\r\nAusgestaltungsvorschlag zu wesentlichen Elementen eines umfassenden \r\nKapazitätsmarkts\r\nRating-Faktors und ggf. unter Berücksichtigung weiterer Zusatzleistungen, die im Rahmen \r\nder Ausschreibung ausschlaggeben waren (s. oben) der jeweiligen Anlagen erfolgen. Es ist \r\nhier denkbar, dass dieser langfristige Handel sowohl über Plattformen standardisiert (ggf. \r\nzentral organisiert) als auch bilateral erfolgt. Ein bilateraler Handel sollte aber jedenfalls er\u0002möglicht werden; jeder Übergang von Kapazitätsverpflichtungen muss allerdings zentral er\u0002fasst werden. Mit der Erfassung gehen alle Verpflichtungen aus einem Zuschlag auf den an\u0002deren Anbieter über. Grundsätzlich ist es dann nicht erforderlich, weitere Möglichkeiten zur \r\nRückgabe von Geboten in der Ausgestaltung des Kapazitätsmarkts vorzusehen.\r\n▪ Der kurzfristige Sekundärhandel zielt auf die Möglichkeit ab, dass sich Kapazitätsanbieter \r\nzur Erfüllung einer konkreten Verfügbarkeitsanforderung auch der Verfügbarkeit anderer \r\nAnlagen bedienen können. Dabei geht es um denjenigen Anteil der verfügbaren Kapazitäten \r\nanderer Anbieter, der über der eigenen Verfügbarkeitsverpflichtung der jeweiligen Anlage \r\nliegt (bei Anlagen, die selbst am Kapazitätsmarkt bezuschlagt wurden) bzw. über der bei der \r\nBedarfsfestlegung unter Berücksichtigung des De-Rating angesetzten Kapazität der jeweili\u0002gen Anlagen liegt (bei Anlagen außerhalb des Kapazitätsmarkts, sofern diese am Sekundär\u0002markt teilnehmen können, s. unten). Die Verfügbarkeitsverpflichtung geht dabei dann aber \r\nnicht dauerhaft, sondern nur zeitweise auf einen anderen Kapazitätsanbieter über. Die Mög\u0002lichkeit Über- und Minderverfügbarkeiten im Vergleich zu statistischen, durchschnittlichen \r\nAnlagenverfügbarkeit (De-Rating-Faktor) zwischen Anlagen zu handeln, ist wichtig für einen \r\neffizienten Kapazitätsmechanismus und insbesondere die Erfüllungskontrolle. Die Einbezie\u0002hung auch von Anlagen außerhalb des Kapazitätsmarkts ist hilfreich, um ein ineffizient ho\u0002hes Ponälenrisiko für Kapazitätsanbieter mit Verfügbarkeitsverpflichtungen zu vermeiden. \r\nGleichzeitig kann hierdurch aber ein Effektivitätsrisiko für den Kapazitätsmarkt entstehen, \r\nwenn nur die Überverfügbarkeit, nicht aber auch die zeitgleiche Minderverfügbarkeit von \r\nAnlagen außerhalb des Kapazitätsmarkts am Sekundärmarkt transparent wird. Dieses Effek\u0002tivitätsrisiko ließe sich vermeiden, wenn Minderverfügbarkeiten auch am Sekundärmarkt \r\nals Nachfrage beschafft würden. Dies müsste aber zwangsläufig durch eine zentrale Stelle \r\nerfolgen, was jedenfalls die Komplexität des gesamten Mechanismus weiter erhöht. Der vor \r\ndem Hintergrund der beschriebenen Vor- und Nachteile der beiden Ansätze ist aus fachli\u0002cher Sicht keine klare Empfehlung für einen der Ansätze möglich. Die Entscheidung hängt \r\nunter anderem von der Gewichtung der beiden Bewertungskriterien „Effizienz“ und „Effek\u0002tivität“ ab. Jedenfalls erscheint eine zentrale Registrierung der Übernahme von Kapazitäts\u0002verpflichtungen erforderlich.\r\n2.9 Administration und Entscheidungsmechanismen\r\n→ Administration des Mechanismus erfordert sowohl Energiesystem-Fachwissen und \r\nModellierungskompetenzen als auch politisch-regulatorische Entscheidungen.\r\n→ Ein abgestufter Entscheidungsmechanismus ist denkbar: gesetzliche Grundlage → Aus\u0002gestaltungskompetenz für Regierung/Regulierungsbehörde über Verordnung → De\u0002tailparametrierung durch/in Abstimmung mit Übertragungsnetzbetreibern\r\n→ In der Anlaufphase sollte zusätzlich eine enge Begleitung z. B. durch Sondergutachten \r\nder Monopolkommission erwogen werden. \r\n27\r\nAusgestaltungsvorschlag zu wesentlichen Elementen eines umfassenden \r\nKapazitätsmarkts\r\nDie bisherigen Überlegungen und Vorschläge zur Ausgestaltung eines möglichen umfassenden \r\nKapazitätsmarkts in Deutschland verdeutlichen, dass die Administration des Mechanismus so\u0002wohl Energiesystem-Fachwissen und detaillierte Modellierungskompetenzen, z. B. zur Durch\u0002führung der Bedarfsermittlung auf Basis von quantitativen Versorgungssicherheitsanalysen oder \r\nzur Berechnung von De-Rating-Faktoren, erfordert. Gleichzeitig sind aber auch politisch-regula\u0002torische Entscheidungen für viele Aspekte der weiteren Detailausarbeitung notwendig.\r\nInsofern sind für einen solchen Kapazitätsmechanismus abgestufte Entscheidungsmechanismen \r\ndenkbar. Diese könnten auf der obersten, „hochrangigsten“ Ebene die Schaffung der gesetzli\u0002chen Grundlagen, auf der zweiten eine Ausgestaltungskompetenz für die Regierung bzw. Regu\u0002lierungsbehörde auf dem Verordnungswege und schließlich die Detailparametrierung durch \r\nbzw. in enger Abstimmung mit den Übertragungsnetzbetreibern beinhalten. Dabei wäre für die \r\nDetailparametrierung z. B. ein Vorschlagsrecht für die Übertragungsnetzbetreiber mit einer ab\u0002schließenden Genehmigung durch die Regulierungsbehörde nach Konsultation der Marktpar\u0002teien ein möglicher Weg.\r\nAngesichts der in einem Kapazitätsmarkt nicht auszuschließenden Wettbewerbs-/Marktmacht\u0002probleme sollte zudem in der Anlaufphase zusätzlich eine enge wettbewerbsökonomische und \r\n-rechtliche Begleitung z. B. durch ein Sondergutachten der Monopolkommission erwogen wer\u0002den.\r\n2.10 Refinanzierung\r\nZu diskutieren ist im Zusammenhang mit einem Kapazitätsmechanismus auch ein entsprechen\u0002der Refinanzierungsmechanimus. Für einen zentralen Kapazitätsmarkt kommen dabei unter\u0002schiedliche Optionen in Frage. Auch eine Kombination mehrerer Aufbringungsmechanismen zur \r\nErreichung des notwendigen Refinanzierungsvolumens ist denkbar. Die Vor- und Nachteile ein\u0002zelner Aufbringungsmechanismen sowie deren Kombinierbarkeit mit unterschiedlichen Arten \r\nvon Kapazitätsmechanismen sind im Detail in einer Studie17 zum Effekt von Kapazitätsmechanis\u0002men auf Endverbraucherpreis beschrieben, die von Consentec im Auftrag von 50Hz erstellt \r\nwurde.\r\nAm kompatibelsten mit den in der Studie untersuchten Kriterien (Komplexität, Transformations\u0002anreize, Fairness, soziale Ausgewogenheit, Verteilungseffekte und Steuerung des \r\n17 Abrufbar unter: https://www.50hertz.com/Portals/1/Dokumente/Medien/Pressemitteilungen/2021/Consen\u0002tec_50Hertz.pdf?ver=2021-06-25-102832-150\r\n→ Für einen zentralen Kapazitätsmarkt kommen unterschiedliche Optionen von Aufbrin\u0002gungsmechanismen oder auch die Kombination mehrerer Aufbringungsmechanismen \r\nzur Erreichung des notwendigen Refinanzierungsvolumens in Frage.\r\n→ Eine Refinanzierung über Netztarife oder Steuermittel ist ohne die Einführung eines \r\nneuen Mechanismus möglich. Mit Blick auf die Anreizwirkung sowie die rechtliche Ver\u0002einbarkeit ist eine Refinanzierung über die Netztarife der Finanzierung aus Steuermit\u0002teln vorzuziehen.\r\n→ Eine eigens erhobene (arbeitsbasierte oder dynamische) Umlage erlaubt eine geziel\u0002tere Steuerung der Verteilungswirkungen, die Anreizwirkung für systemdienliches Ver\u0002halten hängt von der Ausgestaltung ab.\r\n28\r\nVerbrauchsverhaltens) erweist sich eine Refinanzierung über Netztarife, welche sich insbeson\u0002dere durch eine geringe Komplexität und eine Kopplung der Kostentragung an die (individuelle) \r\nSpitzenlast der betroffenen Verbraucher auszeichnet. Die Verteilungswirkungen sind in diesem \r\nFall vorgegeben und nur durch Anpassung der gesamten Tarifierungsstruktur veränderbar. Eine \r\n(teilweise) Refinanzierung des Kapazitätsmechanismus über Steuermittel hätte hingegen den \r\nVorteil, Strompreise nicht zu belasten, geht dafür aber mit hohen politischen Hürden einher, \r\ninsbesondere aufgrund der Notwendigkeit der beihilferechtlichen Genehmigung durch die Eu\u0002ropäische Kommission. Die Prüfung beihilferechtlicher Fragen im Hinblick auf Finanzierungsop\u0002tionen war jedoch nicht Gegenstand dieser Studie.\r\nHöhere Freiheitsgrade bezüglich der Ausgestaltung lassen sich bei einer eigens für die Refinan\u0002zierung des Kapazitätsmechanismus erhobenen Umlage erreichen. Entsprechend der Ergebnisse \r\nder Consentec/50Hertz-Studie sind dabei vor allem die Umlage auf den Strombezug (arbeitsba\u0002sierte Umlage) und die dynamische Umlage (z. B. bezogen auf die Residuallast oder das Strom\u0002preisniveau) als relevante Optionen zu nennen. Beide Umlagen ermöglichen eine bessere Steu\u0002erung der Verteilungswirkungen (z. B. bzgl. Entlastungen für besonders sensible Verbraucher) \r\nim Vergleich zur Refinanzierung über Steuermittel oder Netztarife, bringen jedoch einen etwas \r\nhöheren Einrichtungs- und Verwaltungsaufwand mit sich. Bei einer arbeitsbasierten Umlage \r\nwerden Verbraucher mit hohem Strombezug besonders belastet, unabhängig davon, ob dieser \r\nStrombezug zu einem systemweiten Knappheitszeitpunkt auftritt oder nicht. Dagegen können \r\nbei einer dynamischen Umlage je nach Ausgestaltung gezieltere Anreize für ein besonders sys\u0002temdienliches Verhalten im Sinne der Gewährleistung von Versorgungssicherheit erreicht wer\u0002den, die Umsetzung weist jedoch eine etwas höhere Komplexität auf als die der arbeitsbasierten \r\nUmlage.\r\n29\r\nAnhang A - Bedarfsfestlegung in einem umfassenden Kapazitätsmarkt am Beispiel \r\nBelgien\r\nA Bedarfsfestlegung in einem umfassenden Kapazitätsmarkt am \r\nBeispiel Belgien\r\nA.1 Hintergrund\r\nDie Festlegung des Bedarfs, das heißt die Bestimmung der zur Erreichung eines vorgegebenen \r\nZuverlässigkeitsstandards erforderlichen Menge an Kapazitäten, ist zentral für Effizienz und Ef\u0002fektivität des Kapazitätsmarkts. Ist der festgelegte Bedarf zu niedrig, kann eine Verfehlung des \r\nZuverlässigkeitsstandards die Folge sein. Ist der festgelegte Bedarf zu hoch, so kann dies zu un\u0002nötig hohen Kosten für die Kapazitätsvorhaltung führen und auch den sonstigen Strommarkt \r\nunnötig verzerren, was die Folgekosten einer zu hohen Bedarfsfestlegung noch verstärken kann. \r\nSomit kommt der Bedarfsfestlegung eine zentrale Rolle zu.\r\nIn der europäischen Elektrizitätsbinnenmarktverordnung werden unter anderem Grundsätze für \r\ndas Vorgehen bei der Bedarfsfestlegung definiert. Insbesondere ist dort festgelegt, dass die Be\u0002darfsfestlegung auf Basis probabilistischer Modelle erfolgen soll, die den Anforderungen an die \r\neuropäischen Versorgungssicherheitsanalysen (ERAA) genügen müssen (siehe Artikel 24 Abs. 1 \r\ni. V. m. Artikel 23 Abs. 5 Elektrizitätsbinnenmarktverordnung). Auch für das energiewirtschaftli\u0002che Szenario, auf dessen Basis die Bedarfsfestlegung erfolgt, werden Vorgaben gemacht. Aus\u0002gangspunkt für die Bedarfsfestlegung ist gemäß Elektrizitätsbinnenmarktverordnung das ERAA \r\n(siehe Artikel 20 Abs. 1 und 23 Abs. 2 Elektrizitätsbinnenmarktverordnung). Eine zusätzliche, \r\nnationale Versorgungssicherheitsanalyse, die dann zur Grundlage der Bedarfsfestlegung genom\u0002men wird, ist zwar möglich, deren Bedarf muss aber ausführlich erläutert werden, sollte er von \r\nden Ergebnissen des ERAA abweichen. In der nationalen Analyse getroffene, vom ERAA abwei\u0002chende Annahmen sind umfassend zu begründen (siehe etwa Artikel 24 Abs. 3 Elektrizitätsbin\u0002nenmarktverordnung). Zudem ist die nationale Analyse ACER vorzulegen, die bewertet, ob Un\u0002terschiede zwischen der europäischen und nationalen Analyse gerechtfertigt sind (siehe Artikel \r\n24 Abs. 3 Elektrizitätsbinnenmarktverordnung). \r\nDie Bestimmung des Kapazitätsbedarfs wird in der Praxis bestehender Kapazitätsmechanismen \r\nunterschiedlich umgesetzt. Der belgische Kapazitätsmarkt eignet sich besonders als Vorbild für \r\neinen möglichen deutschen Kapazitätsmarkt, da er den aktuellen Anforderungen der Elektrizi\u0002tätsbinnenmarktverordnung entspricht und die Genehmigung des Mechanismus auf Grundlage \r\nder aktuellen geltenden Vorgaben des Sekundärrechts erfolgte. Daher wird im Folgenden das \r\nbelgische Vorgehen zur Bedarfsfestlegung beschrieben. Hierbei liegt der Fokus auf der Ermitt\u0002lung des Gesamtbedarfs. Der über die Ausschreibungen im Kapazitätsmarkt zu beschaffende \r\nBedarf ist in der Regel niedriger, da insb. bereits kontrahierte Kapazitäten und nicht an Aus\u0002schreibungen beteiligte Kapazitäten vom Gesamtbedarf abgezogen werden.\r\nBei der Ermittlung des Kapazitätsbedarfs bestehen zahlreiche Herausforderungen. So sind die \r\nAnnahmen bezüglich der in den Berechnungen zugrunde gelegten Entwicklung von Stromnach\u0002frage / Last, Importkapazitäten und des Kapazitätsmix für die Höhe des ermittelten Bedarfs we\u0002sentlich. Hierzu macht allerdings die Elektrizitätsbinnenmarktverordnung bereits insofern Vor\u0002gaben als sie – wie oben erläutert – vorgibt, dass für die Bedarfsfestlegung auf das energiewirt\u0002schaftliche Szenario aus der europäischen bzw. nationalen Versorgungssicherheitsanalyse Be\u0002zug genommen werden muss. Eine weitere Herausforderung besteht darin, dass der ausgewie\u0002sene und schließlich beschaffte Bedarf in sicher verfügbarer („de-rated“) Kapazität ausgedrückt \r\nwerden muss, während in die Berechnung Kapazitäten mit ihren jeweiligen Nennleistungen ein\u0002gehen. Diese Herausforderung wird mit dem belgischen Ansatz auch im Vergleich zu anderen \r\nKapazitätsmechanismen gut und konsistent gelöst, was ein weiterer Grund dafür ist, dass der \r\n30\r\nAnhang A - Bedarfsfestlegung in einem umfassenden Kapazitätsmarkt am Beispiel \r\nBelgien\r\nbelgische Ansatz ein geeigneter Anknüpfungspunkt für die Umsetzung in Deutschland ist. Auch \r\nist eine Herausforderung, die im belgischen wie auch anderen Mechanismen aus der internati\u0002onalen Praxis derzeit noch nicht umfassend adressiert wird, dass auslegungsrelevante Situatio\u0002nen zukünftig zu unterschiedlichen Zeitpunkten auftreten können. Für z. B. die Situation in \r\nDeutschland könnte man bisher davon ausgehen, dass die für die Versorgungssicherheit beson\u0002ders kritischen Fälle im Winter auftreten. In Zukunft mit einer sich verändernden Struktur der \r\nStromnachfrage und deren Flexibilisierung sowie einem sich ändernden Erzeugungsmix mit z. B. \r\nhohen PV-Anteilen sind aber zusätzlich auch kritische Fälle im Sommer nicht auszuschließen. \r\nDies ist für eine robuste Bedarfsermittlung zu berücksichtigen. Hierzu wird nachfolgend eine \r\nErgänzung zum belgischen Vorgehen vorgeschlagen.\r\nA.2 Vorgehen im belgischen Kapazitätsmarkt\r\nDer Kapazitätsbedarf (hier und nachfolgend im Sinne von „Gesamtbedarf“) ist im belgischen Ka\u0002pazitätsmarkt definiert als die durchschnittliche Last in Knappheitssituationen abzüglich der \r\ndurchschnittlich in Knappheitssituationen nicht versorgten Last zuzüglich der für die Regelre\u0002serve vorzuhaltenden Kapazität. Nachfolgende Abbildung illustriert die beschriebene allgemeine \r\nRechenregel. Die einzelnen Elemente werden im Weiteren erläutert.\r\nBild 0.1 Schematische Darstellung der Ermittlung des Gesamtbedarfs (Target Volume) im \r\nbelgischen Kapazitätsmarkt (Quelle: Elia, CRM Calibration 2026-27, Public Con\u0002sultation)\r\nMit Knappheitssituation sind hier die in Simulationen ermittelten Situationen (simulierte Stun\u0002den) gemeint, in denen die Last bei einem gegebenen Kapazitätsmix nicht gedeckt werden kann. \r\nDie Ermittlung dieser Situationen erfolgt in einem mehrstufigen Vorgehen:\r\n▪ Zu Beginn wird mittels Monte-Carlo-Simulation eine Vielzahl an Lastszenarien generiert. \r\nDiese Szenarien erfüllen dieselben Anforderungen wie die Lastszenarien, die im Rahmen des \r\nERAA für die Versorgungssicherheitsanalyse erzeugt werden. Dies gilt sowohl in Bezug auf \r\ndie Methode als auch hinsichtlich der grundlegenden Annahmen über relevante Fundamen\u0002talparameter, wie die erwartete Entwicklung des Stromverbrauchs und die Zusammenset\u0002zung des Stromverbrauchs. Diese Annahmen können jedoch, wie beschrieben, in begründe\u0002ten Fällen von den Annahmen des ERAA in dieser nationalen Analyse abweichen.\r\n▪ Auf Basis dieser Lastszenarien wird ermittelt, welches Zuverlässigkeitsniveau ausgehend von \r\neinem vorgegebenen Kapazitätsszenario erreicht wird. Hierzu kommen die üblichen \r\n31\r\nAnhang A - Bedarfsfestlegung in einem umfassenden Kapazitätsmarkt am Beispiel \r\nBelgien\r\nprobabilistischen Modelle aus Versorgungssicherheitsanalysen zum Einsatz. Das im Aus\u0002gangspunkt vorgegebene Kapazitätsszenario ist das Referenzszenario der nationalen Ver\u0002sorgungssicherheitsanalyse bzw. des ERAA auf dessen Basis der grundsätzliche Bedarf für\r\neinen Kapazitätsmechanismus festgestellt wurde.\r\n▪ Es ist zu erwarten, dass das initial angenommene Kapazitätsszenario den vorgesehenen Zu\u0002verlässigkeitsstandard nicht erfüllt. Andernfalls wäre kein Bedarf für einen Kapazitätsme\u0002chanismus aus der nationalen oder europäischen Versorgungssicherheitsanalyse hervorge\u0002gangen. Daher wird das Kapazitätsszenario durch Hinzufügen von Kapazität erweitert. Der \r\nMix der hinzugefügten Kapazitäten (z.B. offene Gasturbine, PV-Anlage oder Lastflexibilität) \r\nist ein Freiheitsgrad bei der Parametrierung der Bedarfsfestlegung und Teil der jährlichen \r\nKonsultationen zu diversen Parametern der Kapazitätsbeschaffung in Belgien. Es erscheint \r\nnaheliegend, bei dieser Festlegung die eigene Einschätzung wahrscheinlicher Zuschläge in \r\nden Kapazitätsmarktausschreibungen z. B. auf Basis historischer Ausschreibungsergebnisse \r\noder Technologieentwicklungen zu berücksichtigen. Es sollte allerdings klar sein, dass die \r\nEntscheidung über den Kapazitätsmix das Ergebnis der Bedarfsfestlegung beeinflusst, wie \r\nweiter unten näher erklärt wird. Die Kapazitätserweiterung erfolgt nur im belgischen Markt\u0002gebiet, während die ebenfalls abzubildenden Kapazitäten im Ausland konstant gehalten \r\nwerden.\r\n▪ Auf Basis des erweiterten Kapazitätsszenarios wird erneut eine Versorgungssicherheitsbe\u0002rechnung durchgeführt und das so erreichte Zuverlässigkeitsniveau mit dem vorgegebenen \r\nStandard abgeglichen. Wird dieser weiterhin verfehlt, so wird das Kapazitätsszenario erneut \r\nerweitert. Dies erfolgt iterativ so lange, bis der Zuverlässigkeitsstandard (gerade) erreicht \r\nwird.\r\n▪ Bestandteil der oben beschriebenen Versorgungssicherheitsrechnungen ist eine Monte\u0002Carlo-Simulation einer Vielzahl von Verfügbarkeitsszenarien für die im angenommen Kapa\u0002zitätsszenario enthaltenen Kapazitäten. Diese Verfügbarkeitsszenarien werden dabei mit \r\nden oben erwähnten Lastszenarien kombiniert, um so das erreichte Zuverlässigkeitsniveau \r\nauszuwerten. So lassen sich auch alle simulierten Situationen ermitteln, in denen die Last \r\nnicht gedeckt werden kann. Diese Situationen mit einer simulierten Lastunterdeckung wer\u0002den als Knappheitssituation im obigen Sinne verstanden.\r\nIn die eingangs beschriebene Rechenregel geht die durchschnittliche Last in Knappheitssituati\u0002onen ein. Diese ergibt sich nun aus einer Durchschnittsbildung grundsätzlich aller (nationalen) \r\nLastwerte in den wie beschrieben identifizierten Knappheitssituationen. Auch wenn im belgi\u0002schen Mechanismus nicht vorgesehen, wird weiter unten noch erläutert, unter welchen Bedin\u0002gungen in einer logischen Weiterentwicklung der Dimensionierungsregel die Knappheitssituati\u0002onen ggf. zeitlich differenziert werden sollten und dann auch entsprechend dieser Differenzie\u0002rung mehrere „durchschnittliche Lasten“ und in der Folge mehrere Bedarfe ermittelt werden. \r\nVon der durchschnittlichen Last in Knappheitssituationen ist dann die durchschnittlich in Knapp\u0002heitssituationen nicht versorgte Last abzuziehen. Dies lässt sich ebenso aus einer Auswertung \r\naller simulierten Knappheitssituationen ermitteln. Der so ermittelte Wert (Last abzüglich nicht \r\nversorgter Last) entspricht somit der in Knappheitssituationen versorgten Last bzw. der in \r\nKnappheitssituationen verfügbaren Kapazitäten. Da die Nicht-Verfügbarkeiten der Kapazitäten \r\nberücksichtigt sind, handelt es sich also um die „de-rated“ Kapazität, die erforderlich ist, um den \r\nvorgegebenen Zuverlässigkeitsstandard zu erreichen.\r\nIm belgischen Ansatz zur Bedarfsfestlegung wird zu dieser Kapazität schließlich noch die vorzu\u0002haltende Regelreserve (FCR, aFRR und mFRR) hinzuaddiert. Inwieweit es konsistent ist, diesen \r\n32\r\nAnhang A - Bedarfsfestlegung in einem umfassenden Kapazitätsmarkt am Beispiel \r\nBelgien\r\nAufschlag zu berücksichtigen, hängt davon ab, ob dieser Reservebedarf auch auf solche Kraft\u0002werksausfälle ausgelegt ist, die im de-rating-Faktor, wie er bei der Beschaffung verwendet wird, \r\nberücksichtigt sind. Sollte dies der Fall sein, so wäre die zusätzliche Berücksichtigung des Reser\u0002vebedarfs an dieser Stelle eine „Doppelzählung“ von Nicht-Verfügbarkeiten und somit inkonsis\u0002tent.\r\nA.3 Mögliche Erweiterung auf unterschiedliche Arten von Knappheitssituati\u0002onen\r\nOben wurde erwähnt, dass es – anders als derzeit im belgischen Kapazitätsmarkt vorgesehen –\r\nsinnvoll sein kann, mehrere, zeitlich differenzierte Kapazitätsbedarfe abzuleiten. Dies ist dann \r\nzu empfehlen, wenn an der Beschaffung Kapazitäten teilnehmen, die zeitabhängige De-Rating\u0002Faktoren aufweisen. Dies dürfte z. B. bei Wind- und PV-Anlagen der Fall sein, deren Verfügbar\u0002keit eine Abhängigkeit von der Jahreszeit und mindestens bei PV-Anlagen zudem eine Abhän\u0002gigkeit von der Tageszeit aufweist. De-Rating-Faktoren sollen den Beitrag beschreiben, den An\u0002lagen eines bestimmten Typs zur Versorgungssicherheit leisten können. Sind in der über das \r\noben beschriebene Vorgehen ermittelten Menge an Knappheitssituationen nun Situationen zu \r\nbspw. unterschiedlichen Jahres- oder Tageszeiten enthalten, lässt sich z. B. für Wind- und PV\u0002Anlagen kein einheitlicher De-Rating-Faktor mehr ermitteln bzw. würde die Güte des ermittel\u0002ten De-Rating-Faktors abnehmen, wenn dennoch ein einheitlicher, zeitunabhängiger De-Rating\u0002Faktor festgelegt wird. Dies hätte entsprechend negative Folgen für die Effektivität und Effizienz \r\ndes Kapazitätsmechanismus. \r\nIn einem solchen Fall wäre eine Differenzierung der Menge der ermittelten Knappheitssituatio\u0002nen nach Situationen z. B. im Winter und Sommer sowie in Tag- und Nachtstunden vorzuneh\u0002men. Innerhalb dieser Teilmengen wiederum kann dann der Bedarf ansonsten nach dem wie \r\noben beschriebenen Vorgehen ermittelt werden. Damit ergeben sich je nach Grad der Differen\u0002zierung mehrere Bedarfe, die allerdings gemeinsam in einem kombinatorischen Ausschrei\u0002bungsverfahren beschafft werden sollten. Dabei sind dann auch differenzierte De-Rating-Fakto\u0002ren für die relevanten Technologien anzusetzen. \r\nOb differenzierte Bedarfe ermittelt werden sollten, hängt also davon ab, welche Knappheitssi\u0002tuationen ermittelt werden (lägen diese alle in Abendstunden im Winter, so wäre vermutlich \r\nkeine Ermittlung mehrerer Bedarfe erforderlich). Dabei ist zu beachten, dass die ermittelten \r\nKnappheitssituationen – und damit die Frage nach der Ermittlung zeitlich differenzierter Bedarfe \r\n– abhängig vom zugrundegelegten Kapazitätsszenario sind. So würde etwa ein Szenario mit ho\u0002hem PV-Anteil tendenziell die Wahrscheinlichkeit für das Auftreten von Knappheitssituationen \r\nim Sommer reduzieren. Tritt dann aber die im Kapazitätsszenario angenommene Entwicklung \r\nbezüglich der PV-Erzeugung nicht ein, könnte dies dazu führen, dass bei der Bedarfsfestlegung \r\nkritische Sommerfälle „übersehen“ werden, was ein Effektivitätsrisiko für den Kapazitätsmecha\u0002nismus darstellen kann.\r\n33\r\nAnhang B - Ausgestaltungsoptionen für eine lokale Komponente\r\nB Ausgestaltungsoptionen für eine lokale Komponente\r\nB.1 Hintergrund\r\nIn Deutschland besteht angesichts der zumindest mittelfristig fortbestehenden Engpässe insbe\u0002sondere in Nord-Süd-Richtung voraussichtlich ein besonderer Bedarf an zusätzlicher Erzeu\u0002gungsleistung in Süddeutschland. Ggf. könnte sich sogar zeigen, dass es ohne expliziten Zubau \r\nvon Kapazität südlich der Netzengpässe zu einer Gefährdung der Systemsicherheit kommt (Be\u0002denken im Hinblick auf Transmission Adequacy). Diese Form der Gefährdung der Systemsicher\u0002heit würde aber in den als Grundlage für einen Kapazitätsmechanismus unionsrechtlich gefor\u0002derten Versorgungssicherheitsanalysen keine direkte Berücksichtigung finden, da diese Analy\u0002sen auf Ebene der Gebotszonen erfolgen und eine Fiktion der Engpassfreiheit innerhalb der Ge\u0002botszonen zugrunde legen. \r\nEs ist denkbar, wie im Hauptbericht erläutert, derartige Transmission-Adequacy-Bedenken \r\ndurch eine lokale Komponente innerhalb des Kapazitätsmarkts zu adressieren. Dieses Ergän\u0002zungspapier beschreibt drei mögliche Optionen zur konkreten Umsetzung einer solchen lokalen \r\nKomponente innerhalb eines umfassenden Kapazitätsmarkts:\r\n▪ Zugangsvoraussetzung (Abschnitt B.2)\r\n▪ Regionale Kernanteile (Abschnitt B.3)\r\n▪ Wettbewerbsbonus (Abschnitt B.4)\r\nWie im Hauptbericht dargelegt, bestehen Unsicherheiten bezüglich der Vereinbarkeit einer lo\u0002kalen Komponente im Rahmen eines Kapazitätsmechanismus mit den Vorgaben des Unions\u0002rechts. Diese rechtlichen Fragen sind grundsätzlich nicht Gegenstand dieses Ergänzungspapiers. \r\nEs enthält an einzelnen Stellen jedoch Hinweise, inwieweit bestimmte Aspekte einzelner Optio\u0002nen die rechtliche Vereinbarkeit eher erschweren oder erleichtern könnten.\r\n34\r\nAnhang B - Ausgestaltungsoptionen für eine lokale Komponente\r\nB.2 Zugangsvoraussetzung\r\nEine lokale Komponente im Sinne von Zugangsvoraussetzungen meint im vorliegenden, dass An\u0002lagen an bestimmten Standorten im Hinblick auf die netztechnische Wirkung entweder der Zu\u0002gang zum Kapazitätsmechanismus unmittelbar verwehrt wird oder umgekehrt der Zugang nur \r\nAnlagen an bestimmten Standorten gewährt wird. \r\nDieser Ansatz wird im Folgenden am Beispiel der sogenannten „Grid Constraints“ als ein Be\u0002standteil des beihilferechtlich genehmigten belgischen Kapazitätsmarkt erläutert. Grundsätzlich \r\nist der Rückgriff auf eine unter dem derzeit gültigen Rechtsrahmen bereits genehmigte Ausge\u0002staltungsoption vorteilhaft, weil dies rechtliche Unsicherheiten reduziert. Dies setzt freilich vo\u0002raus, dass die Ausgestaltungsoption überhaupt geeignet ist, den konkreten Bedarf und die Ur\u0002sachen für eine lokale Komponente in Deutschland zu adressieren, was im Folgenden ebenfalls \r\ndiskutiert wird.\r\nIm belgischen Kapazitätsmarkt können Anlagen aufgrund netzbedingter Gegebenheiten von der \r\nVergabe von Kapazitätsverträgen ausgeschlossen werden bzw. in der Ausschreibung keinen Zu\u0002schlag erhalten. Diese Beschränkung bezieht sich in Belgien ausschließlich auf Neuanlagen, \r\nwenn deren Errichtung an bestimmten Standorten geplant ist, bzw. auf eine Kombination von \r\nNeuanlagen an bestimmten Standorten. Der belgische Übertragungsnetzbetreiber ELIA ermit\u0002telt hierfür im Vorfeld der eigentlichen Ausschreibung ausgehend von der Information über \r\nmögliche/geplante Neuanlagen und die dafür geplanten Standorte/Netzverknüpfungspunkte, \r\nwelche potenziellen Zuschläge und denkbaren Zuschlagskombinationen aus solchen Anlagen \r\nnetztechnisch verträglich sind. Nur solche Zuschläge bzw. Zuschlagskombinationen werden in \r\nder späteren Ausschreibung zugelassen – neben dem stets zugelassenen Zuschlag von Bestands\u0002anlagen und solchen geplanten Neuanlagen, die bereits eine früher erteilte Neuanschlusszusage \r\nvorweisen können.\r\nGeplante Neuanlagen oder Kombinationen von Neuanlagen, die aufgrund ihres Standorts (ggf. \r\nin Verbindung mit der geplanten Anschlussleistung) netztechnische Probleme verursachen, wer\u0002den ausgeschlossen. Der Ausschluss bestimmter möglicher Gebote bzw. des Zuschlags bestimm\u0002ter Kombinationen von Geboten wird als „Grid Constraint“ bezeichnet. Folgende Abbildung zeigt \r\nexemplarisch eine fiktive Grid-Constraint-Matrix, wie sie von ELIA für die Kapazitätsmarktaus\u0002schreibung aufzustellen ist. Es wird ersichtlich, dass der im belgischen Kapazitätsmarkt ange\u0002wendete Ansatz nur den vollständigen Ausschluss eines Gebots bzw. einer Kombination von Ge\u0002boten vorsieht (und nicht etwa eine graduelle Schlechterstellung).\r\nAbbildung 2 Beispiel-Matrix „Grid Constraints“ aus Regeln für belg. KapM von ELIA (CMU = \r\nCapacity Market Unit: dies sind die einzelnen Anlagen, die Gebote für Kapazi\u0002tätsverträge abgeben können)\r\nGrundlage für die Feststellung der genannten netztechnischen Probleme sind laut Beschreibung \r\ndes belgischen Kapazitätsmarkts (Funktionsregeln, functioning rules) Untersuchungen von ELIA \r\nauf Basis eines „Referenznetzes“. Mit diesem Referenznetz sind die Netznutzungssituationen \r\nbeschrieben, die sich aus dem Referenzszenario ergeben, welches Grundlage für die Bedarfser\u0002mittlung für den Kapazitätsmarkt war. \r\n35\r\nAnhang B - Ausgestaltungsoptionen für eine lokale Komponente\r\nWeitere Details zum Referenznetz sind in den Funktionsregeln nicht beschrieben. Insofern blei\u0002ben einige Umsetzungsdetails unklar: \r\n▪ Welchen Betrachtungszeitraum haben die Analysen? Denkbar ist, dass z. B. nur einzelne, für \r\nden Kapazitätsmarkt bedarfsdimensionierende Stunden oder alle Stunden eines Jahres oder \r\nauch der Zeitraum mehrerer Jahre betrachtet werden. Der Verweis in den Funktionsregeln \r\nauf das Referenzszenario legt jedenfalls nahe, dass lediglich ein Szenariojahr für die Ermitt\u0002lung der Grid Constraints berücksichtigt wird.\r\n▪ Was genau löst die Feststellung von Grid Constraints aus? Die Funktionsregeln verweisen \r\neinerseits darauf, dass bauliche Beschränkungen an bestimmten Standorten, die die Aus\u0002weitung von Netzkapazität verhindern, zu Grid Constraints führen können, wenn diese Aus\u0002weitung aber notwendig wäre, um die potenzielle(n) Neuanlage(n) ans Stromnetz anschlie\u0002ßen zu können. Andererseits verweisen die Funktionsregeln eher allgemein darauf, dass Sys\u0002temsicherheitsbedenken zu Grid Constraints führen. ELIA berücksichtigt dabei alle Regeln \r\nzur Gewährleistung der Systemsicherheit unter Einhaltung der europäischen und belgischen \r\nRechtsvorgaben, ohne dabei strukturellen Redispatchbedarf zu erzeugen.18 Spezifischere \r\nRegelungen enthalten die Funktionsregeln nicht. Die vorliegende Beschreibung könnte so \r\nverstanden werden, dass sämtliche Kombinationen von Neuanlagen, die systematisch zu \r\nzusätzlichem Redispatch führen, durch Grid Constraints vom Zuschlag ausgeschlossen wer\u0002den.\r\nWendet man die im letzten Punkt diskutierte Interpretation des belgischen Ansatzes auf die Si\u0002tuation in Deutschland an, so würde dies bedeuten, dass sämtliche Neuanlagen vom Kapazitäts\u0002markt ausgeschlossen würden, die im Hinblick auf die in Deutschland vorliegenden strukturellen \r\nEngpässe engpassverstärkend wirken und somit ceteris paribus die Menge an notwendigen Re\u0002dispatchmaßnahmen erhöhen. Dies würde z. B. faktisch sämtliche potenziellen Neuanlagen in \r\nNorddeutschland ausschließen. Ein solcher Ansatz wäre mit hoher Wahrscheinlichkeit volkswirt\u0002schaftlich ineffizient, da keinesfalls jede Erhöhung des Redispatchbedarfs sicher volkswirtschaft\u0002lich ineffizient ist und der Nettonutzen einer Erzeugungsanlage für das System positiv sein kann, \r\nauch wenn sie in einzelnen Stunden den Redispatchbedarf erhöht.\r\nGrundsätzlich sind auch auf die Situation in Deutschland angepasste Implementierungen des \r\nbelgischen Grid-Constraint-Ansatzes denkbar:\r\n▪ Das in den Funktionsregeln beschriebene „System Security“-Kriterium könnte so ausgefüllt \r\nwerden, dass nicht jede Kombination von Neuanlagen, die den Redispatchbedarf (im Sinne \r\nvon Volumen / Energie) erhöht, ausgeschlossen wird, sondern nur solche, die den Bedarf an \r\nzusätzlicher Redispatchkapazität, insbesondere in Süddeutschland erhöhen. Dies scheint \r\nweiterhin recht nahe am belgischen Modell, was wie oben bereits erwähnt im Hinblick auf \r\ndie rechtliche Umsetzbarkeit hilfreich ist. Bezüglich eines möglichen Transmission\u0002Adequacy-Bedarfs, der über die lokale Komponente adressiert werden soll, würde dieser \r\nAnsatz allerdings vermutlich nicht weit genug reichen. Der Ansatz würde verhindern, dass \r\nder Transmission-Adequacy-Bedarf weiter anwächst. Er könnte aber nicht sicherstellen, \r\ndass ein bereits bestehender Bedarf gedeckt wird.\r\n18 Diese Darstellung ist eine weitgehend wörtliche Übersetzung der Beschreibung aus den Funktionsregeln zum belgischen Kapazi\u0002tätsmarkt: „The first category of ELIA Grid constraint factors is system security. ELIA applies \r\nrules to ensure security of the overall electricity grid without structurally requiring \r\nre-dispatch while respecting all applicable European and Belgian legislation.” Weitere Erläuterungen finden sich in den Funktions\u0002regeln nicht.\r\n36\r\nAnhang B - Ausgestaltungsoptionen für eine lokale Komponente\r\n▪ Auch könnte man statt einer diskreten Ausprägung (Neuanlage wird zugelassen oder ausge\u0002schlossen) eine graduelle Ausprägung der Grid Constraints definieren, mit der Folge, dass \r\nNeuanlagen mit einer netztechnisch eher negativen Wirkung von der Ausschreibung nicht \r\nausgeschlossen, sondern lediglich schlechter gestellt, vice-versa Anlagen mit einer netztech\u0002nisch positiven Wirkung bessergestellt werden. Dies entspricht dann aber i. W. dem in Ab\u0002schnitt B.4 beschriebenen Ansatz eines Wettbewerbsbonus und wird dort weiter diskutiert.\r\nAuf Grundlage der vorstehenden Überlegungen erscheint die Umsetzung einer lokalen Kompo\u0002nente über Zugangsvoraussetzungen exakt nach dem Vorbild der belgischen Grid Constraints \r\nbei Anwendung auf die Situation in Deutschland unabhängig von der rechtlichen Umsetzbarkeit \r\njedenfalls nicht zielführend bzw. nicht ausreichend, da zumindest ein bereits bestehender Trans\u0002mission-Adequacy-Bedarf hierüber nicht gedeckt werden könnte. Allenfalls wäre denkbar, den \r\nbelgischen Ansatz in Richtung eines weiter unten beschriebenen Wettbewerbsbonus weiterzu\u0002entwickeln.\r\nB.3 Regionale Kernanteile\r\nEine weitere Option zur Implementierung einer lokalen Komponente ist die Definition von regi\u0002onalen Kernanteilen in der Kapazitätsmarktausschreibung. Dabei würde in der Ausschreibung \r\nvorgegeben, dass mindestens ein definierter Anteil des Gesamtbedarfs in einer vorgegebenen \r\nRegion gedeckt werden muss. Dabei können auch Kernanteile für mehrere Regionen definiert \r\nwerden. Die Verwendung von Kernanteilen ist bspw. aus den Regelreservemärkten bekannt. \r\nAuch die zeitweise in den Ausschreibungen für Windenenergieanlagen an Land angewendeten \r\nRegelungen zum „Netzausbaugebiet“ sind mit diesem Ansatz verwandt.19\r\nDer Kernanteil sollte in der hier vorgesehenen Anwendung der Höhe nach am Transmission\u0002Adequacy-Bedarf auszurichten. Zur Veranschaulichung ein fiktives Beispiel: Liegt der für den \r\ndeutschen Kapazitätsmarkt unter Resource-Adequacy-Gesichtspunkten ermittelte Gesamtbe\u0002darf bei 85 GW und der Kapazitätsbedarf im Hinblick auf die Transmission-Adequacy-Anforde\u0002rungen in Süddeutschland bei 40 GW, so ergibt sich ein regionaler Kernanteil von 40 GW für \r\nSüddeutschland. Von den im Kapazitätsmarkt ausgeschriebenen 85 GW sind dann mindestens \r\n40 GW durch Anlagen in Süddeutschland zu decken, auch wenn deren Gebotswerte höher liegen \r\nals die anderer Anlagen. Die verbleibenden 45 GW des Gesamtkapazitätsbedarfs können sowohl \r\nvon Anlagen in Nord- wie in Süddeutschland (und ggf. im Ausland) gedeckt werden. Kernanteile \r\nführen damit letztlich zu unterschiedlichen Zuschlagspreisen für Kapazität an unterschiedlichen \r\nStandorten. \r\nBei Umsetzung dieses Ansatzes wäre zu berücksichtigen, dass der Beitrag einer Anlage zur De\u0002ckung des Transmission-Adequacy-Kapazitätsbedarfs (im obigen Beispiel 40 GW) möglicher\u0002weise anders ist als zur Deckung des Resource-Adequacy-Kapazitätsbedarfs (85 GW im obigen \r\nBeispiel). Der Beitrag einer Anlage zur Deckung des Resource-Adequacy-Bedarfs wird neben der \r\ninstallierten Leistung über den De-Rating-Faktor (s. Hauptbericht) beschrieben. Dieser drückt \r\nden statistischen Resource-Adequacy-Beitrag der Anlagen je MW installierter Leistung aus. Im \r\nHinblick auf Transmission-Adequacy-Anforderungen ist aber ggf. ein anderer, gesonderter De\u0002Rating-Faktor anzusetzen. Dies gilt insbesondere für Anlagen, bei denen der De-Rating-Faktor \r\nnicht maßgeblich durch die technische Anlagenverfügbarkeit determiniert wird, sondern durch \r\n19 Im Unterschied zum hier diskutierten Kernanteil im Sinne einer Mindestquote wurde über das Netzausbaugebiet eine Maximal\u0002quote definiert. Danach war der Zuschlag von Windenergieanlagen innerhalb des geographisch definierten Netzausbaugebiets auf \r\neine bestimmte Gesamtmenge begrenzt.\r\n37\r\nAnhang B - Ausgestaltungsoptionen für eine lokale Komponente\r\nWetterbedingungen, mit denen wiederum die bedarfsdimensionierenden Situationen aus Re\u0002source-Adequacy-Sicht einerseits und aus Transmission-Adequacy-Sicht andererseits korreliert \r\nsind. Die bedarfsdimensionierenden Situationen dürften aus Resource-Adequacy-Sicht und aus \r\nTransmission-Adequacy-Sicht unterschiedliche Situationen sein (z. B. aus Resource-Adequacy\u0002Sicht eher eine Situation mit insgesamt niedrigem EE-Dargebot und aus Transmission-Adequacy\u0002Sicht eher eine Situation mit hohem Wind-Dargebot). Insbesondere der Beitrag von EE-Anlagen \r\ndürfte sich damit deutlich unterscheiden, wenn man diesen im Hinblick auf Resource Adequacy \r\noder im Hinblick auf Transmission Adequacy beschreibt.\r\nSomit müssten bei Umsetzung einer lokalen Komponente in Form regionaler Kernanteile zusätz\u0002liche Transmission Adequacy bezogene De-Rating-Faktoren ermittelt werden, die dann bei einer \r\n„Auswertung“ der Kernanteilsnebenbedingung als Teil des Clearing-Algorithmus berücksichtigt \r\nwerden müssten. Mathematisch ließe sich dies wie folgt beschreiben:\r\nKapazitätsnebenbedingung (Resource-Adequacy-Bedarf):\r\ndrRA,a * Pa + drRA,b * Pb + … = x GW (oder ≥ x GW) \r\nmit drRA,a = Resource-Adequacy-de-rating von Kapazität a \r\nPa = Zuschlagsmenge von Kapazität a\r\nx = Kapazitätsbedarf\r\nKapazitätsnebenbedingung Transmission-Adequacy-Bedarf (regionaler Kernanteil)\r\ndrTA,a * Pa + drTA,b * Pb + … > y GW\r\nmit drTA,a = TA-de-rating von Kapazität a\r\ny = regionaler Kernanteil\r\nZielfunktion des Clearing-Algorithmus\r\nmin (pa * Pa + pb * Pb + …)\r\nmit pa = spezifischer Gebotspreis von Kapazität a\r\nZu beachten ist, dass mit einem solchen Vorgehen zwar sichergestellt werden kann, dass der \r\nTransmission-Adequacy-Bedarf gedeckt wird – vorausgesetzt das Angebot ist ausreichend. Eine \r\nderartige Umsetzung kann aber auch dazu führen, dass es zu einer Übererfüllung des Resource\u0002Adequacy-Bedarfs kommt. Dies ist dann der Fall, wenn zur Erfüllung der Transmission\u0002Adequacy-Anforderungen so viele Kapazität kontrahiert werden, dass deren „de-rated capacity“ \r\nim Hinblick auf die Resource Adequacy über dem ermittelten Resource-Adequacy-Bedarf liegt. \r\nZumindest wenn eine Übererfüllung systematisch zu erwarten ist, dürfte dies die rechtliche Um\u0002setzbarkeit dieses Ansatzes erschweren, da das Instrument dann entgegen den Vorgaben der \r\nElektrizitätsbinnenmarktverordnung und den Beihilfeleitlinien nicht mehr mit der Bedarfsana\u0002lyse (Resource Adequacy Assessment) begründet werden könnte und über das hinausgehen\r\nwürde, was zum Angehen der Bedenken bezüglich der Angemessenheit der Ressourcen erfor\u0002derlich ist.\r\nB.4 Wettbewerbsbonus\r\nAls dritte Option für die Umsetzung einer lokalen Komponente kommt ein Wettbewerbsbonus \r\n(oder -malus) in Betracht. Dabei wird die Gebotsreihung für die Ermittlung der Zuschläge im \r\nRahmen der Kapazitätsmarktausschreibung beeinflusst. Gebote an netztechnisch günstigen \r\nStandorten erhalten einen Bonus (bzw. einen Malus an ungünstigen Standorten). Der Bonus \r\n38\r\nAnhang B - Ausgestaltungsoptionen für eine lokale Komponente\r\nwirkt derart, dass das abgegebene Gebot nur für die Zwecke der Gebotsreihung einen Abschlag \r\nerhält und damit in der Reihung nach vorne rückt. Dadurch steigt dessen Zuschlagswahrschein\u0002lichkeit. Die spätere Kapazitätszahlung wird jedoch auf Basis des eigentlichen Gebotswerts, d. h. \r\nohne Bonus ermittelt bzw. wird im Falle eines Einheitspreisverfahrens (pay-as-cleared) den er\u0002folgreichen Bietern z. B. der grundsätzlich einheitliche Preis zzgl. des anlagenindividuellen Bonus \r\ngezahlt. \r\nEin Beispiel für die Anwendung eines Wettbewerbsbonus stellt etwa die im Rahmen der gemein\u0002samen Ausschreibungen für Windenergie- und Solaranlagen zeitweise angewendete sog. „Ver\u0002teilernetzkomponente“ dar. Die folgende Abbildung veranschaulicht das Prinzip anhand eines \r\nstilisierten Beispiels unter der Annahme, dass Anlagen an Süd-Standorten einen Wettbewerbs\u0002bonus erhalten. \r\nAbbildung 3 Prinzipbeispiel zur Veranschaulichung der Funktionsweise eines Wettbewerbs\u0002bonus\r\nFür die Wirkung dieses Ansatzes ist die Höhe des gewährten Bonus entscheidend. Anknüpfungs\u0002punkt für dessen Parametrierung könnten ansonsten in Geboten nicht internalisierte Systemin\u0002tegrationskostenunterschiede zwischen Geboten sein. Im Hinblick auf die für die Begründung \r\nder lokalen Komponente relevanten Übertragungsnetzengpässe kommen hier insbesondere \r\nstandortabhängige Unterschiede bei kurz- und langfristigen Engpassmanagementkosten20 in Be\u0002tracht. Geht man davon aus, dass eine (Neu-) Anlage in Süddeutschland im Vergleich zu einer \r\nAnlage im Norden eher senkend auf Engpassmanagementkosten wirkt, ließe sich hieraus ein \r\nentsprechender Bonus für Anlagen in Süddeutschland ableiten. Einen konkreten, i. d. R. stand\u0002ortspezifischen Wert für den Bonus zu bestimmen und zu begründen, dürfte in der praktischen \r\nAnwendung jedoch herausfordernd sein. Die Ableitung konkreter Werte könnte ausgehend von \r\n20 Kurzfristige Engpassmanagementkosten könnten z. B. die Redispatchkosten darstellen. Langfristige Engpassmanagementkosten \r\nbeziehen sich auf die Kosten des Netzausbaus.\r\nWettbewerbsbonus \r\n(z. B. angelehnt an \r\nSystemintegrationkosten\u0002vorteil Süd-Standort)\r\nSüd-Kapazitäten\r\nNord-Kapazitäten\r\nGebote der Kapazitäten\r\n[€/kw/a]\r\nausgeschriebene\r\nMenge\r\nKapazität (de-rated) →\r\nzugeschlagene Gebote\r\nGebotsreihung ohne Wettbewerbsbonus\r\nausgeschriebene\r\nMenge\r\nKapazität (de-rated) →\r\nzugeschlagene Gebote\r\nGebotsreihung mit Wettbewerbsbonus\r\n39\r\nAnhang B - Ausgestaltungsoptionen für eine lokale Komponente\r\nBerechnungen mit geeigneten Markt- und Netzsimulationsmodellen erfolgen. Naturgemäß hän\u0002gen die so ermittelten Werte allerdings von einer Vielzahl an zu treffenden Annahmen und Mo\u0002dellierungsentscheidungen ab, was in entsprechenden Parametrierungsrisiken resultiert.\r\nBei (annähernd) korrekter Parametrierung des Bonus ist ein solcher Wettbewerbsbonus aller\u0002dings in der Lage, die allokative Effizienz der Kapazitätsvorhaltung zu verbessern und damit im \r\nGrundsatz positive Wohlfahrtseffekte auszulösen. Dies könnte sich neben den ökonomischen \r\nVorteilen auch positiv auf die rechtliche Umsetzbarkeit auswirken, da die Anreizwirkung für ef\u0002fiziente Investitions- und Betriebsentscheidung ein wichtiges Kriterium in der beihilferechtlichen \r\nAbwägungsprüfung darstellt. \r\nDa das Ziel des Wettbewerbsbonus eine effiziente Abwägung zwischen in den Geboten abgebil\u0002deten Kosten und den über den Wettbewerbsbonus abgebildeten weiteren Systemkosten ist, \r\nist das Ergebnis dieser Abwägung auch ex-ante ergebnisoffen. Dies bedeutet aber auch, dass das \r\nErreichen bestimmter regionaler Mengenvorgaben durch den Wettbewerbsbonus nicht sicher \r\nist. Ein in einer bestimmten Höhe vorliegender Transmission-Adequacy-Bedarf könnte somit \r\nnicht sicher gedeckt werden und würde ggf. weitere Instrumente erfordern.\r\nB.5 Fazit\r\nFür die Umsetzung einer lokalen Komponente im Rahmen eines möglichen deutschen Kapazi\u0002tätsmarkts kommen grundsätzlich verschiedene Ansätze in Betracht.\r\nDie Umsetzung über die Formulierung von fixen Zugangsvoraussetzungen nach dem Vorbild der \r\nim belgischen Kapazitätsmarkt eingesetzten „Grid Constraints“ scheint für die Anwendung auf \r\ndie Situation in Deutschland nicht unmittelbar übertragbar und eher weniger geeignet, da damit \r\nggf. die Errichtung von Neuanlagen an bestimmten Standorten vollständig ausgeschlossen wird. \r\nDies könnte u. a. volkswirtschaftliche Ineffizienzen zur Folge haben.\r\nZur möglichst effektiven Deckung eines zuvor ermittelten Transmission-Adequacy-Bedarfs er\u0002scheint die Vorgabe von regionalen Kernanteilen innerhalb der Kapazitätsmarktausschreibung \r\ngrundsätzlich gut geeignet. Dieser Ansatz erfordert, dass zusätzlich zu den ohnehin im Kapazi\u0002tätsmarkt zu ermittelnden De-Rating-Faktoren auch weitere Transmission Adequacy bezogene \r\nDe-Rating-Faktoren ermittelt werden. Eine derartige Umsetzung könnte dazu führen, dass es zur \r\nErfüllung des vorgegebenen Transmission-Adequacy-Bedarfs zu einer Übererfüllung des Re\u0002source-Adequacy-Bedarfs kommt und somit die rechtliche Umsetzbarkeit des Ansatzes er\u0002schweren. Dies dürfte aber letztlich für jede Umsetzungsvariante gelte, die einen vorgegeben \r\nTransmission-Adequacy-Bedarf sicher decken soll.\r\nDie Anwendung eines Wettbewerbsbonus, mit dem in den Geboten ansonsten nicht abgebilde\u0002ten Systemintegrationskostenunterschieden zwischen Anlagen an verschieden Standort in Rah\u0002men der Kapazitätsmarktausschreibung internalisiert werden könnten, ist insbesondere deswe\u0002gen attraktiv, da durch diesen Ansatz die allokative Effizienz der Kapazitätsbeschaffung verbes\u0002sert werden könnte. Diese könnte wiederum auch die rechtliche Umsetzbarkeit vereinfachen. \r\nDer Wettbewerbsbonus wirkt aber „ergebnisoffen“: Ein in einer bestimmten Höhe vorliegender \r\nTransmission-Adequacy-Bedarf könnte somit nicht sicher gedeckt werden und würde ggf. wei\u0002tere Instrumente erfordern.\r\n40\r\nAnhang C - De-Rating in einem umfassenden Kapazitätsmarkt\r\nC De-Rating in einem umfassenden Kapazitätsmarkt\r\nC.1 Hintergrund\r\nDie verschiedenen Kapazitäten, die an einem umfassenden Kapazitätsmarkt teilnehmen kön\u0002nen, unterscheiden sich hinsichtlich des Beitrags, den sie im Verhältnis zu ihrer installierten An\u0002lagenleistung zur Versorgungssicherheit21 leisten können. Dieser Beitrag ist nicht isoliert an die \r\ntechnischen Eigenschaften der jeweiligen Einzelanlage geknüpft, sondern hängt auch von den \r\nEigenschaften des Stromsystems insgesamt ab. So hängt bspw. der Versorgungssicherheitsbei\u0002trag einer EE-Anlage eines bestimmten Typs davon ab, wie sich die das restliche Erzeugungs\u0002portfolio zusammensetzt und auch davon, welche insbesondere zeitliche Struktur die Strom\u0002nachfrage aufweist. \r\nDiese Unterschiede müssen bei der Umsetzung eines Kapazitätsmarktes an verschiedenen Stel\u0002len berücksichtigt werden, um einen effektiven wie effizienten Mechanismus zu gewährleisten. \r\nDie Umsetzung erfolgt in den bestehenden Mechanismen im Rahmen des sogenannten De-Ra\u0002tings. Dabei werden anlagen- bzw. technologiespezifische De-Rating-Faktoren ermittelt, die \r\ndazu dienen, den statistischen Beitrag verschiedener Kapazitäten/Kapazitätstypen zur Versor\u0002gungssicherheit im Verhältnis zur installierten Leistung der Kapazität auszudrücken. \r\nC.2 Grundsätzliche Eigenschaften von De-Rating-Faktoren\r\nMathematisch lässt sich der Beitrag, den eine Kapazität (Kap) A bezogen auf die installierte Leis\u0002tung P der Kapazität über den De-Rating-Faktor (DRF) zur Versorgungssicherheit leistet, wie folgt \r\nbeschreiben:\r\nBeitragKap_A,Versorgungssicherheit = PKap_A * DRF Kap_A\r\nEin DRF von 0,8 bedeutet bspw., dass die jeweilige Kapazität mit 80% ihrer installierten Kapazität \r\n(„nameplate capacity“) zur Versorgungssicherheit beiträgt im Vergleich zu einer fiktiven Kapazi\u0002tät, die jederzeit und zu 100% verfügbar ist.22\r\nDifferenzierung von De-Rating-Faktoren\r\nDer Versorgungssicherheitsbeitrag ist jedenfalls abhängig vom Kapazitätstyp, weshalb De-Ra\u0002ting-Faktoren zumindest technologiespezifisch bestimmt werden sollten. Überlegungen zur \r\ntechnologiespezifischen Differenzierung von De-Rating-Faktoren finden sich im Hauptbericht. \r\nDaneben können sich die Versorgungssicherheitsbeiträge von bestimmten Kapazitätstypen \r\nauch zeitabhängig unterscheiden. Dies dürfte z. B. bei Wind- und PV-Anlagen der Fall sein, deren \r\nVerfügbarkeit eine Abhängigkeit von der Jahreszeit und mindestens bei PV-Anlagen zudem eine \r\nAbhängigkeit von der Tageszeit aufweist. In diesen Fällen sollten die De-Rating-Faktoren auch \r\nzeitabhängig bestimmt werden. Dies erfordert allerdings auch, dass weitere Elemente des De\u0002signs des Kapazitätsmarktes zeitabhängige De-Rating-Faktoren berücksichtigen. Ein Beispiel ist \r\ndie Ermittlung und Beschaffung zeitlich differenzierter Kapazitätsbedarfe, wie ausführlicher im \r\n21 Sofern im Rahmen der Beschaffung des Kapazitätsmarkts auch Kapazitäten zur Behebung von Transmission-Adequacy-Bedenken \r\nbeschafft werden sollen, spielen auch die unterschiedlichen Beiträge der Kapazitäten im Hinblick auf Transmission Adequacy eine \r\nRolle. Dies wird in diesem Deep-Dive allerdings nicht vertieft betrachtet.\r\n22 Teilweise sind in der Literatur oder in der Beschreibung von Kapazitätsmechanismen die De-Rating-Faktoren auch „invertiert“ \r\ndefiniert, d. h. ein DRF von 0,8 würde bedeuten, dass die nameplate-capacity um 80% reduziert werden muss, um die im Hinblick \r\nauf die Versorgungssicherheit wirksame Kapazität zu erhalten.\r\n41\r\nAnhang C - De-Rating in einem umfassenden Kapazitätsmarkt\r\nDeep-Dive „Bedarfsfestlegung in einem umfassenden Kapazitätsmarkt am Beispiel Belgien“ er\u0002läutert.\r\nAuch kann eine räumliche Differenzierung von De-Rating-Faktoren sinnvoll sein. Bei einem ver\u0002sorgungssicherheitsbezogenen De-Rating ist die Ebene der Gebotszonen die mindestens erfor\u0002derliche räumliche Differenzierung. Es könnte sinnvoll sein, die Differenzierung weiter zu verfei\u0002nern. Allerdings muss die damit verbundene zusätzliche Komplexität gegen den möglichen Nut\u0002zen abgewogen werden. Ein Grund für eine weitergehende räumliche Differenzierung wären \r\nrelevante regionale Verfügbarkeitsunterschiede. Die Ursache hierfür könnte in regional unter\u0002schiedlicher Verfügbarkeit von EE-Dargeboten, Brennstoffen und Kühlwasserrestriktionen bei \r\nthermischen Kraftwerken liegen, die standortabhängig sind. Bei standortabhängig unterschied\u0002lichen Brennstoffverfügbarkeiten könnte zukünftig auch die Frage der Anbindung von Standor\u0002ten an ein Wasserstoffnetz relevant sein.\r\nBerücksichtigung von De-Rating-Faktoren im Design eines umfassenden Kapazitätsmarkts\r\nDe-Rating-Faktoren spielen an verschiedenen Stellen innerhalb des Designs eines umfassenden \r\nKapazitätsmarkts eine Rolle, wobei dies teilweise von der konkreten Ausgestaltung abhängt.\r\nInsbesondere spielen die De-Rating-Faktoren innerhalb der Beschaffung eine zentrale Rolle. Im \r\nBeschaffungsprozess dienen sie wie oben beschrieben dazu, die Gebote verschiedener Kapazi\u0002tätstypen hinsichtlich ihres Versorgungssicherheitsbeitrags zu unterscheiden. Der Kapazitätsbe\u0002darf wird bezogen auf eine de-rated capacity von eins ausgeschrieben. Der Beitrag einer ange\u0002botenen Kapazität zur Deckung des ausgeschriebenen Bedarfs wird dann unter Berücksichtigung \r\ndes spezifischen De-Rating-Faktors ermittelt.\r\nNeben der Beschaffung spielen die De-Rating-Faktoren auch im Rahmen des Sekundärmarkts \r\neine Rolle. Wie im Hauptbericht beschrieben können im Design des Kapazitätsmarkts Regeln für \r\neinen Sekundärhandel vorgesehen sein, die es erlauben, dass bezuschlagte Kapazitätsanbieter \r\nihre Verpflichtungen an andere Kapazitäten weitergeben und die Verpflichtungen von diesen \r\nKapazitäten erfüllen lassen. Hierbei sind die De-Rating-Faktoren der Kapazitäten zu berücksich\u0002tigen, damit sichergestellt ist, dass die Übernahme von Verpflichtungen derart erfolgt, dass im \r\nHinblick auf den Versorgungssicherheitsbeitrag keine Verschlechterung erfolgt. Eine Kapazität \r\nmit niedrigerem De-Rating-Faktor, die Verpflichtungen einer anderen übernimmt, müsste bspw. \r\nsicherstellen, dass sie nach De-Rating eine äquivalente wirksame Kapazität bereitstellt, indem \r\nsie den niedrigeren De-Rating-Faktor durch eine höhere installierte Kapazität ausgleicht. \r\nAuch gehen die De-Rating-Faktoren in die Verfügbarkeitsverpflichtungen ein. Wie im Hauptbe\u0002richt beschrieben, gehen die Kapazitätsanbieter eine Verfügbarkeitsverpflichtung für Knapp\u0002heitssituationen während des Erfüllungszeitraums ein. Diese Anforderung sollten sich auf die \r\nsogenannte de-rated capacity beziehen. Eine 100-MW Anlage mit einem de-rating-Faktor von \r\n0,8 wäre dann verpflichtet, eine Leistung von 80 MW sicher während einer tatsächlichen Knapp\u0002heitssituation zu aktivieren. Auch hier sind also De-Rating-Faktoren relevant.\r\nJe nach Vorgehen können die De-Rating-Faktoren zudem explizit in die Bedarfsermittlung ein\u0002gehen. In dem im entsprechenden Deep-Dive vorgestellten Vorgehen zur Bedarfsermittlung im \r\nbelgischen Kapazitätsmarkt gehen die De-Rating-Faktoren nicht explizit ein. Als Ergebnis des bel\u0002gischen Ansatzes wird unmittelbar ein Bedarf in „de-rated capacity“ ermittelt, d. h. bezogen auf \r\neinen fiktiven De-Rating-Faktor von eins. Die tatsächlichen De-Rating-Faktoren der Kapazitäten \r\ngehen dann wie oben beschrieben erst im Beschaffungsprozess ein. Der Ansatz zur Bedarfsfest\u0002legung in dem im Vereinigten Königreich (UK) etablierten Kapazitätsmarkt hingegen erfordert \r\ndie Berücksichtigung von De-Rating-Faktoren im Prozess der Bedarfsermittlung selbst. Bei \r\n42\r\nAnhang C - De-Rating in einem umfassenden Kapazitätsmarkt\r\ndiesem Ansatz wird ein Kapazitätsmix ermittelt, mit dem ein vorgegebener Zuverlässigkeitsstan\u0002dard erreicht werden kann. Ausgehend von den nameplate-capacities der im Kapazitätsmix ent\u0002haltenen Kapazitäten wird dann unter Berücksichtigung der vorzugebenden De-Rating-Faktoren \r\nein Bedarf in de-rated-capacity berechnet.\r\nC.3 Methodische Fragen der Ermittlung von De-Rating-Faktoren\r\nBei der Ermittlung der De-Rating-Faktoren sind zudem einige grundsätzliche methodische Fra\u0002gen relevant, die in verschiedenen in der Praxis implementierten Kapazitätsmechanismen un\u0002terschiedlich behandelt werden.\r\nEine relevante Frage ist, ob der De-Rating-Faktor als durchschnittlicher Beitrag verstanden wird, \r\nden eine bestimmte Gruppe von Kapazitäten einer bestimmten Technologie zur Versorgungssi\u0002cherheit erbringt. Alternativ kann der De-Rating-Faktor als marginaler Beitrag verstanden und \r\nentsprechend ermittelt und verwendet werden. Der marginale Beitrag beschreibt den Beitrag\r\nzur Versorgungssicherheit, den eine gegenüber einem zu definierenden Referenzsystem zusätz\u0002lich in das Stromsystem integrierte Kapazität einer bestimmten Technologie erbringt. Der mar\u0002ginale Beitrag kann unter oder über dem durchschnittlichen Beitrag liegen. \r\nWelche Betrachtungsweise konzeptionell richtig ist, hängt davon ab, wofür der De-Rating-Faktor \r\nverwendet wird. Für die Bewertung von Kapazitäten im Rahmen der Beschaffung ist bspw. die \r\nVerwendung eines als marginalen De-Rating-Faktors grundsätzlich sinnvoll. Der Zweck des De\u0002Rating-Faktors besteht hier ja gerade darin auszudrücken, welchen Versorgungssicherheitsbei\u0002trag eine zusätzliche Einheit einer bestimmten Kapazität leisten würde. Bei der oben beschrie\u0002benen Verwendung von De-Rating-Faktoren im Rahmen der Bedarfsermittlung (Bsp. Vereinigtes \r\nKönigreich) wäre hingegen die Verwendung von durchschnittlichen De-Rating-Faktoren konzep\u0002tionell richtig (als Durchschnitt über alle Kapazitäten der Technologie auf die der jeweilige De\u0002Rating-Faktor angewendet wird).\r\nEine weitere Frage ist, ob der De-Rating-Faktor rein auf Basis historischer Technologieverfügbar\u0002keiten in Knappheitssituationen ermittelt wird oder ob über einen prospektiven Ansatz der \r\n(durchschnittliche oder marginale) Beitrag einer Technologiegruppe zur Versorgungssicherheit \r\nin einem bestimmten Zukunftsszenario betrachtet wird. Da, wie im Hauptbericht bereits aus\u0002führlicher beschrieben, die De-Rating-Faktoren vom jeweils betrachteten „Rest-System“ abhän\u0002gen und sich dieses im Laufe der Zeit verändert, ist grundsätzlich der prospektive Ansatz zu ver\u0002wenden. Nur so kann eine möglichst gute Abschätzung des Versorgungssicherheitsbeitrags von \r\nKapazitäten, die für die Zukunft beschafft werden, erfolgen.\r\nOhnehin erfordert die zuvor diskutierte Betrachtung marginaler De-Rating-Faktoren einen pros\u0002pektiven Ansatz, da De-Rating-Faktoren rein auf Basis historisches Verfügbarkeiten stets einen \r\nDurchschnittsansatz darstellen. Allerdings ist zu beachten, dass historische Verfügbarkeiten \r\nauch bei der Ermittlung prospektiver De-Rating-Faktoren eine Rolle spielen, da die oben erwähn\u0002ten probabilistischen Modelle selbst teilweise auf Basis von historischen Verfügbarkeiten / Be\u0002obachtungen parametriert werden.\r\nIn verschiedenen in der Praxis implementierten Mechanismen werden hingegen rein historische \r\nVerfügbarkeiten verwendet, was nach unserer Einschätzung insbesondere auf Praktikabilitäts\u0002aspekte zurückzuführen sein dürfte. Die Ermittlung der De-Rating-Faktoren in einer prospekti\u0002ven Sichtweise ist aufwändiger und erfordert die Nutzung probabilistischer Modelle. Solche Mo\u0002delle kommen erst seit der jüngeren Vergangenheit zum Einsatz, da zuvor die Leistungsfähigkeit \r\nvon Rechnersystemen begrenzend gewirkt hat. Dies kann erklären, warum sich die konzeptionell \r\nüberlegenen Ansätze erst schrittweise durchsetzen. Für neu zu implementierende \r\n43\r\nAnhang C - De-Rating in einem umfassenden Kapazitätsmarkt\r\nMechanismen ist jedoch die Anwendung des prospektiven Ansatzes zu empfehlen, da die be\u0002grenzten Berechnungskapazitäten nicht mehr limitierend wirken dürften. \r\nDie Bestimmung des prospektiven, marginalen De-Rating-Faktors könnte wie folgt implemen\u0002tiert werden: Ausgangspunkt ist das Referenzszenario, das auch der Bedarfsermittlung zugrund\u0002liegt (vgl. Deep-Dive zur Bedarfsdimensionierung in Belgien). Diesem Szenario wird dann eine \r\nmarginale Einheit der Kapazität, für die der De-Rating-Faktor ermittelt werden soll, hinzugefügt. \r\nEs wird dann mit den probabilistischen Methoden der Versorgungssicherheitsanalyse ermittelt, \r\nin welchem Ausmaß sich durch das Hinzufügen dieser Kapazität das Versorgungssicherheitsni\u0002veaus verbessert. Anschließend wird eine ideal verfügbare Kapazität zum ursprünglichen Refe\u0002renzszenario in dem Umfang hinzugefügt, wie es erforderlich ist, um die gleiche Verbesserung \r\ndes Versorgungssicherheitsniveaus zu erreichen. Das Verhältnis der beiden Leistungen (Kapazi\u0002tät, für die der De-Rating-Faktor ermittelt werden soll und ideal verfügbare Kapazität) ergibt \r\ndann den De-Rating-Faktor."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-05-15"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009516","regulatoryProjectTitle":"Sicherstellung von Maßnahmen zur Gewährleistung von Systemstabilität und Versorgungssicherheit","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/95/3a/324597/Stellungnahme-Gutachten-SG2406280017.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":"Netzsituation 15.05.2024\r\nBetriebliche Anlyse und Schlussfolgerung – Kurzfassung für BMWK\r\nNetzsituation 15.05.2024 | HLM intern 12.06.2024 1\r\nHLM intern\r\n• Hohe PV-Einspeisung in Nord-Ost-Deutschland und Polen bei \r\ngleichzeitg niedriger PV-Einspeisung in Südwestdeutschland\r\n• Vielzahl von Freischaltungen für den Netzausbau und zusätzlich \r\nMehrbelastung auf regelmäßig engpassbehafteter Transportachse \r\ndurch Beeinträchtigung der Lastflusssteuermöglichkeit an der \r\nniederländischen Grenze\r\n• Der Großteil der Befunde war aus Vorschauprozessen absehbar\r\n➢ Hohe Netzbelastung mit signifikantem Redispatchbedarf\r\nBeschreibung der Situation\r\nNetzsituation 15.05.2024 | HLM intern 12.06.2024 2\r\n• Zur Befundheilung wurden zwingend EE-Absenkungen benötigt, die teils mit mehr als 6 GW (durch BKV bilanziert) \r\nangezeigt wurden\r\n• Abwicklungsprobleme bei der EE-Absenkung durch die ÜNB und VNB \r\n➢ Netzüberlastungen konnten nicht vollständig behoben werden, da geplante EE-Absenkmengen nicht vollständig \r\nerbracht wurden\r\n➢ Vorhandene EE-Absenkpotentiale können durch bestehende Prozesse nicht erreicht werden\r\n➢ Unklarheit über Erbringungsort des bilanziellen Ausgleichs der EE-Absenkungen führt zu Unsicherheiten in Bezug auf \r\ndie physikalische Wirksamkeit\r\n➢ Bilanzierung der EE Absenkmengen durch die BKV ist zu prüfen \r\n• Fehlendes kurzfristig verfügbares Hochfahrpotenzial in den Abendstunden\r\n➢ Aktivierung des bnBM Leipheim\r\nAnalyse der Maßnahmenfindung und -umsetzung\r\nNetzsituation 15.05.2024 | HLM intern 12.06.2024 3\r\n• EE-Absenkungen müssen schneller und gezielter abwickelbar werden\r\n• Grenzen der Abregelung via Rundsteuertechnik müssen überwunden werden\r\n• Rundsteuertechnik erfüllt operative Anforderungen nicht \r\n• pro Viertelstunde via Rundsteuerung nur begrenzte Anzahl an Anlagen abregelbar\r\n• PV-Einspeisung bzw. Rampen steigen untertägig schneller, als ÜNB abregeln können, wenn notwendig\r\n➢ Prozess V5 der Roadmap Systemstabilität „Monitoring von Anlagenfähigkeit und Ermöglichung \r\neines sinnvollen Zugriffs auf Anlagenfähigkeiten“ forcieren (VNB sind hier federführend)\r\n➢ Weiterhin sind viele PV-Anlagen ab 100 kWp nicht ansteuerbar: Moderne Technologien (bspw. 450Mhz oder Smart \r\nMeter mit LTE/5G Schnittstelle) verpflichtend vorschreiben, die höhere Abrufraten ermöglichen und sicherstellen\r\n• Bei Absenkungen von mehreren GW steigen Risiken durch geografisch undefinierten Counterpart\r\n➢ Überführung von EE-Anlagen in bilanzierte Absenkung und Planwertmodell stärker forcieren\r\nBenötigte behördliche Unterstützung\r\nNetzsituation 15.05.2024 | HLM intern 12.06.2024 4"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-06-12"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009516","regulatoryProjectTitle":"Sicherstellung von Maßnahmen zur Gewährleistung von Systemstabilität und Versorgungssicherheit","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/0e/56/357692/Stellungnahme-Gutachten-SG2409260046.pdf","pdfPageCount":16,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Intern (Internal)\r\n1 Leitfragen zu Kap. 3.1, Investitionsrahmen für erneuerbare Energien\r\n1.1 Teilen Sie die Einschätzung der Chancen und Herausforderungen der der genannten \r\nOptionen?\r\nJa\r\n1.2 Wie bewerten Sie die Auswirkungen der verschiedenen Optionen und \r\nAusgestaltungsvarianten auf effizienten Anlageneinsatz und systemdienliche \r\nAnlagenauslegung? Beachten Sie dabei auch folgende Teilaspekte:\r\n• Wie relevant sind aus Ihrer Sicht Erlösunsicherheiten bei Gebotsabgabe durch \r\nPrognoseunsicherheit von Stunden mit Null- oder Negativpreisen je Option?\r\n• Wie schätzen Sie die Relevanz der Intraday-Verzerrungen durch produktionsabhängige \r\nInstrumente ein?\r\n• Welche Auswirkungen hätte eine Umsetzung der oben genannten Optionen auf die \r\nTerminvermarktung von Strom durch EE-Anlagen? Unterscheiden sich die Auswirkungen \r\nzwischen den Optionen? Erwarten Sie Auswirkungen auf die Terminvermarktung von \r\nStrom durch die Beibehaltung und Breite eines etwaigen Marktwertkorridors?\r\n(max. 3.500 Zeichen)\r\nProduktionsabhängige Modelle\r\nDie Einschätzung der Chancen und Herausforderungen von Option 1 und 2 werden geteilt. Die ÜNB \r\nteilen zudem die Einschätzung des BMWK, dass Option 1 und 2 nicht weiterverfolgt werden sollten.\r\nProduktionsunabhängige Modelle\r\nProduktionsunabhängige Modelle haben grundsätzlich den Vorteil, dass Preissignale auf den \r\nStrommärkten nicht durch Subventionen oder Förderungen verzerrt werden. Das hat den Vorteil, \r\ndass die Stromproduktion und der Stromverbrauch bedarfsgerecht und effizient durch den \r\nStrommarkt gesteuert werden können. Dadurch können Angebotsüberhänge und negative \r\nStrompreise durch Angebote von steuerbaren EE-Anlagen effektiv vermieden werden.\r\n• Option 3:\r\no Vorteile\r\n▪ Produktionsunabhängige Förderung unterliegt den Marktpreissignalen in \r\nvollem Umfang, dadurch maximale Steuerwirkung bei negativen Preisen \r\no Nachteile:\r\n▪ Aufwand der Bestimmung der Referenzerzeugung (abhängig von \r\nUmsetzungsvariante)\r\n• Option 4\r\no Vorteile\r\nIntern (Internal)\r\n▪ Produktionsunabhängige Förderung unterliegt den Marktpreissignalen in \r\nvollem Umfang, dadurch maximale Steuerwirkung bei negativen Preisen \r\n▪ Investitionszahlungen sind konstant und nicht mengenabhängig -> \r\nBessere Planbarkeit, Verringerung des Investitionsrisikos\r\n▪ Zusätzlicher Effekt: Schwankungen auf dem EEG-Konto aufgrund von \r\nhöheren Rückzahlungen bei höherem Dargebot (aktueller Effekt) sollten \r\ntendenziell verringert werden (abhängig vom Anteil neu zugebauter \r\nAnlagen, für die diese Regelung gilt und Auslaufen des Förderanspruchs \r\nalter Anlagen)\r\no Nachteile:\r\n▪ Aufwand der Bestimmung der Referenzerzeugung (abhängig von \r\nUmsetzungsvariante)\r\n1.3 Wie bewerten Sie die Auswirkungen der verschiedenen Optionen und deren \r\nAusgestaltungsvarianten auf die Kapitalkosten? Beachten Sie dabei auch folgende \r\nTeilaspekte:\r\n• Welche Kapitalkostenunterschiede erwarten Sie im Vergleich von einem \r\nInvestitionsrahmen mit und ohne einen Marktwertkorridor?\r\n• Welche Kapitalkosteneffekte erwarten Sie durch Ausgestaltungsoptionen, die einen \r\neffizienten Anlageneinsatz und eine systemdienliche Anlagenauslegung verbessern \r\nsollen (zum Beispiel durch längere Referenzperioden, Bemessung von Zahlungen an \r\ngeschätztem Produktionspotenzial oder Referenzanlagen, …)?\r\n(max. 3.500 Zeichen)\r\n1.4 Wie bewerten Sie die Auswirkungen der verschiedenen Optionen und deren \r\nAusgestaltungsvarianten mit Blick auf ihre technische und administrative \r\nUmsetzbarkeit und mögliche Systemumstellung? Beachten Sie dabei auch folgende \r\nTeilaspekte:\r\n• Wie groß schätzen Sie die Herausforderungen und Chancen einer Systemumstellung \r\nein?\r\n• Wie schätzen Sie die Umsetzbarkeit eines Modells mit produktionsunabhängigen \r\nZahlungen auf Basis lokaler Windmessungen und die Umsetzbarkeit eines Modells mit \r\neines produktionsunabhängigen Refinanzierungsbeitrags auf Basis von Wettermodellen \r\nein?\r\n(max. 3.500 Zeichen)\r\nIntern (Internal)\r\nEinschätzung der verschiedenen Optionen – siehe 1.2\r\nUmsetzungsvarianten zur Bestimmung der Referenzerzeugung gem. BMWK-Papier\r\n• Nutzung von Referenzanlagen (z.B. durch Ermittlung von durchschnittlichen \r\nErzeugungsmengen) aufgrund klarer Bestimmbarkeit des Produktionspotentials aus \r\nÜNB-Sicht eindeutig zu bevorzugen, Umsetzungsaufwand im Vergleich am geringsten\r\n• Hierbei ggf. auch Nutzung eines Wettermodells mit einer begrenzten Anzahl von wenigen \r\nAnlagen-Clustern ebenfalls denkbar\r\n• Weiterentwicklungen zu anderen Umsetzungsvarianten (d.h. der anlagenscharfen \r\nErmittlung des Produktionspotentials) sollten, wenn überhaupt, langfristig geprüft \r\nwerden und in einem späteren Verfahren erneut besprochen werden\r\n• Grundsätzlich muss klar definiert sein, wie die Bestimmung des Produktionspotentials \r\nfestgelegt ist, z.B. ob Referenzlastgang gemessen oder ggf. Eingriffe von Netzbetreibern \r\noder Anlagenbetreibern herausgerechnet werden müssen. Ansonsten sind \r\nUnsicherheiten im Markt zu befürchten.\r\nUmsetzungsvorschlag zur Bestimmung der Referenzerzeugung der ÜNB\r\nBei Option 3 oder 4 ist das Produktionspotential eine wichtige Kenngröße zur Bestimmung der \r\nFörderhöhe. Der Aufwand für die Umsetzung von Option 3 oder 4 hängt maßgeblich von der Art \r\nund Weise der Bestimmung des Produktionspotentials ab. Um den operativen \r\nUmsetzungsaufwand auf ein handhabbares Niveau zu begrenzen, schlagen die ÜNB vor, analog \r\nzur heutigen Marktwertbestimmung das Produktionspotential je Energieträger anhand von \r\nReferenzanlagen zu bestimmen. Als Ergebnis erhielte man je Viertelstunde eine \r\nReferenzerzeugung in kWh je kW installierter Leistung. Diese Bestimmung könnte wie heute die \r\nMarktwertbestimmung zentral erfolgen. Durch die Multiplikation mit der tatsächlichen \r\nAnlagenleistung erhielte man dann das anlagenspezifische Produktionspotential je \r\nViertelstunde.\r\nDie Abrechnung in Option 3 entspräche dann im Prinzip der Option 2, mit dem Unterschied, \r\ndass in Option 2 die tatsächliche Erzeugung zur Bestimmung der Zahlungen herangezogen \r\nwürde, in Option 3 hingegen das über die Referenzanlagen bestimmte Produktionspotential.\r\nBei Option 4 würde sich der Refinanzierungsbeitrag ergeben als Produkt zwischen dem \r\nanlagenspezifischen Produktionspotential je Viertelstunde und dem jeweiligen Börsenpreis. Zur \r\neinfacheren Abwicklung könnte auch schon direkt für jede Technologie der monatliche \r\nRefinanzierungsbetrag in € je kW installierter Leistung berechnet und veröffentlicht werden \r\n(indem man direkt für jede Technologie die Referenzerzeugung in kWh je kW installierter Leistung \r\npro Viertelstunde mit dem jeweiligen Börsenpreis multipliziert)\r\nZu beachten ist, dass die Regelungen zur Bestimmung des Produktionspotentials möglichst \r\neindeutig vorgegeben werden sollten, um mögliche Streitfälle zu vermeiden. Zudem ist \r\nunbedingt zu beachten, das System zur Bestimmung des Produktionspotentials möglichst \r\neinfach zu halten, um eine operative Umsetzbarkeit zu gewähren. Würde das System wie \r\nvorgeschlagen ausgestaltet, dürfte der Umsetzungsaufwand vergleichbar mit dem heutigen \r\nSystem bleiben und wäre folglich auch ohne nennenswerte Mehraufwände umsetzbar. \r\nIntern (Internal)\r\nWürde man hingegen eine kompliziertere Variante bzgl. der Bestimmung des \r\nProduktionspotentials wählen – im Extremfall eine anlagenspezifische Bestimmung des \r\nProduktionspotentials – dann würde der Aufwand deutlich steigen und wäre je nach \r\nAusgestaltungsvariante wohl nur sehr aufwändig oder kaum umsetzbar.\r\n1.5 5. Haben Sie darüber hinaus Anmerkungen zu diesem Handlungsfeld?\r\n(max. 2.500 Zeichen)\r\nGrundsätzlich sollte unabhängig von der Ausgestaltungsvariante an der Prämisse des \r\nAusschreibungsverfahrens festgehalten werden.\r\nDie Anreizwirkung des letztendlich gewählten Fördermechanismus sollte auch bei notwendigen \r\nEingriffen durch Netzbetreiber robust sein. Eventuelle Entschädigungsmechanismen (und deren \r\nAbwicklung) für solche Eingriffe müssen mitgedacht werden. Idealerweise beanreizt der \r\nFördermechanismus nicht nur den Zubau, sondern auch die flexible Erzeugung.\r\nDer Ausschluss von Kleinanlagen (Box 4) aus dem Investitionsrahmen ist verständlich, solange \r\nsich die große Masse der Kleinanlagen systemdienlich verhält. Auch für Kleinanlagen muss eine \r\nLösung gefunden werden, um den Ausbau von PV-Anlagen weiterhin anzureizen bei \r\ngleichzeitigem markt- und systemdienlichem Verhalten.\r\nIntern (Internal)\r\n2 Leitfragen zu Kap. 3.2, Investitionsrahmen für steuerbare Kapazitäten\r\n2.1 Wie schätzen Sie die Notwendigkeit der Anpassungs- und Anschlussfähigkeit des \r\nKapazitätsmechanismus für künftige Entwicklungen ein?\r\n(max. 2.500 Zeichen)\r\nDie vier Übertragungsnetzbetreiber schätzen die Notwendigkeit der Anpassungs- und \r\nAnschlussfähigkeit eines Kapazitätsmechanismus für künftige Entwicklungen als äußerst \r\nwichtig ein. Diese Notwendigkeit sehen wir in jedem der aufgezeigten Mechanismen für \r\ninnovative Technologien und Veränderungen des Marktumfeldes sowie der Marktregeln als \r\ngegeben an. Diese Veränderungen werden jedoch nicht ad-hoc auftreten, was genug Zeit für \r\nnotwendige Anpassungen, auch in z.B. einem zentralen Kapazitätsmarkt lässt. Dieser zeitliche \r\nVorlauf wiederum ermöglicht den Akteuren Planungssicherheit, da sie sich so an veränderte \r\nBedingungen anpassen können.\r\nAls Risiko sehen wir die Anpassungsfähigkeit eines DKM und KKM hinsichtlich der Bereitstellung \r\nausreichender Kapazitäten in Knappheitssituationen: Wenn dezentrale Akteure systematisch \r\nihre benötigten Bedarfe an gesicherter Leistung in Knappheitsperioden unterschätzen oder ihre \r\nLastflexibilität überschätzen, kann dies zu einer massiven Versorgungssicherheitslücke führen. \r\nIm Fall eines DKM oder KKM kann kein zentraler Akteur mehr kurzfristig (t-1) eingreifen. Diese \r\nsystematische Fehleinschätzung könnte insb. aus der Tatsache resultieren, dass ein staatliches \r\nEingreifen bei systematischen Fehlentwicklungen von den Akteuren erwartet wird. Hierdurch \r\nkönnte sich im Wettbewerb der Anreiz ergeben, zu niedrige Mengen an benötigter gesicherter\r\nLeistung bzw. zu hohe Lastreduktionspotentiale in Knappheitssituationen auszuweisen. Ein \r\nkurzfristiges Gegensteuern ist im KKM nicht möglich, da nur langfristige Neubaubedarfe durch \r\nden zentralen Akteur ausgeschrieben werden. Auch Praxisresultate aus Frankreich zeigen dies: \r\nLieferanten mit ihren eigenen Prognosen sollten bessere Schätzungen liefern als eine \r\nzentralisierte Mengenfestlegung, aber die Erfahrung hat das Gegenteil gezeigt. Es besteht eher \r\ndie Gefahr der Unterdeckung. \r\nHinsichtlich der Anschlussfähigkeit der Kraftwerksstrategie an einen Kapazitätsmechanismus \r\nsehen wir für den ZKM und den KKM keine Unterschiede und eine gute Integrationsmöglichkeit.\r\n2.2 Wie bewerten Sie im ZKM die Herausforderung, den Beitrag neuer Technologien und \r\ninsbesondere flexibler Lasten angemessen zu berücksichtigen, sowie das Risiko einer \r\nÜberdimensionierung?\r\n(max. 2.500 Zeichen)\r\nHinsichtlich der Berücksichtigung neuer Technologien sehen wir für einen ZKM und einen KKM \r\ndieselben Herausforderungen. Die Praxis, z.B. in GB, zeigt, dass durch die richtige Ausgestaltung \r\ndes Marktdesigns innovative Technologien auch in einen ZKM eingebunden werden können. Die \r\nEinbindung neuer Technologien in einen CRM wird durch vier Eigenschaften bestimmt: Die PQ, \r\ndas De-Rating, die Bedarfsaufteilung und der zeitliche Vorlauf. PQ und De-Rating sind im KKM, \r\nDKM und ZKM Aufgabe des zentralen Akteurs, sodass keine Unterschiede hinsichtlich der \r\nTechnologieoffenheit bestehen. Im ZKM wird der Bedarf zwischen den Auktionen (z.B. t-4 und t\u00021) aufgeteilt, während im KKM der Bedarf zwischen KKM-Z und KKM-D aufgeteilt wird. In beiden \r\nMechanismen weist man damit indirekt einen bestimmten Bedarf einer Technologieart mit \r\nspezifischen Merkmalen zu. Insofern gibt es in beiden Varianten keine automatische Allokation \r\ndes Bedarfs zur kostengünstigsten Erbringungsmöglichkeit. Die jederzeit möglichen Auktionen \r\nIntern (Internal)\r\nim DKM ermöglichen es den Akteuren zwar, den optimalen Zeitpunkt für das Angebot ihrer \r\nKapazitäten zu wählen, bergen aber ein Risiko von strategischem Verhalten: Durch strategische \r\nUnterdeckung und einem späten oder keinen Ausgleich dieser Deckungslücke könnten \r\nWettbewerbsverzerrungen zu Lasten der „rechtzeitig und angemessen“ gedeckten \r\nUnternehmen entstehen. Die Einführung einer Pönale könnte dieses Risiko zwar begrenzen, \r\nderen Adjustierung scheint jedoch extrem schwierig. \r\nAuch das Risiko der Überdimensionierung wird in einem KKM nur verlagert und nicht gelöst. \r\nHinsichtlich des Risikos einer Überdimensionierung muss festgestellt werden, dass zur \r\nBestimmung des Bedarfs der zentralen Auktion in einem KKM ebenfalls eine Abschätzung der \r\nNachfrage sowie der Lastreduktionspotentiale und flexibler Technologien weit im Voraus \r\nstattfinden muss. Die dezentralen Informationen der Akteure auf einem DKM bzw. KKM können \r\nhierfür nicht genutzt werden. Das Risiko der Überdimensionierung besteht somit ebenso im \r\nKKM. ZKMs in anderen Ländern reduzieren diese Gefahr durch verschiedene Instrumente \r\neffektiv: In Belgien wird der Bedarf durch einen Konsultationsprozess festgelegt. Darüber hinaus \r\nsind weitere Ansätze zur Optimierung der Dimensionierung denkbar, zum Beispiel die \r\nBerücksichtigung von Unsicherheiten in der Bedarfsfestlegung (Least-Worst-Regret-Ansatz in \r\nGB), die Berücksichtigung der Saisonalität bei der Kapazitätsbedarf und eine Weiterentwicklung \r\nder abgestuften Beschaffung.\r\n2.3 Mit welchen Gesamtkosten rechnen Sie für die unterschiedlichen Optionen, \r\ninsbesondere für den ZKM und dem KKM?\r\n(max. 2.500 Zeichen)\r\nBei Betrachtung der Gesamtkosten schätzen wir den KKM teuer als einen ZKM ein. Die \r\n„direkten“ Kosten (d.h. die Kosten, die über eine Umlage von Verbraucher bezahlt werden \r\nmüssen) werden in einem KKM geringer sein als in einem ZKM, da weniger gesicherte Leistung \r\nüber die zentrale Auktion beschafft wird. Entscheidend ist jedoch nicht die Höhe der Umlage, \r\nsondern die Gesamtkosten, die der Verbraucher letztendlich tragen muss. \r\nDie These, dass eine stärkere Rolle der EVUs für einen hohen Preiswettbewerb sorgt, konnte sich \r\nim französischen Modell nicht bestätigen. Anbieter nutzten diese Möglichkeit kaum, vermutlich \r\nweil dieser Kostenbestandteil nur einen geringen Teil der Rechnung für den Letztverbraucher \r\nausmacht. In dieser Hinsicht sind in einem KKM somit keine Kostensenkungen im Vergleich zu \r\nZKM zu erwarten. Unterschiede sind hingegen hinsichtlich der Implementierungs- und \r\nTransaktionskosten zu erwarten. In einem KKM müssen von Beginn an wesentlich mehr Prozesse \r\nentwickelt und zudem in der Praxis dauerhaft umgesetzt werden. So bedarf es bspw. der \r\nEntwicklung und Durchführung von Auktionen für das zentrale wie auch das dezentrale Element. \r\nIn Frankreich gab es wesentlich mehr Auktionen. Letztendlich werden diese Kosten immer auf \r\nden Verbraucher überwälzt, sodass durch eine dezentrale oder kombinierte Variante insgesamt \r\nhöhere Kosten für die Verbraucher zu erwarten sind.\r\nIn der von 50Hertz beauftragten und durch Consentec erstellten Studie „Bewertung des Effekts \r\nvon Kapazitätsmechanismen auf Endverbraucherkosten“ aus dem Jahr 2021 wird u.a. ein \r\nkostensenkender Effekt der gesteigerten Investitionssicherheit im ZKM durch geringere \r\nRisikoaufschläge in den Kapitalkosten aufgezeigt.\r\nAuch bei Betrachtung der drei in der PKNS vorgestellten Kostenkomponenten (Erfüllungskosten, \r\nProgrammkosten, Fehlerkosten) gibt es aus Sicht der ÜNB keine klare Überlegenheit des KKM: \r\nInsbesondere bei einer konservativen (also tendenziell zu niedrigen) Dimensionierung beim \r\nKKM-Z können die folglich hohen Zertifikatspreise im KKM-D zwar evtl. Lastflexibilität \r\nIntern (Internal)\r\nbeanreizen, sie führen aber gleichzeitig auch zu hohen Kosten, die von allen Verbrauchern zu \r\nzahlen sind. \r\n2.4 Wie signifikant sind aus Ihrer Sicht die Effekte für Speicher und flexible Lasten durch \r\ndie europarechtlich geforderten Rückzahlungen, die insbesondere im ZKM zum Tragen \r\nkommen?\r\n(max. 2.500 Zeichen)\r\nErfahrungen aus dem belgischen Kapazitätsmarkt zeigen, dass die Rückzahlungsverpflichtung \r\nfür Speicher und flexible Lasten eine Herausforderung ist. Allerdings sehen wir verschiedene \r\nfunktionale Lösungsmöglichkeiten. So können Rückzahlungsverpflichtungen bspw. durch ein \r\nstop-loss Limit begrenzt werden, sodass der zurückzuzahlende Betrag nicht den Betrag der \r\nKapazitätszahlung überschreitet. Hierdurch wird sicherer gestellt, dass flexible Lasten und \r\nSpeicher zumindest nicht schlechter gestellt werden können. \r\n2.5 Wie bewerten Sie die Synthese aus ZKM und DKM im kombinierten KKM hinsichtlich \r\nder Chancen und Herausforderungen?\r\n(max. 2.500 Zeichen)\r\nDie vier ÜNB sehen aufgrund derselben Dimensionierungsherausforderung wie im ZKM und \r\neinem identischen Präqualifikations- und De-Rating Verfahren in ZKM und DKM keinen Vorteil \r\ndes KKM, sondern erwarten höhere Gesamtkosten, eine höhere Komplexität für Marktteilnehmer\r\nund damit weitere Risiken: \r\nKomplexität: Der französische Kapazitätsmarkt, der am ehesten dem Modell des KKM \r\nentspricht, hat gezeigt, dass hohe Komplexität die Funktionsfähigkeit beeinträchtigt und hohe\r\nKosten verursacht. So gibt es Probleme mit der Verständlichkeit des Mechanismus für die \r\nbetroffene Marktakteure und VNBs resultierend in einem hohen Bedarf an personellen \r\nRessourcen für die Kundenunterstützung und zur Koordinierung der Präqualifikation. In \r\nDeutschland ist dies aufgrund der deutlich höheren Anzahl an VNB vermutlich noch schwieriger \r\numzusetzen. \r\nLokale Komponente: Analysen der ÜNB zeigen, dass mit Blick auf die Systemsicherheit die \r\nverschiedenen Bedarfe des Stromsystems, z.B. ausreichend Kapazitäten für den Redispatch, \r\nunbedingt bei der Allokation von Kapazitäten berücksichtigt werden müssen. Hierfür ist es \r\nnotwendig, den Kapazitätsmarkt um eine lokale Komponente zu ergänzen. In einem KKM wäre \r\neine lokale Komponente nur für zentrale Auktionen möglich. Für die zunehmend wichtiger \r\nwerdenden Flexibilitätspotentiale sehen wir in dezentralen Auktionen kaum die Möglichkeit einer \r\nlokalen Steuerung. In der Folge würden fehlende Anreize für einen systemdienlichen Zubau die \r\nNetzengpassproblematik weiter verschärfen und die Systemsicherheit gefährden. \r\nDringlichkeit: Das Design, die Transformation dieses in einen Gesetzesrahmen und die \r\nOperationalisierung eines Kapazitätsmarktes sind komplexe Prozesse, die viel Zeit in Anspruch \r\nnehmen. Zudem wird eine Zustimmung der EU-Kommission benötigt. Insbesondere die \r\nProbleme des KKM in Hinblick auf mögliche Wettbewerbsverzerrungen durch die Trennung der \r\nAuktionen für Neu- und Bestandsanlagen wird eine Hürde für die Genehmigungsfähigkeit des \r\nDesigns darstellen. Auch die Schwierigkeit der nach europäischen Recht vorgeschriebenen \r\ngrenzüberschreitenden Teilnahme ausländischer Anlagen wird in dem KKM Ansatz \r\nIntern (Internal)\r\nUmsetzungsprobleme mit sich bringen die eine Genehmigung erschweren. Sollen erste \r\nAuktionen des Kapazitätsmarktes bereits 2028 durchgeführt werden, sollte ein möglichst \r\neinfaches bereits in der Praxis verwendetes Design gewählt werden. Für ein völlig neues Design \r\nin Form eines KKM scheint diese Zeit zu knapp bemessen.\r\n2.6 Wäre aus Ihrer Sicht auch eine Kombination aus ZKM und KMS denkbar?\r\n(max. 2.500 Zeichen)\r\nEine solche Kombination weist aus Sicht der vier Übertragungsnetzbetreiber im Vergleich zum \r\nKKM dieselben und noch weitere Risiken auf und ist somit abzulehnen. So sind insbesondere die \r\nPräqualifikation und das De-Rating als kritisch anzusehen, da Anlagenbetreiber die gesicherte \r\nLeistung in Knappheitssituation selbst beurteilen. Die Beurteilung, wann eine \r\nKnappheitssituation vorliegt, und wie hoch der Bedarf in dieser ist, kann ein einzelner Betreiber \r\njedoch nicht abschätzen. Den Übertragungsnetzbetreibern liegen hier die relevanten Daten vor, \r\nbzw. sie können diese mit Hilfe von probabilistischen Modellen berechnen, die nicht alle\r\ndezentralen Akteure vorliegen haben. Somit können sie zentralisiert wesentlich besser \r\nabschätzen, zu welchem Ausmaß welche Technologie in einer Knappheitssituation \r\nwahrscheinlich zur Verfügung steht. Überließe man dieses De-Rating den Erbringern gesicherter \r\nLeistung, könnte es zu massiven Fehleinschätzungen kommen, die die Versorgungssicherheit \r\ngefährden. Weiterhin sind auch Probleme strategischen Gebotsverhaltens denkbar, in denen \r\nErbringer gesicherter Leistung ihre Kapazitäten bewusst zu hoch schätzen, um höhere Erlöse zu \r\nerzielen, während das Gesamtrisiko vergemeinschaftet wird.\r\n2.7 Haben Sie darüber hinaus Anmerkungen zu diesem Handlungsfeld?\r\n(max. 2.500 Zeichen)\r\nDen vier ÜNB ist klar, dass alle Lösungen zur Sicherstellung der Versorgungssicherheit \r\nunterschiedliche Vor- und Nachteile aufweisen. Ziel muss es somit sein, den Mechanismus mit \r\ndem besten Kosten-Nutzen-Verhältnis zu identifizieren. Dies ist aus unserer Sicht der ZKM \r\nergänzt um eine lokale Komponente, da er die höchste Effektivität und Steuerbarkeit bietet. Der \r\nZKM kann in Ergänzung zur KWS die für die Versorgungssicherheit notwendigen Investitionen in \r\nsteuerbare Kapazitäten von 21 GW bis 2030 anreizen und damit den Kohleausstieg flankieren.\r\nAuch in unseren europäischen Nachbarstaaten hat sich der ZKM zur Gewährleistung des \r\nVersorgungssicherheitsniveaus durchgesetzt. Ein ähnlicher Ansatz wie in Belgien, Frankreich \r\nund Polen ermöglicht potentiell eine bessere gemeinsame Koordinierung des gemeinsamen \r\nKapazitätsbedarfs. Ein deutscher Sonderweg sollte mit Blick auf die europäische Integration und \r\ndie Notwendigkeit zur zeitnahen Realisierung vermieden werden.\r\nHinsichtlich des KKM sehen wir zahlreiche Risiken (hohe Komplexität, erwartbar lange \r\nImplementierungszeit, Wettbewerbsverzerrung zwischen bestehenden und neuen Anlagen, \r\nfragliche Umsetzbarkeit grenzüberschreitender Teilnahme). Auch die besonders wichtige \r\nIntegration einer lokalen Komponente scheint in einem KKM, zumindest im dezentralisierten Teil, \r\nkaum umsetzbar. Dies führt zu erheblichen Nachteilen mit Blick auf die notwendige \r\nnetzdienliche räumliche Allokation der Anlagen.\r\nIm Optionenpapier wird auch die Schaffung einer weiteren Reserve außerhalb des Marktes für \r\nExtremsituationen dargestellt (Box 10). Die Erfahrung aus der bestehenden Kapazitätsreserve in \r\nDeutschland zeigt, dass hier für Bestandsanlagen Kosten entstehen, die über denen von \r\nNeuanlagen liegen. Daher möchten die ÜNB darauf hinweisen, dass bei der Absicherung von \r\nIntern (Internal)\r\nExtremsituationen die Effizienz des Gesamtkonzepts gewährleistet sein muss. Für eine \r\nverlässliche Netzreserve in den 2030er Jahren ist anzumerken, dass die Probleme der \r\nPersonalverfügbarkeit, der technischen und rechtlichen Betriebsbereitschaft, \r\nStandortkonkurrenz und der Brennstoffversorgung gelöst werden müssen. Entscheidend ist die \r\nMöglichkeit zur langfristigen Planung und Refinanzierung.\r\nBesonders wichtig ist es nun, dass politisch zeitnah Entscheidungen getroffen werden, um den \r\nKohleausstieg fristgerecht zu ermöglich und den Versorgungssicherheitsstandard langfristig zu \r\ngewährleisten.\r\nIntern (Internal)\r\n3 Leitfragen zu Kap. 3.3, lokale Signale\r\n3.1 Welche Rolle sehen Sie für lokale Signale in der Zukunft?\r\nAus Sicht der ÜNB sind lokale Signale, neben einem prioritären Netzausbau, ein elementarer \r\nBaustein für eine effiziente Energiewende, da sie bei einer zielgerichteten Ausgestaltung das \r\nPotential haben, den Kapazitäts- und Transportbedarf des Stromnetzes ex-ante, d.h. vor dem \r\naktiven Eingriff durch die Systemführungen der ÜNB, auf ein effizientes Maß zu begrenzen. \r\nAndernfalls besteht das Risiko, dass einerseits der Netzausbaubedarf über das derzeit geplante \r\nNiveau steigt sowie kurz- und mittelfristig der Redispatchbedarf die verfügbaren Potentiale \r\nübersteigt und schlicht die notwendigen Prozesse und IT-Systeme weder den notwendigen \r\nReifegrad oder Robustheitsgrad besitzen. Dies liegt auch darin begründet, dass ohne \r\nAnreizwirkung die Kooperationsbereitschaft der Netznutzer, einem hochgradig durch \r\nNetzbetreiber bewirtschafteten System zu folgen, begrenzt sein wird. Die Nutzung der \r\ndezentralen Anreize wird, wenn richtig implementiert, immer schneller, effizienter und robuster \r\nfunktionieren als ein zentralisiertes Regime.\r\nLokale Signale sollten daher beide Dimensionen, also Standortentscheidung und Betriebsweise\r\numfassen.\r\nLokale Investitionssignale sind aus heutiger Sicht besonders für große und neue Punktlasten \r\nrelevant, aus ÜNB-Sicht sogar besonders vordringlich. Das betrifft vor allem die Elektrolyse und \r\nStromspeicher/Batterien. Eine Möglichkeit stellen auch lokale Signale durch \r\nSystemdienstleistungsbedarfe dar, die Systembedarfe über das Engpassmanagement hinaus \r\nanzeigen könnten. Auch bei der Planung des Netzausbaus wird von einer sinnvollen lokalen \r\nVerortung bspw. von großen neuen Punktlasten wie Elektrolyseuren ausgegangen und der \r\nflexible Einsatz im Netz unterstellt. Hier sollten die gesetzlich regulatorischen Vorgaben \r\nbezüglich lokaler Anreize und Einsatz im Netzbetrieb die Planungsprämissen widerspiegeln.\r\nLokale Betriebssignale sind für alle Marktteilnehmer relevant, um die Berücksichtigung von \r\nphysikalischen Grenzen im Marktgeschehen zu verbessern und die Beherrschbarkeit trotz hoher \r\nEE und Speicherdurchdringung sicherzustellen. \r\n3.2 Welche Vor- und Nachteile bestehen bei den vorgestellten Optionen für lokale Signale?\r\n(Jeweils max. 2.000 Zeichen)\r\nVorteile:\r\nDie Vorteile der vorgeschlagenen Optionen stellen sich aus unserer Sicht wie folgt dar: \r\ndynamische Netzentgelte bedürfen zwar einer gesetzlichen Änderung, sind aber \r\ngrundsätzlich mit dem aktuellen System kompatibel. Zudem können sie einen effektiven \r\nAnreiz für eine netzdienliche Flexibilitätserbringung darstellen und mittelfristig den \r\nRedispatchbedarf senken. Die Wirkung des Instruments als Investitionsanreiz ist aufgrund \r\nder Informationsasymmetrie und Unsicherheit für den Anlagenbetreiber nur bedingt \r\ngegeben. Diese Lücke könnte ein zentral vorgegebener intelligenter Baukostenvorschuss \r\nschließen.\r\nDie Nutzung von lokalen Anreizen in Fördermechanismen ist vorteilhaft, da sie kurzfristig \r\numsetzbar ist und zielgerichtet als effektiver Investitionsanreiz für die neuen geförderten \r\nTechnologien wirkt. Dementsprechend sind die Verteilungswirkungen im Gesamtsystem \r\nbeschränkt. \r\nIntern (Internal)\r\nDie Erprobung der Nutzung flexibler Lasten im Rahmen des Engpassmanagement ist aus \r\nunserer Sicht neben dem Heben der Redispatchpotentiale aus dem RD2.0 eine Maßnahme, \r\nmit der das Redispatchpotential, insbesondere das Hochfahrpotential im Süden, für \r\nNetzbetreiber erhöht werden kann. Zudem ist auch hier die Umsetzbarkeit im aktuellen \r\nSystem durchaus möglich und weist begrenzte Verteilungswirkungen auf.\r\nNachteile:\r\nIm Falle dynamischer Netznutzungsentgelte ist die Effektivität aufgrund unterschiedlicher \r\nAspekte unsicher. Einerseits findet der Großteil des Verbrauchs in Netzebenen unterhalb \r\nder Übertragungsebene statt, sodass ein entsprechendes Signal über alle Netzebenen \r\nkonsistent sein müsste. Aufgrund der Freiwilligkeit zur Reaktion seitens der Netzkunden auf \r\ndas Preissignal ist allerdings unklar, wie die tatsächliche Wirkung auf das Netz ausfällt. \r\nAndererseits wird die Effektivität eingeschränkt, da ein solches Signal vorab definiert werden \r\nmüsste und somit nur signifikante und erwartete Engpässe abbilden könnte. Ergänzend \r\nhinzu kommen aktuell relevante Befreiungen (§ 118 Abs. 6 EnWG) und Rabattierungen (§ 19 \r\nAbs. 2 StromNEV), die in der weiteren Ausgestaltung einzubinden sind. Hieraus können \r\nVerteilungseffekte entstehen, welche die Akzeptanz einschränken. Abschließend bedingt \r\ndas Instrument einen erheblichen Umsetzungsaufwand und Erlösrisiko auf Seiten der \r\nNetzbetreiber.\r\nBzgl. der Fördermechanismen besteht durch lokale Anforderungen ein Risiko einer \r\nFehlsteuerung und Beschränkung von Innovationen. Durch die Nutzung von Preissignalen \r\nkann dies zum Teil mitigiert werden. Zudem wirkt das Instrument in erster Linie zur \r\nInvestitionssteuerung, sodass einerseits der Betrieb unbenommen bleibt.\r\nDie Einbindung von flexiblen Lasten in das Engpassmanagement ist noch mit Unsicherheit \r\nüber die Effektivität versehen. Die Sensitivität der dezentralen Lasten auf Engpässe ist \r\nderzeit schwer prognostizierbar. Je nach Ausgestaltung der marktlichen Beschaffung können \r\nzudem marktverzerrende Effekte entstehen. Hier wäre eine umfassendere Pilotierung zur \r\nEinbindung von Lasten in den Redispatch vorteilhaft, um die realen Implikationen zu \r\nuntersuchen und eine empirische Grundlage zur Bewertung des Kosten\u0002Nutzenverhältnisses der Nutzung dezentraler Flexibilitäten im Engpassmanagement zu \r\nbilden.\r\n3.3 Welche Ansätze sehen Sie, um lokale Signale im Strommarkt zu etablieren und sowohl \r\neffizienten Einsatz/Verbrauch als auch räumlich systemdienliche Investitionen \r\nanzureizen?\r\n(max. 2.500 Zeichen)\r\nAus der ÜNB-Perspektive sind lokale Signale für systemdienliche Investition derzeit von \r\nbesonderer Relevanz, da sie einen maßgeblichen Hebel für den Netzausbaubedarf darstellen. \r\nWir teilen die Einschätzung, dass Fördermechanismen ein effektives und kurzfristig \r\numsetzbares Instrument sind, insb. mit Blick auf Wasserstoff-Elektrolyse. Ein \r\nKapazitätsmechanismus für neue steuerbare Kapazitäten ist um eine lokale Komponente zu \r\nergänzen. Neben der Schaffung finanzieller Anreize sollte auch die Transparenz über die \r\nverfügbaren und zukünftigen Anschluss- und Transportkapazitäten erhöht werden. Wir sind der \r\nMeinung, dass Fördermechanismen für Investitionen um eine netzdienlichere und \r\nIntern (Internal)\r\nregelzonenübergreifende Ausgestaltung der Netzanschlusskosten für Lasten ergänzt werden\r\nsollten. \r\nMit Blick auf effizientere Betriebsanreize sind bestehende Flexibilitätshemmnisse abzubauen.\r\nInsb. die Bandlastregelung für die individuellen Netznutzungsentgelte. Damit verbunden ist eine \r\nStärkung lokaler Betriebsanreize durch netzdienliche Komponenten notwendig. Eine weitere \r\nMöglichkeit hierzu wäre die Einführung sog. „Feasibility Ranges“, angelehnt an die schon heute \r\nbestehenden Einsatzeinschränkungen von Anlagen unter Redispatch. Dies würde sicherstellen, \r\ndass Marktteilnehmer die Physik des Stromnetzes bei Anpassungen ihrer Stromproduktion und -\r\nnachfrage insb. echtzeitnah zu berücksichtigen. Zusätzlich sehen wir einen maßgeblichen \r\nBeitrag der Integration von Elektrolyseuren und PtH-Anlagen in das Engpassmanagement. Die \r\nNetzbetreiber sollten in ihren Möglichkeiten gestärkt werden, Prozesskonformität \r\nsicherzustellen.\r\nUm im aktuellen Marktdesign (lokale) Fehlanreize zu vermeiden, sollte es keine Verpflichtungen \r\ngeben, real nicht-existierende Netzkapazitäten an den Strommarkt zu geben. Zu diesem Zweck \r\nsollte auch die Möglichkeit erhalten bleiben, interne Netzelemente als Handelsrestriktionen im \r\neuropäischen Stromhandel zu berücksichtigen.\r\n3.4 Welche Gefahren sehen Sie, wenn es nicht gelingt, passende lokale Signale im \r\nStrommarkt zu etablieren?\r\nDie wesentliche Gefahr besteht in einer weiter zunehmenden Diskrepanz von Netz und Markt. \r\nDies resultiert in zukünftig massiven Herausforderungen für den Systembetrieb und äußert sich \r\nbereits jetzt einerseits durch ansteigende Redispatchbedarfe und -kosten. Andererseits besteht \r\ndas signifikante Risiko, dass derzeitig implementierten Instrumente nicht mehr ausreichen, \r\ndiese Herausforderungen zu beherrschen (siehe dazu auch die Antworten in Abschnitt 3.1). Ein \r\nSystembetrieb, in dem allein in Deutschland regelmäßig Redispatchmaßnahmen im Umfang von \r\nüber 30 GW notwendig werden, birgt signifikante Systemsicherheitsrisiken und erhöht das Risiko \r\nfür überregionale Systemstörungen. Mittel- bis langfristig kann sich ebenfalls ein erhöhter \r\nNetzausbaubedarf begründen, der das derzeit geplante Niveau übersteigt. Dies kann daraus \r\nresultieren, dass derzeitige Annahmen im Netzentwicklungsplan zur systemdienlichen \r\nVerortung insbesondere für Elektrolyse zu hinterfragen wären, sodass ein Abweichen von diesen \r\neinen weiteren Ausbaubedarf begründen kann. Beide Aspekte können die netzseitigen Kosten \r\nder Energiewende erhöhen.\r\nDarüber hinaus können lokale Signale im Strommarkt ein relevantes Koordinierungssignal für die \r\nSystemintegration sein. Insbesondere der Entwicklung einer Wasserstoffinfrastruktur und \r\ndessen Nutzung baut auf einer klaren Perspektive zur Verortung der Einspeise- und \r\nEntnahmepunkte für grünen Wasserstoff auf. Elektrolyseure und wasserstofffähige steuerbare \r\nKapazitäten sind hier maßgebliche Schnittstellen zum Stromsektor.\r\n3.5 Wie können lokale Preissignale möglichst einfach ausgestaltet werden, um neue \r\nKomplexität und etwaige Umsetzungsschwierigkeiten zu reduzieren??\r\n(max. 2.500 Zeichen)\r\n3.6 Haben Sie darüber hinaus Anmerkungen zu diesem Handlungsfeld?\r\n(max. 2.500 Zeichen)\r\nIntern (Internal)\r\nDie im Optionenpapier vorgeschlagenen Instrumente weisen stellenweise einen kurzfristigen \r\nFokus, d.h. insb. derzeitige Rahmenbedingungen auf. Beispielsweise sollte der \r\nFördermittelbedarf für bestimmte Technologien nur temporär sein, allerdings kann die \r\nBetroffenheit bspw. von Netzentgelten sich im Zeitverlauf verändern. Dementsprechend sollte \r\nmit Blick auf das zukünftige System sichergestellt sein, dass Instrumente für lokale Signale insb. \r\nmit Wirkung auf die Investitionen nicht temporär limitiert sind.\r\nNicht nur mit Blick auf diesen Bericht wäre die Entwicklung eines gemeinsamen Verständnisses \r\nvon System- und Netzdienlichkeit wünschenswert.\r\nWeitere Ressourcen in den Redispatch integrieren: Die im Redispatch 2.0 als verpflichtend \r\nvorgesehenen Anlagen (Anlagen ab 100 kW) müssen zeitnah in die Redispatch-Prozesse \r\nintegriert werden. Das betrifft auch das Hochfahrpotenzial aus flexiblen (oder ggf. marktlich \r\nabgeschalteten) EE-Anlagen. Darüber hinaus könnte kurzfristig eine Pilotierungsphase des \r\nergänzenden marktbasierten RD3.0 zur Einbindung flexibler Lasten beginnen. Mit Hilfe einer \r\nsolchen Pilotierungsphase würde die empirische Grundlage zur Bewertung der netztechnischen \r\nWirksamkeit und der marktlichen Effizienz von lastseitiger Flexibilität im Engpassmanagement \r\ngeschaffen werden.\r\nIntern (Internal)\r\n4 Leitfragen zu Kap. 3.4, Flexibilität\r\n4.1 Stimmen Sie der Problembeschreibung und den Kernaussagen zu?\r\nJa\r\n4.2 Ist die Liste der Aktionsbereiche vollständig und wie bewerten Sie die einzelnen \r\nAktionsbereiche?\r\n1. Dynamische und innovative Tarifmodelle können helfen, Flexibilitäten auf Verbrauchsseite zu \r\nheben und marktdienlich zu nutzen. Hieraus kann ein positiver Beitrag der Nachfrageseite in \r\nSituationen mit Erzeugungsüberschuss oder Lastunterdeckung entstehen. Beispielhaft sind \r\nSituationen, in denen aufgrund niedriger Spotmarktpreise eine höhere Nachfrage auch in \r\nSüddeutschland angeregt wird, die wiederum den Nord-Süd Stromtransport erhöhen kann. Eine \r\nAusgestaltung muss daher konsistent mit dem Instrument dynamische Netzentgelte erfolgen, \r\ndamit eine system- und netzdienliche Verbrauchsentscheidung getroffen werden kann.\r\n2. Insgesamt sind die Überlegungen zur Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik positiv zu \r\nbewerten. Anders als die Stromtarife jedoch, welche insbesondere die Strombeschaffungskosten\r\nabbilden sollen, dienen die Netzentgelte der Refinanzierung des Ausbaus, der Instandhaltung und \r\ndes Betriebs der Netze. Zudem sind weitere Aspekte bei einer möglichen Umsetzung zu \r\nbeachten:\r\n• Komplexität und Transparenz\r\n• Umsetzungsaufwand\r\n• Ungleichmäßige Auswirkungen auf Verbrauchergruppen\r\n3. Die Volatilität der erneuerbaren Energien und die daraus resultierenden Marktpreise sowie die \r\nRegelungen für individuelle Netzentgelte (§ 19 Abs. 2 StromNEV) senden unterschiedliche \r\nSteuerungssignale, was auch Auswirkungen auf eine mögliche Effektivität dynamischer \r\nNetzentgelte haben kann. Die individuellen Netzentgelte gem. § 19 Abs. 2 StromNEV stellen\r\nderzeit ein Hemmnis für lastseitige Flexibilität mancher Industriebetriebe dar, was auch \r\nAuswirkungen auf eine mögliche Effektivität dynamischer Netzentgelte hätte. Entsprechend ist \r\ndas Bestreben diese nun zu überarbeiten grundsätzlich positiv zu bewerten. Gleichwohl sind die \r\nPotentiale aus industr. Prozessflexibilität kurz-/mittelfristig begrenzt. Auch abseits §19 (2) werden \r\nHürden in der Erschließung gesehen (Attraktivität/ Wert der Flexibilität).\r\nJenseits der Netzentgeltthemen, deren Einführung und Ausgestaltung in die Zuständigkeit der \r\nunabhängigen Regulierungsbehörde fallen:\r\n4.3 Welche konkreten Flexibilitätshemmnisse auf der Nachfrageseite sehen Sie und \r\nwelche Lösungen?\r\nIntern (Internal)\r\n(Jeweils max. 2.000 Zeichen)\r\nHemmnisse:\r\nIn der PKNS Sitzung der AG2 und AG4 am 26.4.2023 haben die ÜNB auf folgende Hemmnisse\r\nhingewiesen: Derzeit mangelnde Wirtschaftlichkeit (fehlender Business Case aus Sicht \r\npotentieller Flexibilitätsanbieter und Regularien), Probleme bei Infrastruktur, Zugänglichkeit und \r\nKommunikation (drei Themenfelder: digitale Infrastruktur / Bilanzierung, Marktzugang / \r\nMarktdesign, Marktkommunikation). Zwei spezielle Punkte werden hier ausführlicher \r\nbeschrieben:\r\nKomplexe Prozesse in der Marktkommunikation:\r\nDie derzeit gültigen Prozesse, Fristen und Inhalte der Marktkommunikation, die dazu \r\ngeltenden Vorschriften und die in EVU eingesetzten IT-Systeme sind weder auf \r\nechtzeitnahe Datenübermittlung noch auf den Datenumfang bei höherfrequenter \r\nAuflösung und den Bedarf an Stammdateninformationen ausgelegt, um flexible Assets \r\nunter Einsatz von Smart Metern effizient zu nutzen und in Echtzeit Aussagen über die \r\ntatsächliche Netz- und Marktsituation treffen zu können.\r\nUnflexibler Speichereinsatz durch Förderregime:\r\nMit dem aktuell geltenden Ausschließlichkeitsprinzip für Heimspeicher in Kombination mit \r\nder festen Einspeisevergütung für PV-Anlagen, werden viele Heimspeicher nicht flexibel \r\ngenutzt oder bleiben in Zeiten geringer PV-Erzeugung sogar ungenutzt. Auch mit der \r\nVerfügbarkeit dynamischer Tarife ist unter den jetzigen Bedingungen keine \r\nsystemdienliche Nutzung dieser Speicher zu erwarten. Zudem überlagert das \r\nEigenverbrauchsprivileg meist potenzielle Einsparungen durch eine Flexibilisierung des \r\nVerbrauchs. \r\nLösungen:\r\nVorschläge der ÜNB sind in den anderen Antworten enthalten. Zu den beiden spezifischen \r\nHemmnissen oben:\r\nData Hub Initiative\r\nVerschiedene derzeit laufende F&E-Initiativen verfolgen dazu beispielsweise einen Data \r\nHub Ansatz, mit dem Daten unter Wahrung der Datensouveränität synchron zur Verfügung \r\ngestellt und durch Berechtigte genutzt werden können, um so zu einer schnelleren und für \r\nalle Beteiligten synchronen Datenverfügbarkeit bei steigendem Datenumfang beizutragen. \r\nDarüber hinaus soll dieser Ansatz die technologische Grundlage für zukünftige \r\nAnforderungen bieten, wie der Datenberechtigung und der Pseudonymisierung, die bspw. \r\nfür die Bilanzierung viertelstündlicher Messwerte relevant sind. \r\nAnreize zur marktorientierten Nutzung von Heimspeichern\r\nHierzu wurde bereits im Rahmen des Solarpakets eine Änderung des §19 Abs. 3a,b EEG \r\nbeschlossen. Durch neue Mess- und Bilanzierungskonzepte soll es möglich sein, \r\nnachzuvollziehen, wie viel Grünstrom und Graustrom in den Speicher geladen und \r\nentladen wird, um eine Mischnutzung des Speichers zu ermöglichen. Die Umsetzung \r\ndessen, welche schrittweise bis Oktober 2026 erfolgen soll, muss jedoch jetzt in der \r\nIntern (Internal)\r\nBranche diskutiert und erprobt werden, um die erforderlichen Prozesse in die Wege zu \r\nleiten. Des Weiteren ist unklar, inwiefern das Eigenverbrauchsprivileg trotz Mischnutzung \r\nund dynamischen Tarifen einen marktorientierten Flexibilitätseinsatz überlagert. \r\n4.4 Welche konkreten Handlungsoptionen sehen Sie in den einzelnen Handlungsfeldern?\r\n(max. 2.500 Zeichen)\r\nDamit Endkund*innen von einem Festpreistarif zu einem zeitvariablen oder dynamischen Tarif \r\nwechseln, reicht die faktische Attraktivität des Tarifs allein nicht aus. Endkund*innen müssen in \r\ndie Lage versetzt werden, Vor- und Nachteile mit einem überschaubaren Aufwand selbst \r\nbeurteilen zu können. Da sich Kosten, Kostenrisiken, die Möglichkeit Einsparungen durch \r\nflexibles Verhalten zu erzielen und Präferenzen, wie die Risikoaversion, zwischen Verbrauchern \r\nunterscheiden, braucht es individualisierte Informations- und Vergleichsangebote. Ein zentrales \r\nElement entsprechender Services, die beispielsweise von Vergleichsportalen und \r\nStromlieferanten bereitgestellt werden könnten, sind aller Voraussicht nach Prognosen für die \r\nStrombezugskosten auf Basis historischer Messwerte. Entsprechende Daten können \r\nServiceanbieter über die Marktrolle ESA von MSB erhalten. Voraussetzung dafür ist allerdings, \r\ndass Serviceanbieter die Berechtigungen der Endkund*innen dem MSB nachweisen können. \r\nDieser Prozess ist in Deutschland aktuell papierbasiert und daher nicht kundenfreundlich und \r\nzugleich zeitaufwendig für ESA und MSB. Gemäß einer EU-Implementing Regulation (2023/1162) \r\nist Deutschland verpflichtet, diesen Berechtigungsprozess zu digitalisieren (vgl. Aufgaben des \r\nPermission Administrators gemäß Implementing Regulation). Eine kundenfreundliche und \r\nmassenmarktaugliche Umsetzung der Rolle des sogenannten Permission Administrators ist \r\nentscheidend, damit Endkund*innen Serviceanbietern ihre Daten problemlos zur Verfügung \r\nstellen können. Die Auswirkung auf den Hochlauf dynamischer Tarife sollte daher bei der \r\nregulatorischen Festlegung für die Implementierung des Permission Administrator in \r\nDeutschland berücksichtigt werden.\r\n4.5 Haben Sie darüber hinaus Anmerkungen zu diesem Handlungsfeld?\r\n(max. 2.500 Zeichen)\r\nZusätzliche Hemmnisse, aber ohne konkrete Lösung/Handlungsempfehlung\r\n- Konsistente Ausgestaltung von Steuern, Abgaben und Umlagen zwischen den \r\nEnergieträgern, um eine effiziente Systemintegration zu ermöglichen\r\n- Sicherstellen, dass etwaige Flexibilitätshemmnisse auch über sektorale Grenzen hinweg \r\nbetrachtet werden. Bspw, dass das Flexibilitätspotential eines Elektrolyseurs für den \r\nStromsektor voll nutzbar ist und nicht durch die Regulatorik und Marktregeln im \r\nWasserstoffsektor beschränkt wird. \r\n- Für das massenhafte Ausschöpfen von Potentialen aus (Kleinst)flexibilitäten müssen \r\nnoch Prozesse geschaffen oder weiterentwickelt werden – bspw. durch die Aggregation \r\nvon Flexibilitäten, mglw. durch Branchenfremde.\r\nNicht nur mit Blick auf diesen Bericht wäre die Entwicklung eines gemeinsamen Verständnisses \r\nvon System- und Netzdienlichkeit wünschenswert."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-09-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009516","regulatoryProjectTitle":"Sicherstellung von Maßnahmen zur Gewährleistung von Systemstabilität und Versorgungssicherheit","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/26/f6/357694/Stellungnahme-Gutachten-SG2409260047.pdf","pdfPageCount":11,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 10.09.2024 | Seite 1 von 11\r\nSTELLUNGNAHME DER 4 ÜNB ZUM REFERENTENENTWURF EINES \r\nGESETZES ZUR ÄNDERUNG DES ENERGIEWIRTSCHAFTSRECHTS IM \r\nBEREICH DER ENDKUNDENMÄRKTE, DES NETZAUSBAUS UND DER \r\nNETZREGULIERUNG\r\nDie vier Übertragungsnetzbetreiber bedanken sich für die Übersendung des Referentenentwurfs eines \r\nGesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus \r\nund der Netzregulierung sowie für die Möglichkeit zur Stellungnahme innerhalb der gesetzten Frist.\r\nAus Sicht der Übertragungsnetzbetreiber enthält der vorliegende Referentenentwurf wichtige Anpassungen \r\ndes Energiewirtschaftsrechts. Das betrifft etwa die Erweiterungen der Möglichkeiten zur Umrüstung \r\nstillgelegter Kraftwerke zu rotierenden Phasenschiebern im neuen § 13l EnWG. Allerdings ist die \r\nBegrenzung dieser Möglichkeiten auf Steinkohleanlagen und kleine Braunkohleanlagen nicht zielführend. \r\nDaher sollte diese Erweiterung auch für große stillgelegte Braunkohlkraftwerke gelten.\r\nFür die Übertragungsnetzbetreiber ist vor allem die Änderung des § 14 EnWG mit Blick auf die \r\nWeiterentwicklung des Redispatch 2.0 von herausgehobener Bedeutung. Sie erlaubt einen kontrollierten \r\nund rechtssicheren Übergang vom unbilanzierten zum bilanzierten Redispatch und räumt der BNetzA dafür \r\ndie notwendigen Freiheitsgrade ein. Ein wichtiger Schritt ist dabei auch die Aufnahme der finanziellen \r\nKompensation in das EnWG und die Schaffung von Anreizen zur Teilnahme am Redispatch 2.0. Die \r\nÜbertragungsnetzbetreiber weisen allerdings darauf hin, dass durch die Streichung von § 14 Abs. 1c Satz \r\n3 der Anspruch des auffordernden Netzbetreibers auf Abnahme des bilanziellen Ausgleichs durch den \r\naufgeforderten Netzbetreiber entfiele. Daher sollte dieser Satz wieder aufgenommen werden. Die ÜNB \r\nweisen außerdem daraufhin, dass das MaStR bei der Ausgestaltung der für den Redispatch erforderlichen \r\nDatenprozesse und der Sicherstellung der Datenqualität der Datenlieferungen eine wichtige Rolle spielen \r\nsollte.\r\nDie im Referentenentwurf vorgesehene Internetplattform der Verteil- und Übertragungsnetzbetreiber ist ein \r\nwichtiger Ausgangpunkt für die Entwicklung eines zentralen Hubs über den perspektivisch wichtige\r\nenergiewirtschaftliche Daten ausgetauscht werden können. Allerdings sind die vorgesehenen Fristen zur \r\nUmsetzung der Plattform erheblich zu kurz. Zielführender wäre es, die Bundesnetzagentur zur Festlegung \r\nangemessener Fristen für einen schrittweisen Aufbau der Plattform zu ermächtigen.\r\nDarüber hinaus enthält die Stellungnahme Vorschläge für weitere Präzisierungen und \r\nGesetzesanpassungen insbesondere im Planungs- und Genehmigungsrecht. \r\nBedauerlich ist, dass der vorliegende Referentenentwurf keine Regelungen zum Thema Steuerbarkeit von \r\nErneuerbare-Energien-Anlagen und EEG-Förderung bei negativen Preisen beinhaltet. Die ÜNB begrüßen \r\ndie Ankündigung, dass diese Themen im Ressortkreis weiter diskutiert werden und empfehlen dringend die \r\nin der Wachstumsinitiative der Bundesregierung beschlossenen Maßnahmen im Rahmen dieses \r\nGesetzgebungsverfahrens umzusetzen. Für die ÜNB ist dabei besonders wichtig, die Steuerbarkeit sowie \r\ndie Marktintegration von insbesondere auch kleinen Erneuerbaren-Energien-Anlagen und Speichern zu \r\nerhöhen. Deswegen sollten unter anderem künftig EE-Anlagen und Speicher ab einer Leistung von 7kWp \r\nBerlin, 10.09.2024 | Seite 2 von 11\r\nsteuerbar sein, regelmäßige Funktionstests zur Steuerbarkeit dieser Anlagen durchgeführt werden sowie \r\ndie Förderung bei negativen Preisen bei direktvermarkteten EE-Anlagen eingestellt werden. Darüber \r\nhinaus erachten die ÜNB die Umstellung der EEG-Förderung auf ein produktionsunabhängiges Modell für \r\nzielführend.\r\nNachfolgend können Sie die detaillierte Stellungnahme der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber \r\nfinden. Wir regen an, folgende Punkte zu berücksichtigen:\r\nZu Art. 1 Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) \r\nZu Nr. 12: §13l EnWG\r\nBewertung: \r\nDie ÜNB begrüßen die Einführung einer Phasenschieberregelung. Der Mangel an dynamischer \r\nBlindstromstützung und Momentanreserve wird in den kommenden Jahren zunehmen und kann nur bedingt \r\ndurch marktliche Beschaffung und eigene Assets der Übertragungsnetzbetreiber kompensiert werden.\r\nGrundsätzlich ist die Regelung zu begrüßen, da sie etwa im Vergleich zu den bestehenden Regelungen im \r\nKVBG die Maßnahme nicht mehr auf eine Anlage pro Standort begrenzt, sondern auf alle Anlagen erweitert \r\nwerden kann. Dass allerdings große Braunkohleanlagen (>50 MW) dem Anwendungsbereich ausgenommen \r\nwerden, sehen die ÜNB kritisch und sprechen sich für eine homogene Regelung im EnWG aus und raten \r\nvon einer heterogenen Reglung in diversen Gesetzen aufgrund mangelnder Übersichtlichkeit ab. Die derzeit \r\nim KVBG bestehenden Begrenzungen (z.B. Begrenzungen der Umrüstung von nur einem Generator pro \r\nStandort) sollen entfallen.\r\nÄnderungsvorschlag: \r\n§13l Absatz 6 EnWG sollte wie folgt geändert werden: \r\n§13l (6) Die Absätze 1 bis 5 sind nicht ebenfalls anzuwenden auf die in Anlage 2 zum \r\nKohleverstromungsbeendigungsgesetzes genannten Braunkohleanlagen.\r\nNeu eingeführt werden sollte:\r\nArtikel 6\r\nÄnderung des KVBG\r\n§ 42 Abs. 3 wird aufgehoben\r\nBerlin, 10.09.2024 | Seite 3 von 11\r\nZu Nr. 13: § 14 EnWG\r\nBewertung: \r\nDie Übertragungsnetzbetreiber begrüßen die Änderungen ausdrücklich, da der Ansatz einen kontrollierten \r\nund rechtssicheren Übergang vom unbilanzierten zum bilanzierten Redispatch erlaubt und der BNetzA \r\ndafür die notwendigen Freiheitsgrade einräumt. Ebenso ist die Aufnahme der finanziellen Kompensation in \r\ndas EnWG ein richtiger und wichtiger Schritt. \r\nDes Weiteren unterstützen die ÜNB den Ansatz des Gesetzgebers, künftig Anreizinstrumente zur \r\nFörderung einer proaktiven und qualitätsbewussten Prozessteilnahme zu etablieren.\r\nBei der Ableitung eines geeigneten Anreizmodells sollte aus Sicht der ÜNB zwingend die gesamte \r\nProzesskette “Redispatch” (von der Vorplanung über den Abruf bis zur Abrechnung von RD-Maßnahmen) \r\nbetrachtet werden. Ein Anreizmodell, das ausschließlich auf der Bestimmungsmethode zum \r\nAufwandsersatz im unbilanzierten Redispatch gemäß §14 (1b) EnWG basiert, vernachlässigt u.a. die \r\nenorme Bedeutung einer hohen Datenqualität und -zuverlässigkeit für die Prozess- und damit \r\nKosteneffizienz von Redispatch-Maßnahmen. \r\nÄnderungsvorschlag: \r\nNach Artikel 1 des RefE EnWG wird als Teil der Anpassungen des §14 EnWG der §14 Abs. 1c Satz 3 \r\nEnWG gestrichen, da der Anspruch gemäß §13a Abs. 1a Satz 1 und 2 EnWG im Verteilernetz \r\nausgenommen wird. Die Anpassungen für die Ausnahme werden mit Artikel 2 zum 01.01.2032 gemäß \r\nArtikel 8 wieder aufgehoben. \r\nDabei sollte der Artikel 2 Nummer 2 wie folgt ergänzt werden:\r\nc) Satz 3 “Der ihn auffordernde Netzbetreiber hat einen Anspruch auf Abnahme des bilanziellen \r\nErsatzes.” wird eingefügt.\r\nBegründung: \r\nDurch Artikel 2 werden alle Ausnahmeregelungen zum bilanziellen Ausgleich im Verteilernetz im §14 \r\nEnWG rückabgewickelt. Durch die Streichung des Satzes 3 im §14 Abs 1c EnWG nach Artikel 1 des RefE \r\nEnWG entfällt der Anspruch des auffordernden Netzbetreibers auf Abnahme des bilanziellen Ausgleichs \r\ndurch den aufgeforderten Netzbetreiber. Die Wiederaufnahme von Satz 3 sorgt für eine Verpflichtung zur \r\nAbnahme des bilanziellen Ausgleichs, welcher gemäß der korrespondierenden Pflicht zur Beschaffung \r\ndesselbigen gemäß § 13 a (1a) EnWG durch den auffordernden Netzbetreiber beschafft wurde. \r\nAbschließend möchten wir darauf hinweisen, dass das MaStR aus Sicht der ÜNB bei der Ausgestaltung \r\nder für den Redispatch erforderlichen Datenprozesse und der Sicherstellung der Datenqualität der \r\nDatenlieferungen eine wichtige Rolle spielen sollte und sich aus den weiteren Entwicklungen insbesondere \r\ndes Redispatch im Verteilnetz weiterer Anpassungsbedarf an der MaStR-VO ergeben könnte.\r\nZu Nr. 22: §20b \r\nBerlin, 10.09.2024 | Seite 4 von 11\r\nBewertung\r\nDer neu geschaffene § 20 b sieht die Einrichtung und den Betrieb einer gemeinsamen Internetplattform der \r\nVerteil- und Übertragungsnetzbetreiber im Bereich Elektrizität bis 1.7.2025 vor. Eine solche Plattform kann \r\nein geeigneter Ausgangspunkt sein, um den Austausch einer Vielzahl energiewirtschaftlicher Daten \r\nperspektivisch über eine zentralisierte Anlaufstelle (Hub) abzuwickeln. Vor dem Hintergrund der zu \r\nklärenden und zu vereinheitlichenden Prozesse nach Absatz 2, den nötigen, zu implementierenden \r\nSicherheitsmechanismen und den Herausforderungen, die mit dem Aufsetzen einer gemeinsamen \r\nOrganisation für den Betrieb der Internetplattform verbunden sind, wirkt die gesetzte Frist 1.7.2025 deutlich \r\nzu ambitioniert. Wir regen daher an, der BNetzA eine entsprechende Ermächtigung zu erteilen, den \r\nschrittweisen Aufbau der Datenbanken und IT-Systeme und dazu jeweils realistische Termine festzulegen. \r\nSo kann noch nach Inkrafttreten der Novelle und im Austausch mit der Branche ein tragfähiger und \r\nbelastbarer Plan für die Implementierung aufgestellt werden, der auch Wechselwirkungen mit anderen \r\nAnwendungsfällen (wie beispielsweise dem BNetzA-Behörden-Data-Hub, aber auch generell andere \r\nangedachten Hub-Lösungen der Branche) berücksichtigt. Dabei können auch konkret die Rollen und \r\nVerantwortlichkeiten der Marktteilnehmer entwickelt und zugeordnet werden.\r\nZu Nr. 26: § 23c Abs. 3a\r\nBewertung\r\nBei §23c EnWG handelt es sich um die nationale Umsetzung des §20a der RED III. Da absehbar auch die \r\nanderen europäischen Staaten die Vorgaben umsetzen müssen und die sich daraus ergebenen \r\nAnforderungen für alle europäischen Übertragungsnetzbetreiber gelten werden, ist es mittelfristig \r\nzielführend, eine gemeinsame europäische Veröffentlichungsplattform anzustreben. Darüber hinaus \r\nempfehlen wir folgende Änderungen: \r\nÄnderungsvorschlag\r\n§23c Abs. 3a sollte wie folgt geändert werden: \r\nDie Betreiber von Übertragungsnetzen sind verpflichtet, folgende Daten und Informationen auf \r\neiner gemeinsamen Internetseite bereit zu stellen und die Daten nach Nummern 1 und 2 \r\nmindestens stündlich zu aktualisieren:\r\n1. den Anteil erneuerbarer Energien an der in der Stromgebotszone transportierten erzeugten sowie \r\nverbrauchten Elektrizität in Prozent;\r\n2. den durchschnittlichen Gehalt an Treibhausgasemissionen an der in der Stromgebotszone\r\ntransportierten erzeugten sowie verbrauchten Elektrizität in Kilogramm Kohlendioxid pro \r\nKilowattstunde sowie\r\n3. Sofern verfügbar eine 24-Stunden-Prognose für den Folgetag zur Entwicklung der Daten und \r\nInformationen nach Nummern 1 und 2. […]\r\nBegründung\r\nBerlin, 10.09.2024 | Seite 5 von 11\r\nIn der aktuellen Fassung der Nr. 1 und Nr. 2 EnWG bleibt unklar, was mit „transportierter Elektrizität“ \r\ngemeint ist. §20a der RED III spricht von „electricity supplied“. Eine Nachschärfung im Gesetzestext selbst \r\nist nötig, da nicht klar ist, ob für die Berechnung die in der Gebotszone a) erzeugte oder b) \r\ngelieferte/verbrauchte Elektrizität zu Grunde gelegt werden soll. Die Gesetzesbegründung zu Abs. 3a \r\nspricht bezüglich des prozentualem EE-Anteil von erzeugter Elektrizität und beim Gehalt der \r\nTreibhausgasemissionen von gelieferter Elektrizität. Der Unterschied zwischen erzeugter und gelieferter \r\nElektrizität liegt darin, dass bei der gelieferten Elektrizität insb. der Energiemix von Stromimporten und -\r\nexporten aus Nachbarländern berücksichtigt werden muss. Die Berechnung der verbrauchten Elektrizität \r\nist demnach zwar komplexer, aus unserer Sicht für Endkunden allerdings zielführender. Entsprechende \r\nBerechnungsmethoden (sog. Flow-Tracing) sind umsetzbar. Eine Klarstellung, dass der durchschnittliche \r\nGehalt an Treibhausgasen zu veröffentlichen ist, ist ebenfalls notwendig. In Abgrenzung dazu ist explizit \r\nnicht die Treibhausgasintensität des teuersten einspeisenden Kraftwerks zu veröffentlichen (Marginal CO2 \r\nMethode).\r\nArtikel 20a Abs. 1. Satz 1 der RED III schränkt ein, dass Prognosen nur bereitgestellt werden müssen, \r\nsofern diese den Übertragungsnetzbetreibern zur Verfügung stehen. Diese Einschränkung wurde in den \r\n23c EnWG nicht übernommen und stattdessen eine Veröffentlichungspflicht gemäß 23c 3a Nr. 3 in \r\nnationales Gesetz übernommen. Daher wird die Umsetzung EnWG über die Anforderungen der RED III \r\nhinausgehen. \r\nAuch inhaltlich ist die Veröffentlichungspflicht der Prognosen unpräzise. In der aktuellen Fassung der Nr. 3 \r\nEnWG ist nicht spezifiziert, wann die 24-Stunden-Prognose veröffentlicht werden, und ob sie die nächsten \r\n24 Stunden oder die 24 Stunden des Folgetages umfassen soll. Um eine Prognose zu veröffentlichen, die \r\nauch berücksichtigt, welche Daten wann den Übertragungsnetzbetreibern vorliegen, regen wir die oben \r\nbeschriebene Konkretisierung an.\r\nDa die Stromgebotszone Deutschlands auch Luxemburg umfasst, den deutschen \r\nÜbertragungsnetzbetreibern nur Daten für Deutschland vorliegen und zudem das EnWG keine \r\nBindungswirkung für den luxemburgischen Übertragungsnetzbetreiber CREOS hat, regen wir zusätzlich \r\nan, dass in der Gesetzesbegründung aufgegriffen wird, dass bei fehlenden Daten für Luxemburg die \r\nVeröffentlichung für die Gebotszone auch exklusive dieser Daten erfolgen kann.\r\n§ 23c Abs. 3b EnWG\r\nÄnderungsvorschlag\r\n§23c Abs. 3b sollte wie folgt geändert werden:\r\n[…] Die Übertragungsnetzbetreiber haben dabei zu gewährleisten, dass die Daten durch \r\nelektronische Kommunikationssysteme über eine einheitliche Programmierschnittstelle automatisiert \r\nausgelesen werden können, dies gilt insbesondere für Betreiber von\r\n1. intelligenten Messsystemen, unter Beachtung der Vorgaben in Schutzprofilen und in Technischen \r\nRichtlinien nach dem Messstellenbetriebsgesetz,\r\n2. Ladepunkten für Elektrofahrzeuge,\r\n3. Wärme- und Kälteversorgungssystemen sowie\r\nBerlin, 10.09.2024 | Seite 6 von 11\r\n4. Gebäudemanagementsystemen.\r\nBegründung\r\nAbs. 3b übernimmt maßgeblich die Formulierungen der RED III. Fraglich ist, ob die unter Abs. 3a Nr. 1. bis \r\n4. EnWG aufgeführten Systeme - wie intelligente Messsysteme - überhaupt in der Lage sind, Daten einer \r\nexternen Datenquelle – wie z.B. die veröffentlichten Daten nach Abs. 3a von einer Internetseite \r\nautomatisiert (z.B. per Web-API) abzurufen, zu importieren und zu verarbeiten. Die \r\nÜbertragungsnetzbetreiber können zwar eine einheitliche Programmierschnittstelle für das automatische \r\nAuslesen der Daten entwickeln, erachten es aber nicht für zielführend für unterschiedliche Systeme \r\nunterschiedliche Schnittstellen per Gesetz festzulegen. Daneben gilt das Messstellenbetriebsgesetz auch \r\nnur in Deutschland, sodass eine Anwendung der dort enthaltenen Anforderungen sehr wahrscheinlich die \r\nNutzbarkeit der Daten auf deutsche Marktakteure begrenzen würde, was sicherlich nicht im Sinne der RED \r\nIII sein dürfte. Daher sollte der Halbsatz „unter Beachtung der Vorgaben in Schutzprofilen und Technischen \r\nRichtlinien nach dem Messstellenbetriebsgesetz“ gestrichen werden.\r\nZu Nr. 44: § 43b EnWG\r\nBewertung\r\nDas Anliegen des Gesetzgebers, über eine Art Stichtagsregelung die Verfahren zu beschleunigen, indem \r\nfortlaufende Aktualisierungen der Antragsdaten bis zum Tag des Erlasses des Planfeststellungsbeschlusses \r\nvermieden werden, wird grundsätzlich begrüßt. Die Regelung bringt allerdings keine Erleichterungen, \r\nsondern beschränkt sich im Wesentlichen auf eine Verrechtlichung des Status Quo. Zudem werden relevante \r\nÄnderungen im Rechtsrahmen, etwa Änderungen von Raumordnungsplänen und darin befindlichen Zielen \r\nder Raumordnung nach Antragseinreichung und vor Planfeststellung nicht erfasst. \r\nÄnderungsvorschlag\r\n§ 43b Absatz 1 wird wie folgt geändert:\r\na) Nach Nummer 2 wird folgende Nummer 3 eingefügt:\r\n„3. bei Vorhaben im Sinne des § 43 Absatz 1 Nummer 1 bis 4, Absatz 2 Satz 1 Nummer 1 bis 6, 10 \r\nund Satz 2 sowie Infrastrukturvorhaben nach § 1 Absatz 1 des Bundesbedarfsplangesetzes und des \r\n§ 1 Absatz 2 des Energieleitungsausbaugesetzes wird bei Sachverständigengutachten, \r\nBestandserfassungen und Auswirkungsprognosen, die zur Prüfung der Vereinbarkeit der Errichtung \r\noder des Betriebs eines Vorhabens mit den umweltrechtlichen Vorgaben erstellt wurden, sowie bei \r\nDaten über ökologische Verhältnisse am Standort oder in seiner Umgebung des Vorhabenträgers \r\nvermutet, dass sie zum Zeitpunkt der Zulassungsentscheidung hinreichend aktuell sind, es sei denn\r\na) die Daten sind zum Zeitpunkt der Zulassungsentscheidung des Abschlusses des \r\nAnhörungsverfahrens älter als 5 Jahre, oder\r\nb) der zuständigen Behörde liegen aufgrund von Stellungnahmen oder Einwendungen im \r\nAnhörungsverfahren oder eigener Erkenntnisse substantiierte Hinweise vor, dass sich der \r\nmaßgebliche Sachverhalt verändert hat und davon auszugehen ist, dass sich dies auf die \r\nEntscheidung auswirken kann.\r\nBerlin, 10.09.2024 | Seite 7 von 11\r\nDie den Unterlagen nach Satz 1 zugrundeliegenden Daten, die zum Zeitpunkt der \r\nZulassungsentscheidung des Abschlusses des Anhörungsverfahrens älter als 5 Jahre sind, soll die \r\nzuständige Behörde ihrer Entscheidung zugrunde legen, soweit sie sich von deren fortbestehender \r\nAussagekraft überzeugt hat, insbesondere wenn für diese Art der Daten keine Veränderung zu \r\nerwarten ist.“\r\nBegründung \r\nAnstatt auf den Zeitpunkt der Zulassungsentscheidung sollte auf den Zeitpunkt des Abschlusses des \r\nAnhörungsverfahrens abgestellt werden. Damit würde erstmals in zulässiger Weise ein normativer \r\nAnknüpfungspunkt in Bezug auf die regelhafte Aktualität der in Bezug genommenen Daten geschaffen. Dies \r\nerhöht die praktische Vollziehbarkeit der Norm und beschleunigt damit die Verfahren, da Überprüfungen und \r\nDatenaktualisierungen kurz vor Abschluss des Verfahrens vermieden werden können. Als Abschluss des \r\nAnhörungsverfahrens ist in der Regel der Erörterungstermin oder bei Entbehrlichkeit des Erörterungstermins \r\nder Ablauf der Stellungnahme- und Einwendungsfristen anzusetzen.\r\nÜber den Referentenentwurf hinausgehende Vorschläge der ÜNB zum Planungsrecht in \r\nNABEG und EnWG\r\nI. Neuer Gesetzesvorschlag zu Höherauslastung des Höchstspannungsnetzes \r\nWir schlagen vor §3 NABEG wie folgt zu ändern: \r\n„[…] wenn und soweit die zuständige Immissionsschutzbehörde feststellt, dass die Vorgaben nach \r\nden §§ 3, 3a und 4 der Verordnung über elektromagnetische Felder und die Vorgaben der \r\nTechnischen Anleitung zum Schutz gegen Lärm vom 26. August 1998 (GMBl S. 503) unter \r\nBerücksichtigung des § 25 Abs. 2 Satz 3 NABEG sowie § 43f Abs. 2 Satz 3 EnWG in der jeweils \r\ngeltenden Fassung eingehalten sind und dies der zuständigen Immissionsschutzbehörde angezeigt \r\nwurde.“\r\nBegründung \r\nDie Regelung dient der Klarstellung, dass es einer Verwaltungsentscheidung der Immissionsschutzbehörden \r\nnicht bedarf, sondern eine Anzeige entsprechend der immissionsschutzrechtlichen Systematik und Praxis \r\nausreichend ist. Durch die Anzeige werden die Immissionsschutzbehörden in die Lage versetzt, für den Fall \r\nder Nichteinhaltung durch entsprechende Aufsichtsmaßnahmen die Inbetriebnahme zu verhindern. Einer \r\nparallelen zusätzlichen Prüfung durch die Planfeststellungsbehörde zur Überwachung der \r\nImmissionsschutzbehörden bedarf es nicht. Damit wird zugleich sichergestellt, dass es zu keinem \r\nzusätzlichen Bürokratieaufwand kommen kann.\r\nII. Neuer Gesetzesvorschlag zur Regelung zu Provisorien von Hochspannungsleitungen, \r\nÄnderung von § 3 Nr. 29f EnWG, § 43 EnWG \r\nIn Bezug auf die Provisorienregelung werden folgende zwei Vorschläge, die sich ergänzen, unterbreitet. \r\na) Vorschlag 1\r\n§ 3 Nr. 29f EnWG Provisorien\r\nBerlin, 10.09.2024 | Seite 8 von 11\r\n„Hochspannungsleitungen, einschließlich der für ihren Betrieb notwendigen Anlagen, die nicht auf \r\nDauer angelegt sind und die die Errichtung, den Betrieb oder die Änderung einer dauerhaften \r\nHochspannungsleitung oder eine Änderung des Betriebskonzepts oder einen Seiltausch oder eine \r\nstandortgleiche Maständerung im Sinne des § 3 Nummer 1 des \r\nNetzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz oder die Überwindung von \r\nNetzengpässen unterstützen, sofern das Provisorium eine Länge von 15 Kilometern nicht \r\nüberschreitet.“\r\n§ 43 Abs. 1 EnWG\r\nDie Errichtung und der Betrieb sowie die Änderung von folgenden Anlagen bedürfen der \r\nPlanfeststellung durch die nach Landesrecht zuständige Behörde:\r\n[…] \r\nLeitungen nach § 2 Absatz 1 des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz bleiben \r\nunberührt. Die Errichtung, der Betrieb oder die Änderung eines Provisoriums selbst stellen keine \r\nErrichtung, keinen Betrieb und keine Änderung einer Hochspannungsfreileitung im \r\nenergiewirtschaftlichen Sinne dar, sofern das Provisorium eine Länge von 15 km nicht \r\nüberschreitet. Der Betreiber zeigt der zuständigen Immissionsschutzbehörde die Einhaltung der \r\nVorgaben nach den §§ 3 und 3a der Verordnung über elektromagnetische Felder, in der jeweils \r\ngeltenden Fassung, mindestens zwei Wochen vor der Errichtung, der Inbetriebnahme oder einer \r\nÄnderung mit geeigneten Unterlagen an.“\r\nBegründung\r\nDurch diese redaktionelle Änderung wird klargestellt, dass auch ein Provisorium mit einer Länge von mehr \r\nals 15 km ein Provisorium im rechtlichen Sinne bleibt und nicht mit einem Neubau einer dauerhaften \r\nHöchstspannungsfreileitung gleichgestellt wird. Entscheidend für ein Provisorium ist die, auch bereits in der \r\nBT-Drs. 20/9187 dargestellte, dienende Funktion. Ab dieser Länge soll jedoch die Planfeststellungfreiheit \r\nentfallen. Die Rechtsprechung des Bundesverwaltungsgerichts zum Vorhabenbegriff (BVerwG, Urteil vom \r\n11. August 2016 – 7 A 1.15), wonach die Vorhabenträgerin den Umfang ihres Vorhabens bestimmt und \r\nMaßnahmen im Rahmen verfahrensrechtlich verbinden oder trennen kann, bleibt durch die \r\nGenehmigungsfreistellung unberührt.\r\nb) Vorschlag 2\r\nNach § 43 Abs. 2 Satz 2 EnWG werden die folgenden Sätze 3 und 4 neu eingefügt:\r\n„Sofern Maßnahmen nach Satz 1 in ein Planfeststellungsverfahren für Vorhaben nach Absatz 1 \r\nSatz 1 integriert werden, sind Vorschriften des Energiewirtschaftsrechts, welche sich auf solche \r\nVorhaben beziehen, auch auf die integrierten Maßnahmen anzuwenden. Dabei ist eine \r\nnachträgliche Integration in die Entscheidung zur Planfeststellung durch Planergänzungsverfahren \r\nmöglich, solange die Entscheidung zur Planfeststellung gilt.“\r\nBegründung\r\nMit dem neuen Satz 3 wird klargestellt, dass für Maßnahmen nach Satz 1, die in ein \r\nPlanfeststellungsverfahren für Vorhaben nach Absatz 1 Satz 1 integriert werden, die Vorschriften des \r\nEnergiewirtschaftsrechts, welche sich auf solche Vorhaben beziehen, auch auf die integrierten \r\nBerlin, 10.09.2024 | Seite 9 von 11\r\nMaßnahmen anzuwenden sind. Somit sind insbesondere die Regelungen des Absatzes 3 Satz 2 bis 6, der \r\nAbsätze 3a bis 3c und des § 43m (sowie des § 43n) auch auf integrierte Maßnahmen anwendbar.\r\nDer ebenfalls neu einzufügende Satz 4 dient der Klarstellung, dass eine nachträgliche Integration über \r\nPlanergänzungsverfahren möglich ist. Durch die Bezugnahme auf die Vorschriften des \r\nEnergiewirtschaftsrechts wird klargestellt, dass im Falle einer nachträglichen Integration insbesondere die \r\nUVP-rechtlichen Vorgaben unberührt bleiben. Die Klarstellungen dienen insgesamt der Rechtssicherheit, \r\nindem ein ungewolltes Auseinanderfallen der Rechtsregime verhindert wird.\r\nIII. Neuer Gesetzesvorschlag zur Änderung von § 12a und § 12b EnWG:\r\n§ 12a Szenariorahmen für die Netzentwicklungsplanung\r\n(1) Die Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung erarbeiten alle zwei Jahre \r\neinen gemeinsamen Szenariorahmen, der Grundlage für die Erarbeitung des \r\nNetzentwicklungsplans nach § 12b ist. Der Szenariorahmen umfasst mindestens drei \r\nEntwicklungspfade (Szenarien), die für die mindestens nächsten zehn und höchstens 15 Jahre die \r\nBandbreite wahrscheinlicher Entwicklungen im Rahmen der klima- und energiepolitischen Ziele der \r\nBundesregierung abdecken. Drei weitere Szenarien müssen das Jahr 2045 betrachten und eine \r\nBandbreite von wahrscheinlichen Entwicklungen darstellen, welche sich an den gesetzlich \r\nfestgelegten sowie weiteren klima- und energiepolitischen Zielen der Bundesregierung ausrichten. \r\nFür den Szenariorahmen legen die Betreiber von Übertragungsnetzen mit \r\nRegelzonenverantwortung angemessene Annahmen für die jeweiligen Szenarien zu Erzeugung, \r\nVersorgung, Verbrauch von Strom sowie dessen Austausch mit anderen Ländern sowie zur \r\nSpitzenkappung nach § 11 Absatz 2 zu Grunde und berücksichtigen geplante Investitionsvorhaben \r\nder europäischen Netzinfrastruktur.; sie können auch die Spitzenkappung nach § 11 Abs. 2 \r\nberücksichtigen.“\r\n§ 12b Erstellung des Netzentwicklungsplans durch die Betreiber von Übertragungsnetzen\r\n„(1) Die Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung legen der \r\nRegulierungsbehörde auf der Grundlage des Szenariorahmens einen gemeinsamen nationalen \r\nNetzentwicklungsplan zur Bestätigung vor. Der gemeinsame nationale Netzentwicklungsplan muss \r\nalle wirksamen Maßnahmen zur bedarfsgerechten Optimierung, Verstärkung und zum Ausbau des \r\nNetzes enthalten, die spätestens zum Ende der jeweiligen Betrachtungszeiträume im Sinne des § \r\n12a Absatz 1 für einen sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb erforderlich sind. Die Betreiber von \r\nÜbertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung müssen können im Rahmen der Erstellung des \r\nNetzentwicklungsplans die Regelungen zur Spitzenkappung nach § 11 Absatz 2 bei der \r\nNetzplanung anwenden.“\r\nBegründung zur Änderung des § 12a EnWG:\r\nIn der Konsultation zum Szenariorahmen 2023-2037/2045 wurde mehrfach darauf hingewiesen, dass es \r\nsich hierbei um eine veraltete Methodik handele, die so nicht mehr sachgerecht sei. Die Spitzenkappung \r\nwerde von den Verteilernetzbetreibern nicht in dem Maße angewendet, wie es im Netzentwicklungsplan \r\nverpflichtend sei. Dies könnte dazu führen, dass das Übertragungsnetz nicht ausreichend dimensioniert \r\nwerde. Nach Informationen der Bundesnetzagentur wird tatsächlich von nicht einmal 10 % der \r\nVerteilernetzbetreiber überhaupt Spitzenkappung als planerisches Element angewendet. Es erscheint \r\ndeshalb nicht sachgerecht bei der Planung des Übertragungsnetzes weiterhin von einer Spitzenkappung in \r\nBerlin, 10.09.2024 | Seite 10 von 11\r\nHöhe von 3 % der Jahresenergiemenge auszugehen, während im Verteilernetz überwiegend keine \r\nSpitzenkappung durchgeführt wird. Die Übertragungsnetzbetreiber sollen deshalb nicht mehr zur \r\nAnwendung einer Spitzenkappung in Höhe von 3 % der Jahresenergiemenge verpflichtet werden. Es sollte \r\nbei der Planung neuer Netzausbauprojekte sichergestellt werden, dass das Übertragungsnetz nicht für \r\nEngpässe ausgebaut wird, die nur auf einzelne Einspeisespitzen zurückzuführen sind. Ob hierfür die \r\nSpitzenkappung sinnvoll ist, ist jeweils von den Übertragungsnetzbetreibern im Rahmen ihres Prognose -\r\nund Beurteilungsspielraums zu entscheiden. \r\nBegründung zur Änderung des § 12b EnWG:\r\nSiehe Begründung zu § 12a EnWG.\r\nZu Art. 4: Änderung Bundesbedarfsplangesetzes: \r\nDie Stellungnahme zu den Änderungen des Bundesbedarfplangesetzes wird jeweils von dem betroffenen\r\nÜNB als gesonderte Anlage zur 4ÜNB-Stellunnahme versendet. \r\nZu Art. 5: Änderung des Erneuerbaren-Energien-Gesetzes\r\nZu Nr. 4: § 8 EEG \r\nBewertung\r\nDie in §8 (8) EEG vorgeschlagene Frist nicht realistisch.\r\nÄnderungsvorschlag \r\n§ 8 EEG wird wie folgt geändert:\r\nDer Netzbetreiber muss dem Anschlussbegehrenden nach Eingang eines \r\nNetzanschlussbegehrens unverzüglich, spätestens aber innerhalb von acht Wochen drei Monaten, \r\nmit dem Ergebnis ihrer Netzverträglichkeitsprüfung Folgendes mitteilen […]\r\nBegründung\r\nWir brauchen mind. 3 Monate für die Bewertung, ob ein Netzanschluss möglich ist. Aufgrund des \r\nUntersuchungsumfangs und der Masse aller Netzanschlussanfragen ist eine längere Frist notwendig. \r\nZu Artikel 7: Änderung des Energiefinanzierungsgesetzes \r\nZu Nr. 2: §19\r\nBewertung: \r\nDie Übertragungsnetzbetreiber begrüßen die neue Regelung zu § 19 EnFG. Die Umstellung auf eine rein \r\nfinanzielle Abwicklung der Jahresabrechnung unter Berücksichtigung der energieträgerscharfen \r\nBerlin, 10.09.2024 | Seite 11 von 11\r\nJahresmarktwerte des Leistungsjahres bietet eine sachgerechte und aufwandsarme Abwicklung und führt \r\nin diesem Zusammenhang zu einem Abbau unnötiger Prozesse im Gegensatz zum bisherigen \r\nphysikalischen Ausgleich. Darüber hinaus wäre es wünschenswert, eine Klarstellung herbeizuführen, dass \r\ndiese Regelung auch auf Korrekturen für Vorjahre Anwendung findet."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-09-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009516","regulatoryProjectTitle":"Sicherstellung von Maßnahmen zur Gewährleistung von Systemstabilität und Versorgungssicherheit","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/d0/d7/388731/Stellungnahme-Gutachten-SG2412200102.pdf","pdfPageCount":18,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 23.10.2024 | Seite 1 von 7\r\nSTELLUNGNAHME ZUM KONSULTATIONSDOKUMENT DER \r\nECKPUNKTE ZUM KRAFTWERKSSICHERHEITSGESETZ (KWSG)\r\n„AUSSCHREIBUNGEN FÜR STEUERBARE KAPAZITÄTEN FÜR EINEN \r\nBEITRAG ZUR VERSORGUNGSSICHERHEIT\"\r\nFrage 1:\r\nWie bewerten Sie die Beihilfefähigkeit der im Konsultationsdokument beschriebenen Maßnahmen?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 2:\r\nStimmen Sie zu, dass die Einführung eines Kapazitätsmechanismus bis 2028 geeignet ist, um alle für ein\r\ndekarbonisiertes Stromsystem relevanten Technologieoptionen und Anbieter – auch jenseits der in dieser \r\nAusschreibung zulässigen – zu adressieren? \r\nAntwort: Analysen der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber und die des aktuellen European \r\nRessource Adequacy Assessments (ERAA 2023) der europäischen Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E) \r\nsowie das Versorgungssicherheitsmonitoring 2030/31 der Bundesnetzagentur zeigen einen erheblichen \r\nMehrbedarf an gesicherter Leistung in den nächsten Jahren. Diese Studien unterstellen dabei alle einen \r\nmarktlichen Kohleausstieg sowie eine fortschreitende Elektrifizierung bis 2030. Der ausgewiesene \r\nMehrbedarf bei unterstelltem Kohleausstieg bis 2030 übersteigt die Ausschreibungsmengen des \r\nKraftwerkssicherheitsgesetzes. Gleichzeitig bestehen im aktuellen Marktumfeld offensichtlich keine \r\nausreichenden Anreize für Anlagenbetreiber, um abseits der geplanten Ausschreibungen in erforderlichem \r\nMaße neue Anlagen zu errichten. Deswegen stimmen die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber zu, \r\ndass ein Kapazitätsmechanismus mittel- und langfristig für ausreichend Investitionen in gesicherte Leistung \r\nsorgen und gleichzeitig den Kohleausstieg ermöglichen kann. \r\nEin Kapazitätsmechanismus ist dabei auch geeignet, die Integration verschiedener – auch neuer –\r\nTechnologien zu adressieren. Voraussetzung dafür ist ein umfassender, technologieoffener Mechanismus, \r\nder grundsätzlich allen Kapazitäten offensteht, die einen Beitrag zur Versorgungssicherheit leisten können. \r\nÜber ein De-rating kann dabei der unterschiedliche statistische Versorgungssicherheitsbeitrag \r\nverschiedener Technologieoptionen berücksichtigt werden. Mit einem zentralen Kapazitätsmarkt mit lokaler \r\nKomponente – wie von den ÜNB vorgeschlagen – ist eine technologieoffene Ausgestaltung gegeben.\r\nFrage 3:\r\nWie bewerten Sie diese Einschätzung des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz zur Methode \r\nund Schätzung der Subvention pro vermiedener Tonne Emissionen in CO2-Äquivalenten? Haben Sie\r\nVerbesserungsvorschläge zur Methodik?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 4:\r\nWie bewerten Sie die unter Abschnitt A. skizzierten Ausgestaltung bzw. die Ausgestaltungsoptionen der \r\nFördermaßnahme? \r\nAntwort: Wir begrüßen den Fokus auf neue steuerbare Kapazitäten mit technischen Anforderungen an einen \r\nflexiblen und robusten Anlagenbetrieb, welche auch einen Beitrag zur Stabilisierung des Stromnetzes leisten \r\nsollen und kompatibel mit Klimazielen sind. Eine regionale Steuerung der Kapazitäten zur Stromerzeugung \r\nmit zwei Drittel im „netztechnischen“ Süden ist aus unserer Sicht unabdingbar. Die Möglichkeit \r\nBerlin, 23.10.2024 | Seite 2 von 7\r\nstandortindividueller Lösungen zur Auflösung einer vorliegenden Systemrelevanz bei Netzreservestandorten \r\nist ebenfalls zu begrüßen. Um die Versorgungssicherheit in Deutschland zu gewährleisten, ist ein massiver \r\nZubau neuer Kapazitäten erforderlich. Der Kraftwerksneubau von 10,5 GW über die KWSG\u0002Ausschreibungen ist daher nur ein erster Schritt. Um auch den darüber hinaus erforderlichen Neubau \r\nebenfalls zügig anzureizen, ist dringend eine rasche Entscheidung über die Einführung eines \r\nKapazitätsmechanismus zu erreichen, damit dessen Implementierung zeitnah beginnen kann. \r\nDie vorgeschlagene Ausschreibungsstaffelung für Säule 1 und Säule 2 bedarf noch eine Prüfung, vor allem \r\nvor dem Hintergrund, dass bei einer Realisierungszeit von 6 Jahren keine der Anlagen bereits 2030 zur \r\nVerfügung stehen würde. Eine kürzere Fertigstellungsfrist wäre wünschenswert.\r\nAus Sicht der 4-ÜNB gibt es einige Anpassungsvorschläge, die unter den konkreten Fragen näher ausgeführt \r\nsind.\r\nFrage 5:\r\nWie bewerten Sie die in A.I.2. enthaltenen Festlegungen für die Definition einer Neuanlage?\r\nAntwort: Der aktuelle Ansatz ist aus Sicht der Versorgungssicherheit nachvollziehbar. Gemäß Ziffer 10 ist \r\njedoch vorgesehen, dass auch Anlagen, die in der Netzreserve gebunden sind, an den Ausschreibungen \r\nteilnehmen können, was jedoch ein redaktionelles Versehen sein dürfte. \r\nFrage 6:\r\nWie bewerten Sie eine Mindestgröße von 10 MW steuerbare elektrische Netto-Nennleistung der Kapazität \r\nin den Ausschreibungen? Welche Vorteile oder Nachteile könnten ein höherer oder niedrigerer Wert für die \r\nMindestgröße bieten? Bitte berücksichtigen Sie dabei auch die spätere Einführung eines umfassenden \r\nKapazitätsmechanismus, der auch Kapazitäten unter 10 MW adressieren wird. Wie sehen Sie die Möglichkeit \r\nzur Aggregation von kleinen Anlagen? \r\nAntwort: Eine Mindestgröße von 10 MW sollte aus unserer Sicht nicht unterschritten werden. Große Anlagen \r\nkönnen Skaleneffekte nutzen, was zu höherer Effizienz und geringeren Kosten pro erzeugte MWh führt. \r\nZudem können sie mit verhältnismäßig niedrigem operativem Aufwand signifikant zur Netzstabilität \r\nbeitragen. Darüber hinaus ist der Anschluss an das Höchstspannungsnetz am sinnvollsten zur Erreichung \r\neiner hohen Engpasswirkung. \r\nFrage 7:\r\nWelche der beiden Preissetzungsregeln „Pay-as-bid“ und „Pay-as-cleared“ halten Sie für das \r\nAuktionsverfahren für geeignet und wie begründen Sie dies? \r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 8:\r\nWie bewerten Sie die vorgenommene Definition des „netztechnischen Südens“? Sind Ihnen besser \r\ngeeignete Vorschläge bekannt, einen systemdienlichen Zubau anzureizen?\r\nAntwort: Die ÜNB begrüßen ausdrücklich, dass eine Komponente zur regionalen Steuerung der Kraftwerke \r\nenthalten ist. Die Aufteilung von 1/3 der Kapazitäten im Norden und 2/3 im Süden schätzen wir auf Basis \r\nunserer Netzanalysen als sinnvoll ein. Bezüglich der Definition des „netztechnischen“ Südens schlagen wir \r\nvor, die Grenze anhand von Landkreisen anstatt von Bundesländern zu ziehen, um potentiellen \r\nNetzengpässen besser Rechnung tragen zu können. \r\nDas Instrument des Südbonus in der vorgeschlagenen Höhe erscheint dabei grundsätzlich zur regionalen \r\nBerlin, 23.10.2024 | Seite 3 von 7\r\nSteuerung geeignet. \r\nAllerdings wäre es aus netztechnischer Sicht sinnvoll, die Südzone ebenfalls zu unterteilen. Die Unterteilung \r\nkönnte sich bspw. an den von den ÜNB identifizierten Bedarfen für gesicherte Erzeugungsleistung aus Netz\u0002und Systemsicht je Regelzonen orientieren, um eine systemdienlichere Steuerung der regionalen Verteilung \r\nzu erreichen. Eine ungünstige Verteilung des Zubaus innerhalb des netztechnischen Südens könnte die \r\npositiven Auswirkungen einer systemdienlichen Verteilung (insb. hinsichtlich des Umfangs und der Kosten \r\nder vorzuhaltenden Netzreserve) schmälern. Die ÜNB schlagen zudem vor, die regionale Obergrenze des \r\nSüdbonus übergreifend über alle Ausschreibungsrunden zu begrenzen, also nicht in jeder \r\nAusschreibungsrunde eine Obergrenze festzulegen. Dies vermeidet eine zu kleinteilige Unterteilung der \r\nRegionen in den Ausschreibungen. \r\nDie weitere Aufteilung der Südzone wäre aus Sicht der ÜNB mit dem Mechanismus des Südbonus vereinbar. \r\nDie ÜNB stehen zur Diskussion über konkrete Umsetzungsvorschläge gerne zur Verfügung.\r\nFrage 9:\r\nWie bewerten Sie die unter Abschnitt A. skizzierte Ausgestaltung bzw. die Ausgestaltungsoptionen der \r\nFördermaßnahmen?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 10:\r\nWie bewerten Sie die unter Abschnitt A. skizzierte Ausgestaltung der Maßnahmen in Hinblick auf die \r\nParameter des Verfahrens zur Bewilligung der Beihilfen und auf die Ermöglichung von Wettbewerb zwischen\r\nverschiedenen Arten von Beihilfeempfängern?\r\nAntwort: Keine Antwort \r\nFrage 11:\r\nWie schätzen Sie das Risiko von Wettbewerbsverzerrungen auf den Strommärkten durch eine Maßnahme \r\nein, die auf die Förderung neuer Kraftwerke abzielt? Welche Rolle spielt in diesem Zusammenhang aus Ihrer\r\nSicht die Einführung eines umfassenden Kapazitätsmechanismus? \r\nAntwort: Die bezuschlagten Anlagen sind weitgehend den Marktsignalen ausgesetzt. Es könnte \r\nargumentiert werden, dass der Bedarf an Absicherung mit langfristigen Verträgen wahrscheinlich reduziert \r\nwird, da die Kapitalkosten mehr oder weniger gesichert sind. Andererseits haben die Erzeuger weiterhin den \r\nAnreiz, ihre Einnahmen durch die Nutzung von Opportunitäten in der Zukunft zu maximieren, einschließlich \r\nder Absicherung auf Terminmärkten. Darüber hinaus sollten diese Kraftwerke an \r\nSystemdienstleistungsmärkten teilnehmen dürfen.\r\nFrage 12:\r\nGibt es aus Ihrer Sicht Gründe, mit der gezielten Förderung neuer Anlagen zu beginnen? Bitte erläutern \r\nSie Ihre Sicht.\r\nAntwort: Analysen der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber und die des aktuellen European \r\nRessource Adequacy Assessments (ERAA 2023) der europäischen Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E) \r\nsowie das Versorgungssicherheitsmonitoring 2030/31 der Bundesnetzagentur zeigen einen erheblichen \r\nMehrbedarf an gesicherter steuerbarer Leistung in den nächsten Jahren. Diese Studien unterstellen dabei \r\nalle einen marktlichen Kohleausstieg sowie eine fortschreitende Elektrifizierung bis 2030. Neue Kraftwerke \r\nBerlin, 23.10.2024 | Seite 4 von 7\r\nwerden zudem benötigt, damit alte, störungsanfällige konventionelle Kraftwerke sukzessive aus der \r\nNetzreserve entlassen werden können. Auch mit Blick auf die Systemsicherheit besteht also \r\nHandlungsbedarf. \r\nDa im aktuellen Marktumfeld offensichtlich keine ausreichenden Anreize für Anlagenbetreiber bestehen, um \r\nohne entsprechende Fördermechanismen die dringend und zügig benötigten Investitionen zu tätigen, ist eine \r\nFörderung unbedingt erforderlich. Mittelfristig ist ein umfassender, technologieoffener Kapazitätsmarkt mit \r\nlokaler Komponente hierfür der geeignete Weg. Mit Blick auf den dringenden Zubaubedarf noch bis 2030 ist \r\njedoch die gezielte Ausschreibung neuer Anlagen – wie im Zuge des KWSG vorgesehen – der richtige Weg.\r\nFrage 13:\r\nIst aus Ihrer Sicht ein Interessenbekundungsverfahren sinnvoll und erforderlich? Gibt es aus Ihrer Sicht eine \r\ngeeignetere Alternative?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 14:\r\nFür sämtliche Ausschreibungen soll ein Rückforderungsverfahren (Clawback- Mechanismus) etabliert \r\nwerden, welches sicherstellt, dass keine Überförderung eintritt. \r\na) Wie bewerten Sie die skizzierten Verfahren zur erzeugungsabhängigen bzw. - unabhängigen Abschöpfung?\r\nAntwort: Variante B erscheint besser geeignet, Wirksamkeit und die Freiheit von Fehlanreizen zu \r\nvereinbaren. Der Anreiz zur tatsächlichen Einspeisung in Hochpreiszeiten wird durch den Ansatz maximiert.\r\nb) Welche Variante ist aus Ihrer Sicht vorzuziehen?\r\nAntwort: Siehe Antwort Fragenteil a) \r\nc) Sollten unterschiedliche oder identische Abschöpfungsmechanismen nach 4.1 und 4.8 angewandt werden?\r\nAntwort: Es sollten identische Abschöpfungsmechanismen verwendet werden.\r\nd) Wie bewerten Sie die Mindesthöhe des Auslösepreises von 430 Euro/ MWh?\r\nAntwort: Keine Antwort \r\ne) Wie bewerten Sie die Ermittlung des Höchstpreises?\r\nAntwort: Wir gehen davon aus, dass hier nach der Ermittlung des Auslösepreises gefragt wird. Grundsätzlich \r\nscheint eine Indexierung des Auslösepreises sinnvoll. Es ist jedoch fraglich, ob eine tagesscharfe Ermittlung \r\ndes Höchstpreises erfolgen muss. \r\nFrage 15:\r\nIn den Ausschreibungen für neue steuerbare Kapazitäten zur Stromerzeugung wurde weiter oben ein \r\nBonusmodell für die regionale Steuerung der Kraftwerke vorgeschlagen. Ist dieses Modell aus Ihrer Sicht \r\ngeeignet? Wie schätzen Sie die Wirksamkeit (v.a. hinsichtlich der Kosten) der Größenordnung des Bonus \r\nein? \r\nAntwort: Wir begrüßen die Möglichkeit einer lokalen Steuerung durch ein Bonusmodell.\r\nBerlin, 23.10.2024 | Seite 5 von 7\r\nDer rechnerische Vorteil von 200-300€/kW sollte eine effektive Wirkung zeigen.\r\nNach jeder Ausschreibungsrunde sollte eine Evaluierung erfolgen, ob der Zubau an Kraftwerken mit dem \r\nZielpfad einer systemdienlichen Verortung der Kraftwerke vereinbar ist. Basierend auf der Evaluierung sollte \r\nbei Bedarf nachgesteuert werden können (z.B. Erhöhung Südbonus, Anpassung Preisobergrenze).\r\nFrage 16:\r\nSehen Sie Alternativen zur regionalen Differenzierung, wo ein Kraftwerkszubau möglichst systemdienlich ist\r\nanstelle der gewählten Aufteilung nach Ländern und wenn ja, welche? Ist die Aufteilung 70-30 zwischen \r\nnetztechnischem Norden und Süden angemessen? Wie bewerten Sie die Einteilung der Bundesländer für \r\nden „netztechnischen Süden“?\r\nAntwort: Die 4ÜNB begrüßen grundsätzlich die vorgeschlagene Aufteilung zwischen netztechnischen \r\nNorden und Süden, schlagen jedoch vor die Trennung zwischen Nord und Süd anhand von Landkreisen und \r\nnicht Bundesländern vorzunehmen.\r\nFür weitere Details, siehe Frage 8. \r\nFrage 17:\r\nWie bewerten Sie die technischen Mindestanforderungen für die teilnehmenden Anlagen unter A.I.4.b? \r\nAntwort: Wir begrüßen ausdrücklich die vorgesehenen technischen Mindestanforderungen. Der Bedarf für \r\ndie entsprechenden Systemdienstleistungen wird in den kommenden Jahren weiter ansteigen. Somit sind \r\ndie Systemdienstleistungen, welche die Anlagen mit den postulierten Mindestanforderungen bereitstellen, \r\nzur Aufrechterhaltung der Systemstabilität in Zukunft zwingend nötig (siehe Systemstabilitätsbericht der \r\nBNetzA \r\nhttps://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/NEP/Strom/Systemstabilitaet/start.\r\nhtml). Alle gestellten technischen Mindestanforderungen sind bereits am Markt verfügbar – wenn auch nicht \r\nfür alle Anlagentypen. Wenn die neuen Anlagen diese Fähigkeiten nicht bereitstellen würden, müssten \r\nalternative Lösungsoptionen gefunden werden. \r\nFrage 18:\r\nWie bewerten Sie den Umgang mit Kraftwerksprojekten an systemrelevanten Standorten?\r\nAntwort: Die ÜNB begrüßen die Einführung eines regulatorischen Rahmens für derartige Fälle. Generell \r\nsollte ein möglichst kurzer Übergangszeitraum zwischen Außerbetriebnahme des Netzreservekraftwerks und \r\nAufnahme des Regelbetriebs des neuen Kraftwerks gewährleistet sein. Die ÜNB begrüßen, dass die BNetzA \r\ngenehmigte Systemrelevanzen nach Anhörung der ÜNB und einer Einzelfallprüfung widerrufen kann. Es ist \r\nzu berücksichtigen, dass eine Genehmigung von Systemrelevanzen durch die BNetzA nur bei der Anzeige \r\neiner endgültigen Stilllegung erfolgt. Im Fall einer vorläufigen Stilllegung wird die Systemrelevanz \r\nausschließlich vom ÜNB ausgesprochen. Auch für diesen Fall muss der regulatorische Rahmen eine \r\nsachgerechte Verfahrensweise (weiterhin) vorsehen. \r\nWir weisen darauf hin, dass die verwendeten Begriffe „an das Netz gehen“, „Inbetriebnahme“ und \r\n„kommerzielle Inbetriebnahme“ Interpretationsspielräume lassen und eindeutig definiert werden müssen. \r\nInsbesondere muss klargestellt sein, ob an den entsprechenden Stellen die erste Synchronisation im \r\nRahmen einer Inbetriebnahme oder die spätere Aufnahme des Regelbetriebs gemeint ist, da zwischen den \r\nZeitpunkten in der Regel mehrere Monate – in besonderen Fällen jedoch auch Jahre – liegen können. In \r\njedem Fall ist für die Rücknahme der Systemrelevanz eine Einzelfallbetrachtung erforderlich. Wir weisen\r\ndarauf hin, dass in den Dokumenten „Ausschreibungen für wasserstofffähige Gaskraftwerke“ und \r\n„Ausschreibungen für steuerbare Kapazitäten zur Versorgungssicherheit“ die genutzten Formulierungen bei \r\nvergleichbaren Sachverhalten im Detail abweichen. Sofern die abweichenden Formulierungen inhaltlich \r\nBerlin, 23.10.2024 | Seite 6 von 7\r\nbeabsichtigt sind, sollte dies jeweils klargestellt werden.\r\nDie ÜNB gehen davon aus, dass im Dokument „Ausschreibungen für steuerbare Kapazitäten zur \r\nVersorgungssicherheit“ lediglich Neubauten adressiert werden sollen. In diesem Fall sollte es sich bei den \r\nin Ziffer 18 angesprochenen Modernisierungen um ein redaktionelles Versehen handeln. \r\nFrage 19:\r\nWie bewerten Sie eine Anforderung, mit Abgabe des Gebotes ein Abwärmenutzungskonzept vorzulegen? \r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 20:\r\nWie viele Stunden kann ein typisches neues Gaskraftwerk ohne signifikante Instandhaltungsinvestitionen \r\nlaufen?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 21:\r\nWas ist in der Regel die größte Investition, die bei einem neuen Gaskraftwerk getätigt wird?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 22:\r\nWie viele Stunden pro Jahr sind derzeit Gaskraftwerke auf dem deutschen Markt in Betrieb?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 23:\r\nWie viele Stunden pro Jahr werden Gaskraftwerke im Jahr 2032 bzw. 2038 auf dem deutschen Markt laufen?\r\nBitte erläutern Sie, wie die Schätzung berechnet wurde.\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 24:\r\nWie kann das Erfordernis der verursachergerechten Kostentragung (vgl. Rn. 367 KUEBLL) am besten \r\numgesetzt werden? \r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 25:\r\nWie kann aus Ihrer Sicht die Vereinbarkeit mit den europäischen und nationalen Klimaschutzzielen\r\nsichergestellt werden (vgl. auch Rn. 369 KUEBLL)?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 26:\r\nBerlin, 23.10.2024 | Seite 7 von 7\r\nWie bewerten Sie vor dem Hintergrund der Frage 22 die Möglichkeiten, ein Kraftwerk H2-ready zu errichten \r\nund später auf Wasserstoff umzurüsten oder CCS/CCU-Techniken zu nutzen?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 27:\r\nHaben Sie weitere Anmerkungen zur Angemessenheit und zu den Auswirkungen der hier beschriebenen\r\nMaßnahme auf den Wettbewerb im Stromsektor?\r\nAntwort: Die Maßnahme ist angemessen, um den im Hinblick auf die Versorgungssicherheit dringend \r\nbenötigten Zubau steuerbarer Kapazitäten zügig zu erreichen. Zudem handelt es sich um eine \r\nwettbewerbliche Ausschreibung mit einheitlichen Mindestvoraussetzungen, bei der die volkswirtschaftlich \r\neffizientesten Anlagen bezuschlagt werden. Auch die Ergänzung der Ausschreibung um eine regionale \r\nSteuerung in Form eines Südbonus ist angemessen, da eine systemdienliche Verteilung des Neubaus neuer \r\nKraftwerke mit Blick auf die Systemsicherheit von herausragender Bedeutung ist.\r\nBerlin, 23.10.2024 | Seite 1 von 11\r\nSTELLUNGNAHME ZUM KONSULTATIONSDOKUMENT DER \r\nECKPUNKTE ZUM KRAFTWERKSSICHERHEITSGESETZ (KWSG)\r\n„NEUE AUSSCHREIBUNGEN FÜR WASSERSTOFFFÄHIGE \r\nGASKRAFTWERKE UND LANGZEITSPEICHER FÜR STROM“\r\nFrage 1:\r\nWie bewerten Sie die Beihilfefähigkeit der im Konsultationsdokument beschriebenen Maßnahmen?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 2:\r\nStimmen Sie zu, dass Wasserstoff langfristig eine nachhaltige, sichere und kosteneffiziente \r\nLangzeitspeicher-Technologie ist, die den Kraftwerkspark dekarbonisieren kann?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 3:\r\nTeilen Sie die Ansicht, dass die Förderung auf die in der nationalen Wasserstoffstrategie genannten \r\nWasserstofffarben beschränkt werden sollte?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 4)\r\nWie bewerten Sie diese Einschätzung des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz bezüglich der \r\nMethodik und Schätzung der Subvention pro vermiedener Tonne Emissionen in CO2-Äquivalenten? Haben \r\nSie Verbesserungsvorschläge zur Methodik?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 5:\r\nWie bewerten Sie die unter Abschnitt B. „Ausschreibung und Förderdesign“ skizzierte Ausgestaltung bzw. \r\ndie Ausgestaltungsoptionen der Fördermaßnahmen?\r\nAntwort: Wir begrüßen den Fokus auf (neue) steuerbare Kapazitäten mit technischen Anforderungen an \r\neinen flexiblen und robusten Anlagenbetrieb, welche auch einen Beitrag zur Stabilisierung des Stromnetzes \r\nleisten sollen und kompatibel mit Klimazielen sind. Eine regionale Steuerung der Kapazitäten zur \r\nStromerzeugung mit zwei Drittel im „netztechnischen“ Süden ist aus unserer Sicht unabdingbar. Die \r\nMöglichkeit standortindividueller Lösungen zur Auflösung einer vorliegenden Systemrelevanz bei \r\nNetzreservestandorten ist ebenfalls zu begrüßen. Um die Versorgungssicherheit in Deutschland zu \r\ngewährleisten, ist ein massiver Zubau neuer Kapazitäten erforderlich. Der Kraftwerksneubau über die \r\nKWSG-Ausschreibungen ist daher nur ein erster Schritt. Um auch den darüber hinaus erforderlichen Neubau \r\nebenfalls zügig anzureizen, ist dringend eine rasche Entscheidung über die Einführung eines \r\nKapazitätsmechanismus zu erreichen, damit dessen Implementierung zeitnah beginnen kann. \r\nUm den Zubaueffekt durch Modernisierung zu gewährleisten ist sicherzustellen, dass vorranging Anlagen, \r\ndie vor 2031 stillgelegt werden würden, modernisiert werden. Falls neuere Gaskraftwerke modernisiert \r\nBerlin, 23.10.2024 | Seite 2 von 11\r\nwerden, nimmt trotz der Effizienzsteigerung die Gesamtsumme der steuerbaren Erzeugungsleistung nicht in \r\nausreichendem Maße zu. \r\nDie vorgeschlagene Ausschreibungsstaffelung für Säule 1 und Säule 2 bedarf noch eine Prüfung, vor allem \r\nda bei einer Realisierungszeit von 6 Jahren keine der Anlagen bereits 2030 zur Verfügung stehen würde. \r\nAus Sicht der 4-ÜNB gibt es einige Anpassungsvorschläge, die unter den konkreten Fragen näher ausgeführt \r\nsind.\r\nFrage 6:\r\nTeilen Sie die Einschätzung des BMWK, dass die oben dargestellten zwei Anlagentypen (wasserstofffähige \r\nGaskraftwerke und Sprinter) in zwei unterschiedlichen Verfahren ausgeschrieben werden sollten?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 7:\r\nStimmen Sie zu, dass die gewählte Aufteilung der Ausschreibungsmengen für wasserstofffähige \r\nGaskraftwerke (Abschnitt B.I), für Sprinterkraftwerke (Abschnitt B.II) und für Langzeitstromspeicher \r\n(Abschnitt B.III) eine möglichst kostengünstige Dekarbonisierung des Kraftwerkparks erlaubt?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 8:\r\nWie bewerten Sie die unter Abschnitt B. skizzierte Ausgestaltung der Maßnahmen in Hinblick auf die \r\nParameter des Verfahrens zur Bewilligung der Beihilfen und auf die Ermöglichung von Wettbewerb zwischen \r\nverschiedenen Arten von Beihilfeempfängern?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 9:\r\nWie schätzen Sie das Risiko von Wettbewerbsverzerrungen auf den Strommärkten durch die gezielte \r\nFörderung neuer Kraftwerke ein?\r\nAntwort: Die bezuschlagten Anlagen sind weitgehend den Marktsignalen ausgesetzt. Es könnte \r\nargumentiert werden, dass der Bedarf an Absicherung mit langfristigen Verträgen wahrscheinlich reduziert \r\nwird, da die Kapitalkosten mehr oder weniger gesichert sind. Andererseits haben die Erzeuger weiterhin den \r\nAnreiz, ihre Einnahmen durch die Nutzung von Opportunitäten in der Zukunft zu maximieren, einschließlich \r\nder Absicherung auf Terminmärkten. Darüber hinaus sollten diese Kraftwerke an \r\nSystemdienstleistungsmärkten teilnehmen dürfen.\r\nFrage 10:\r\nGibt es aus Ihrer Sicht Gründe, gezielt neue Anlagen zu fördern?\r\nAntwort: Analysen der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber und die des aktuellen European \r\nRessource Adequacy Assessments (ERAA 2023) der europäischen Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E) \r\nsowie das Versorgungssicherheitsmonitoring 2030/31 der Bundesnetzagentur zeigen einen erheblichen \r\nMehrbedarf an gesicherter steuerbarer Leistung in den nächsten Jahren. Diese Studien unterstellen dabei \r\nalle einen marktlichen Kohleausstieg sowie eine fortschreitende Elektrifizierung bis 2030. Neue Kraftwerke \r\nwerden zudem benötigt, damit alte, störungsanfällige konventionelle Kraftwerke sukzessive aus der \r\nBerlin, 23.10.2024 | Seite 3 von 11\r\nNetzreserve entlassen werden können. Auch mit Blick auf die Systemsicherheit besteht also \r\nHandlungsbedarf. \r\nDa im aktuellen Marktumfeld offensichtlich keine ausreichenden Anreize für Anlagenbetreiber bestehen, um \r\nohne entsprechende Fördermechanismen die dringend und zügig benötigten Investitionen zu tätigen, ist eine \r\nFörderung unbedingt erforderlich. Mittelfristig ist ein umfassender, technologieoffener Kapazitätsmarkt mit \r\nlokaler Komponente hierfür der geeignete Weg. Mit Blick auf den dringenden Zubaubedarf noch bis 2030 ist \r\njedoch die gezielte Ausschreibung neuer Anlagen – wie im Zuge des KWSG vorgesehen – der richtige Weg.\r\nMit Blick auf die Vorgaben zur Modernisierung weisen die ÜNB darauf hin, dass der Ansatz, als notwendige \r\nBedingung für die Teilnahme von Bestandsanlagen an den Ausschreibungen ein Verhältnis der tatsächlichen \r\nModernisierungskosten zu den Investitionskosten für die Neuerrichtung eines entsprechenden Kraftwerks \r\nvon 70 % zu definieren, zu einer künstlichen Verteuerung von Modernisierungsmaßnahmen führen kann.\r\nFrage 11:\r\nIst aus Ihrer Sicht ein Interessenbekundungsverfahren sinnvoll und erforderlich? Gibt es aus Ihrer Sicht eine \r\ngeeignetere Alternative?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 12:\r\nFür die Sprinterausschreibungen wurde ein Vergütungsmodell vorgeschlagen (Marktprämien-Modell). Als \r\nalternatives Modell wurde eine Investitionskostenförderung (mit einem Brennstoff-CfD) dargestellt. Wie \r\nbewerten Sie die beiden Modelle? \r\na. um die Kosten der Förderung auf das notwendige Minimum zu reduzieren?\r\nb. um den Wettbewerb auf den Elektrizitätsmärkten so wenig wie möglich zu beeinträchtigen und um \r\ndas Ziel der Maßnahme, Strom aus fossilen Kraftwerken aus der Merit-Order zu verdrängen, zu \r\nerreichen (bitte differenzieren Sie zwischen den verschiedenen Märkten wie Intraday, Day-ahead \r\netc.)?\r\nc. mit Blick auf die Systemeffizienz, um die Ziele der Maßnahmen zu erreichen?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 13:\r\nFür sämtliche Ausschreibungen soll ein Rückforderungsverfahren (Clawback- Mechanismus) etabliert \r\nwerden, welches sicherstellt, dass keine Überförderung eintritt.\r\na. Wie bewerten Sie die skizzierten Verfahren zur erzeugungsabhängigen bzw. - unabhängigen \r\nAbschöpfung? \r\nAntwort: Variante B erscheint besser geeignet, Wirksamkeit und die Freiheit von Fehlanreizen zu \r\nvereinbaren. Der Anreiz zur tatsächlichen Einspeisung in Hochpreiszeiten wird durch den Ansatz \r\nmaximiert.\r\nb. Welche Variante ist aus Ihrer Sicht vorzuziehen? \r\nAntwort: Siehe Antwort Fragenteil a)\r\nBerlin, 23.10.2024 | Seite 4 von 11\r\nc. Sollten in den Maßnahmen unter 4.1 und 4.8 KUEBLL unterschiedliche Mechanismen oder derselbe \r\nClawback-Mechanismus angewendet werden? \r\nAntwort: Es sollten identische Abschöpfungsmechanismen verwendet werden.\r\nd. Haben Sie konkrete Änderungsvorschläge zur Ausgestaltung des Abschöpfungsmechanismus für \r\neine oder alle Maßnahmen?\r\nAntwort: Welcher Zeitraum sollte von der Abschöpfung umfasst sein – denkbar wäre zum Beispiel \r\nder Zeitraum der CAPEX-Förderung, der OPEX-Förderung oder der gesamten Förderung. \r\nFrage 14:\r\nIst der Day-ahead-Markt aus Ihrer Sicht ein geeigneter Referenzmarkt für die Beurteilung, ob ein \r\nWasserstoffkraftwerk fossile Brennstoffe ersetzt? Wenn nicht, welchen alternativen Markt würden Sie \r\nvorschlagen?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 15:\r\nWie beurteilen Sie die vorgegebenen förderfähigen Vollbenutzungsstunden in beiden Maßnahmen \r\n(wasserstofffähige Gaskraftwerke und Wasserstoffsprinterkraftwerke)?\r\nAntwort: Die Limitierung der förderfähigen Vollbenutzungsstunden erscheint angemessen. Zeiträume, in \r\ndenen die Kraftwerke auf Anforderung der Übertragungsnetzbetreiber einspeisen (insb. im Zuge von \r\nRedispatchmaßnahmen), sollten von der Limitierung ausgenommen sein. \r\nFrage 16:\r\nFür wasserstofffähige Gaskraftwerke ist die Übertragbarkeit nicht abgerufener förderfähiger \r\nBrennstoffmengen bzw. Vollbenutzungsstunden über den vierjährigen Förderzeitraum der \r\nBetriebskostenförderung hinaus begrenzt. Ist das aus Ihrer Sicht eine unter Anreizgesichtspunkten in Bezug \r\nauf die Nutzung der Brennstoffmengen bzw. Volllaststunden sinnvolle Lösung?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 17:\r\nWie beurteilen Sie die Beschränkung auf 100% Wasserstoffbetrieb? Halten Sie eine 2% \r\nVerunreinigungsregel für angemessen?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 18:\r\nWie beurteilen Sie den Umstand, dass nach dem verpflichtenden Umstiegsdatum neben dem \r\nWasserstoffbetrieb kein bivalenter Betrieb mit Erdgas ermöglicht wird?\r\nAntwort: Da Wasserstoff als erneuerbarer Energieträger treibhausgasneutral hergestellt werden kann, wird \r\ndieser ein wesentlicher Baustein für die Stromversorgung der Zukunft sein.\r\nBerlin, 23.10.2024 | Seite 5 von 11\r\nDaher ist auch die Kopplung der finanziellen Förderung an erforderliche Vollbenutzungsstunden \r\nfolgerichtig. \r\nGleichzeitig müssen die im Kontext der systemrelevanten Gaskraftwerke nach § 13f EnWG etablierten \r\nMechanismen zur Absicherung der Brennstoffversorgung für Anlagen mit besonderer Relevanz weiter \r\nfortgeführt werden können, damit keine neue Abhängigkeit von einem einzelnen Brennstoff die \r\nSystemsicherheit beeinträchtigt. Dabei muss vor dem Hintergrund der systemischen Bedeutung einzelner \r\nAnlagen insbesondere die Möglichkeit des bivalenten Betriebs mit alternativen Brennstoffen (nach §13f) und \r\nauch die Nutzung von Speichermöglichkeiten auf dem Gelände des Anlagenbetreibers erhalten bleiben.\r\nFrage 19:\r\nWie beurteilen Sie die Vorgabe einer 90% Abscheidungsquote bei Anwendung von CCS falls der Umstieg \r\nauf Wasserstoff nicht möglich ist?\r\nAntwort: Grundsätzlich ist zu begrüßen, dass – sollte der Umstiegt auf H2 nicht rechtzeitig möglich sein –\r\ndem Kraftwerksbetreiber freigestellt ist, vorübergehend andere Wege einer dekarbonisierten \r\nStromerzeugung zu wählen. \r\nFrage 20:\r\nWelcher durchschnittliche Wirkungsgrad sollte Ihrer Meinung nach im Rahmen des Contracts for Difference \r\nfür die Berechnung der zu fördernden Brennstoffmenge angenommen werden. (vgl. Abschnitt B.I.2.a).\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 21:\r\nWie sehen Sie die pauschale Finanzierung einer festen Brennstoffmenge?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 22:\r\nMüssen aus Ihrer Sicht die Unterschiede zwischen den Netzentgelten für Erdgas und Wasserstoff im \r\nRahmen der CfD-Berechnung berücksichtigt werden oder macht die Deckelung der Wasserstoffentgelte auf \r\nein marktgängiges Niveau durch das Wasserstoffamortisationskonto eine Berücksichtigung entbehrlich?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 23:\r\nZu den Ausschreibungen für wasserstofffähige Gaskraftwerke sollen nur solche Projekte zugelassen werden, \r\ndie sich in räumlicher Nähe zum Wasserstoff-Kernnetz befinden. Mit welcher maximalen Entfernung (Luftlinie \r\nin km) sollte diese „räumliche Nähe“ aus ihrer Sicht definiert werden und weshalb?\r\nAntwort: Wichtig ist hier eine gesicherte unterbrechungsfreie Brennstoffversorgung, hier wäre dann auch \r\ndie räumliche Nähe zu entsprechenden Exits des Gasnetzes wichtig. Zu beachten wäre dabei, ob diese \r\nunterbrechungsfreie Brennstoffversorgung überhaupt aus Gasverteilnetzen leistbar wäre. Auch die \r\nInbetriebnahme der Kraftwerke muss mit den Gasnetzen synchronisiert sein.\r\nDarüber hinaus muss sichergestellt sein, dass auch die Anschlussleitungen der Kraftwerke an das Kernnetz \r\nim vorgegebenen Zeitraum realisiert werden können. Für diese sollten daher dieselben \r\nGenehmigungsvoraussetzungen gelten wie für das Kernnetz selbst. \r\nBerlin, 23.10.2024 | Seite 6 von 11\r\nFrage 24:\r\nIn den Ausschreibungen für umrüstbare Wasserstoffkraftwerke wurde ein Bonusmodell für die regionale \r\nSteuerung der Kraftwerke vorgeschlagen. Ist dieses Modell aus Ihrer Sicht geeignet?\r\nAntwort: Die ÜNB begrüßen ausdrücklich, dass eine Komponente zur regionalen Steuerung der Kraftwerke \r\nenthalten ist. Die Aufteilung von 1/3 der Kapazitäten im Norden und 2/3 im Süden schätzen wir auf Basis \r\nunserer Netzanalysen als sinnvoll ein. Bezüglich der Definition des „netztechnischen“ Südens schlagen wir \r\nvor die Grenze anhand von Landkreisen anstatt von Bundesländern zu ziehen, um potentiellen \r\nNetzengpässen besser Rechnung tragen zu können. \r\nDas Instrument des Südbonus in der vorgeschlagenen Höhe erscheint dabei grundsätzlich zur regionalen \r\nSteuerung geeignet.\r\nAllerdings wäre es aus netztechnischer Sicht sinnvoll die Südzone ebenfalls zu unterteilen. Die Unterteilung \r\nkönnte sich bspw. an den von den ÜNB identifizierten Bedarfen für gesicherte Erzeugungsleistung aus Netz\u0002und Systemsicht je Regelzonen orientieren, um eine systemdienlichere Steuerung der regionalen Verteilung \r\nzu erreichen. Eine ungünstige Verteilung des Zubaus innerhalb des netztechnischen Südens könnte die \r\npositiven Auswirkungen einer systemdienlichen Verteilung (insb. hinsichtlich des Umfangs und der Kosten \r\nder vorzuhaltenden Netzreserve) schmälern. Die ÜNB schlagen vor, die regionale Obergrenze des \r\nSüdbonus übergreifend über alle Ausschreibungsrunden zu begrenzen, also nicht in jeder \r\nAusschreibungsrunde eine Obergrenze festzulegen. Dies vermeidet eine zu kleinteilige Unterteilung der \r\nRegionen in den Ausschreibungen. \r\nFrage 25:\r\nSehen Sie Alternativen zur regionalen Differenzierung, wo ein Kraftwerkszubau möglichst systemdienlich ist \r\nanstelle der gewählten Aufteilung nach Ländern?\r\na. Wenn ja, welche?\r\nb. Ist die Aufteilung ein Drittel vs. zwei Drittel zwischen netztechnischem Norden und Süden \r\nangemessen?\r\nAntwort: Ja, sie ist angemessen und zielführend, um langfristig die RD-Kosten zu senken und die \r\nVersorgungssicherheit zu erhöhen.\r\nc. Wie bewerten Sie die Einteilung der Bundesländer für den „netztechnischen Süden“?\r\nAntwort: Die generelle Einteilung des Bedarfes in 1/3 Nord und 2/3 Süd ist aus Netzperspektive \r\nsinnvoll und angemessen. Die vier Übertragungsnetzbetreiber sprechen sich zur Festlegung der \r\nGrenzlinie zwischen Nord und Süd anhand von Landkreisen aus. \r\nFrage 26:\r\nWie bewerten Sie die technischen Mindestanforderungen unter B.I.1.g) und B.II.1.d)? \r\nAntwort: Wir begrüßen ausdrücklich die vorgesehenen technischen Mindestanforderungen. Der Bedarf für \r\ndie entsprechenden Systemdienstleistungen wird in den kommenden Jahren weiter ansteigen. Somit sind \r\ndie Systemdienstleistungen, welche die Anlagen mit den postulierten Mindestanforderungen bereitstellen, \r\nzur Aufrechterhaltung der Systemstabilität in Zukunft zwingend nötig (siehe Systemstabilitätsbericht der \r\nBNetzA \r\nhttps://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/NEP/Strom/Systemstabilitaet/start.\r\nhtml). Alle gestellten technischen Mindestanforderungen sind bereits am Markt verfügbar – wenn auch nicht \r\nBerlin, 23.10.2024 | Seite 7 von 11\r\nfür alle Anlagentypen. Wenn die neuen Anlagen diese Fähigkeiten nicht bereitstellen, müssten alternative \r\nLösungsoptionen gefunden werden. \r\nFrage 27:\r\nFehlinvestitionen in fossile Kraftwerke und Situationen, in denen die ausgeschriebenen Anlagen zum \r\nZeitpunkt des Brennstoffwechsels nicht ans Netz gehen können, weil das Wasserstoffnetz im \r\nnetztechnischen Süden nicht ausreichend ausgebaut ist, sollten vermieden werden.\r\na. Wie beurteilen Sie in diesem Zusammenhang eine Nichtanwendung des Südbonuses für den Fall, \r\ndass bestimmte Meilensteine des Wasserstoffnetzausbaus zum Zeitpunkt der Ausschreibungen \r\nnicht erfüllt sind?\r\nAntwort: Die vier Übertragungsnetzbetreiber stimmen für eine Anwendung des Südbonuses, auch \r\nwenn bestimmte Meilensteine des Wasserstoffnetzausbaus zu diesem Zeitpunkt nicht erfüllt sind. \r\nEinerseits würde die Abhängigkeit von Meilensteinen die Planungen von Anbietern gesicherter \r\nLeistung erschweren, die Erwartungssicherheit dieser mindern und möglicherweise entgegen der \r\nIntention der regionalen Steuerung einen Anreiz geben, mehr steuerbare Leistung im Norden zu \r\nverorten. Andererseits wird 2/3 der Leistung im Süden benötigt. Entsprechend müssten spätere \r\nAuktionen eine höhere Quote als 2/3 aufweisen, was zu Preissprüngen führen könnte, oder der \r\nbenötige Bedarf im Süden würde nicht gedeckt werden, was hinsichtlich der Erbringung und den \r\nKosten des Redispatch sowie den zusätzlichen Kosten zur Vorhaltung von Netzreservekraftwerken \r\nzu erheblichen Problemen führen würde. \r\nb. Welche konkreten Meilensteine würden Sie für notwendig erachten?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 28:\r\nWelche der beiden Preissetzungsregeln „Pay-as-bid“ und „Pay-as-cleared“ halten Sie für das bzw. die \r\nAuktionsverfahren für geeignet und wie begründen Sie dies?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 29:\r\nWie viele Stunden kann ein typisches neues Gaskraftwerk ohne signifikante Instandhaltungsinvestitionen \r\nlaufen?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 30:\r\nWas ist in der Regel die größte Investition, die bei einem neuen Gaskraftwerk getätigt wird? In welchem \r\nVerhältnis stehen die Investitionskosten in ein neues Gaskraftwerk zu den Kosten für die Umrüstung eines \r\nsolchen neuen Gaskraftwerks zu einem wasserstofffähigen Gaskraftwerk?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 31:\r\nBerlin, 23.10.2024 | Seite 8 von 11\r\nWie viele Stunden pro Jahr sind derzeit Gaskraftwerke auf dem deutschen Markt in Betrieb?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 32:\r\nWie viele Stunden pro Jahr werden Gaskraftwerke im Jahr 2032 bzw. 2038 auf dem deutschen Markt laufen? \r\nBitte erläutern Sie, wie die Schätzung berechnet wurde.\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 33:\r\nWie viele Stunden pro Jahr werden Kraftwerke auf dem deutschen Markt nach der Umstellung auf \r\nWasserstoff bis zum Ende ihrer Lebensdauer in Betrieb sein? Und wie viele Stunden, bevor größere \r\n(Instandhaltungs-)Investitionen erforderlich werden? Bitte erläutern Sie, wie die Schätzung berechnet \r\nwurde.\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 34:\r\nWie schätzen Sie die Beschränkung des Höchstpreises für die Gebote für wasserstofffähige Gaskraftwerke \r\nauf 80 Prozent der mit der Investition verbundenen Kosten, d.h. Investitionskosten einschließlich \r\nKapitalkosten ein auch vor dem Hintergrund, dass in den ersten sieben Jahren Stromerlöse als Gaskraftwerk \r\nohne Abschöpfung erzielt werden kann?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 35:\r\nZur Ausschreibung wasserstofffähiger Gaskraftwerke: Es wird vorgeschlagen, die Maßnahme auf solche \r\nNachrüstungen zu begrenzen, deren Kosten mindestens 70 Prozent der Kosten eines möglichen neuen \r\nwasserstofftauglichen Gaskraftwerks betragen, vor allem weil davon ausgegangen wird, dass sich weniger \r\nteure Nachrüstungen ohne Unterstützung auf dem Markt entwickeln würden. Was halten Sie von dieser \r\nEinschränkung und den ihr zugrunde liegenden Annahmen? Welche Investitionsschwelle könnte \r\nKosteneffizienz gewährleisten und das richtige Maß an Wettbewerb ermöglichen?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 36:\r\nInwieweit sind aus Ihrer Sicht die auszuschreibenden Gesamtkapazitäten für neue Kraftwerke als erster \r\nSchritt auf dem Weg zur Dekarbonisierung des Kraftwerksparks notwendig?\r\nAntwort: Der Transformationspfad zur einer dekarbonisierten Gesellschaft führt zu einem kontinuierlichen \r\nAnstieg des Strombedarfs. Um vollständig aus der Kohleverstromung auszusteigen und gleichzeitig die \r\nVersorgungssicherheit zu gewährleisten, bedarfs es einer ausreichend großen Anzahl an steuerbaren \r\nErzeugungseinheiten. Studien haben gezeigt, dass die angestrebten Kapazitäten der Kraftwerksstrategie ein \r\nerster Schritt zu diesem Ziel sind. Ob die ausgeschriebene Gesamtkapazität mittelfristig ausreichend ist, \r\nhängt stark von der Geschwindigkeit des Kohleaussteigs und der Elektrifizierung ab. Die \r\nBerlin, 23.10.2024 | Seite 9 von 11\r\nVersorgungssicherheit wird deshalb fortwährend durch die ÜNB analysiert. Darüber hinaus ist im zweiten \r\nSchritt ein Kapazitätsmarkt mit lokaler Komponente notwendig.\r\nNur wenn die neuen Kraftwerke zügig und an den mit Blick auf die Systemsicherheit „richtigen“ Standorten \r\nstehen, können alte, störungsanfällige Netzreserve-Kraftwerke (d.h. i.d.R. alte konventionelle Kohle-, Öl- und \r\nGaskraftwerke) in die Stilllegung entlassen werden wodurch ebenfalls ein Beitrag zur Dekarbonisierung \r\nentsteht.\r\nFrage 37:\r\nWelcher Teil der derzeit verfügbaren Gaskraftwerks-Kapazität in Deutschland kann Ihrer Einschätzung nach \r\nzu welchen Kosten am ersten Tag des achten Jahres nach Inbetriebnahme auf einen wasserstoffbasierten \r\nBetrieb umgestellt werden?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 38:\r\nBetreiben Sie ein oder mehrere Gaskraftwerke in Deutschland? Falls ja, listen Sie diese bitte auf und geben \r\ndie jeweilige Kapazität (in MW) an.\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 39:\r\nGibt es von Ihrer Seite derzeit Pläne, in neue Erdgaskraftwerke in Deutschland zu investieren? Wenn ja,\r\na. welche Leistung und welcher Inbetriebnahmezeitpunkt ist geplant?\r\nb. Wie hoch schätzen sie die ungefähren erwarteten Kosten pro Megawatt?\r\nc. Von welchem Förderbedarf gehen Sie aus (geschätzte notwendige Subventionen in EUR/kW)?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 40:\r\nPlanen Sie die Errichtung eines H2-ready/wasserstofffähigen Kraftwerks? Falls ja:\r\na. Falls ja, bitte erläutern Sie die Definition für die H2- Readiness/Wasserstofffähigkeit und den Zeitplan \r\nder Verfügbarkeit.\r\nb. Falls nein, geben Sie bitte die Gründe an.\r\nc. Geben Sie bitte auch an, ob Ihre Antwort von den zusätzlichen Kosten für die H2- Readiness und \r\nbei der Umstellung des Betriebs davon abhängt, ob der Wasserstoff erneuerbar ist oder nicht.\r\nd. Von welcher Lebensdauer des Kraftwerks gehen Sie aus?\r\ne. Von welchen Einsatzzeiten (in Stunden mit mindestens 50% Auslastung der Nennleistung der \r\nAnlage pro Jahr) gehen Sie im Jahr 2035 aus?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 41:\r\nPlanen Sie bestehende Kraftwerke in Deutschland auf den Einsatz von erneuerbarem oder CO2-armem \r\nWasserstoff umzurüsten?\r\na. Wenn ja, beschreiben Sie bitte die Merkmale und den Zeitplan (siehe Ziffern i. bis\r\nvi. der vorhergehenden Frage.\r\nb. Wenn nein, geben Sie bitte die Gründe an.\r\nBerlin, 23.10.2024 | Seite 10 von 11\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 42:\r\nWäre aus Ihrer Sicht eine staatliche Förderung erforderlich, um die Umstellung Ihrer bestehenden \r\nGasanlagen auf die Verwendung von 100% erneuerbarem oder CO2-armem Wasserstoff zu ermöglichen? \r\nWenn ja, begründen Sie bitte Ihre Antwort und beschreiben Sie den Umfang und die Art der erforderlichen \r\nFörderung. Bitte erläutern Sie, ob eine Förderung für alle oder nur für einige Kraftwerke erforderlich ist und \r\nbegründen Sie, warum.\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 43:\r\nWelche Kosten entstehen Ihrer Ansicht nach für den Bau neuer wasserstofffähiger Anlagen und für die \r\nUmrüstung von Gaskraftwerken auf 100% Wasserstoffbetrieb?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 44:\r\nWie schätzen Sie die Entwicklung des Wasserstoffmarktes ein?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 45:\r\nSehen Sie Situationen, in denen die Kraftwerke auch nach 2035 weiterhin am Strommarkt auf Erdgasbasis \r\nagieren müssen? Wenn ja, welche?\r\nAntwort: Die derzeitigen gesetzlichen Regelungen sowie die beschriebenen Regelungen im KWSG \r\nerlauben eine erdgasbasierte Stromerzeugung über das Jahr 2035 hinaus, mit Ausnahme der Kraftwerke \r\nder Säule 1. Mit Blick auf die geplante Ausbaugeschwindigkeit, sowohl von neuen flexiblen \r\nStromerzeugungsanlagen als auch der Wasserstoffinfrastruktur, wird technisch und auch wirtschaftlich der \r\nweitere Einsatz von Erdgas zur Stromerzeugung nötig sein. \r\nDa die ersten Ausschreibungen ab 2025 stattfinden sollen und den Betreibern in einem Übergangszeitraum \r\nvon maximal sieben Jahren der Betrieb mit fossilen Brennstoffen erlaubt ist, betrifft die mögliche Überführung \r\nin eine Kapazitätsreserve die Zeit nach 2032. Die Kapazitätsreserve nach § 13e EnWG und KapResV ist \r\naktuell jedoch bis 09/2026 befristet. Desweiteren ist zu berücksichtigen, dass die Kapazitätsreserve über ein \r\nmarktgestütztes Verfahren gebildet wird und die erfolgreiche Teilnahme am Beschaffungsverfahren der \r\nKapazitätsreserve für Anlagenbetreiber nicht garantiert ist. Für den Fall, dass der Umstieg der Anlage auf \r\nWasserstoffbetrieb nicht möglich ist und eine Teilnahme an der Kapazitätsreserve ebenfalls nicht möglich \r\nist, muss für den ÜNB weiterhin die Möglichkeit bestehen, die Anlage nach § 13b EnWG als systemrelevant \r\nauszuweisen. In diesem Fall muss sie auch mit Erdgas betrieben werden können.\r\nFrage 46:\r\nSollten zusätzliche Sicherheitsvorkehrungen getroffen werden, um die weitere Nutzung von Erdgas zur \r\nStromerzeugung auf dem Strommarkt nach 2035 zu verhindern?\r\nAntwort: Nein\r\nBerlin, 23.10.2024 | Seite 11 von 11\r\nFrage 47:\r\nWerden Ihrer Meinung nach die Förderung des Einsatzes von Wasserstoff in der Stromerzeugung und damit \r\neinhergehende Skaleneffekte bei der Herstellung von Wasserstoff dazu führen, dass die Kosten für \r\nWasserstoff für den Einsatz in der Industrie perspektivisch sinken werden und der Hochlauf der \r\nWasserstoffindustrie angeschoben wird?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 48:\r\nIst CCS in Verbindung mit Erdgasverstromung eine wirtschaftliche Alternative zur Wasserstoffverstromung \r\nund wenn ja, ab wann halten Sie diese Technologie für marktgängig bzw. welche CO2-Preise müssen dafür \r\nerreicht werden?\r\nAntwort: Keine Antwort\r\nFrage 49:\r\nHaben Sie weitere Anmerkungen zur Angemessenheit und zu den Auswirkungen der hier beschriebenen \r\nMaßnahmen auf den Wettbewerb?\r\nAntwort: Keine Antwort"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-10-23"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009516","regulatoryProjectTitle":"Sicherstellung von Maßnahmen zur Gewährleistung von Systemstabilität und Versorgungssicherheit","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/40/50/388733/Stellungnahme-Gutachten-SG2412200103.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":"1\r\nRedaktionelle Fehler im Referentenentwurf zur EnWG-Novelle\r\nDie folgende Aufstellung bezieht sich insbesondere auf die Artikel 6 und 7 (EEG) des \r\nBearbeitungsstandes vom 15.10.2024 und erhebt nicht den Anspruch auf Vollständigkeit.\r\nInkrafttreten der Änderungen\r\nDer Referentenentwurf geht offenbar davon aus, dass das allgemeine Inkrafttreten (Artikel 29 Abs. 1) \r\nnach dem 01.01.2025 erfolgen wird. Sollte es bereits vor dem 01.01.2025 durch Verkündung in Kraft \r\ntreten, kommt es zum Konflikt mit dem Inkrafttreten einzelner Regelungen zum 01.01.2025 (Artikel \r\n29 Abs. 3). Dies betrifft nicht nur Artikel 19, sondern auch Übergangsregelungen im Artikel 20 (u.a. § \r\n21 EEG, § 100 EEG).\r\n§ 10c Zuordnung geringfügiger Verbräuche\r\nDie bisher für Anlagen mit Förderung nach EEG 2023 ( keine Anwendbarkeit von § 100 Abs. 1 EEG \r\n2023) geltende Regel soll auch auf Anlagen ausgeweitet werden, die eine Förderung gemäß früherer \r\nEEG-Versionen (Anwendbarkeit von § 100 Abs. 1 EEG 2023) erhalten. Die Änderung ist jedoch \r\ninnerhalb § 10c falsch angeordnet, weil gemäß Übergangsvorschriften der § 10c für diese \r\nBestandsanlagen nicht anwendbar ist. Vielmehr muss § 10c in die Übergangsvorschriften als \r\nanzuwendende Regelung aufgenommen werden (womit keine Änderung von § 10c erforderlich \r\nwäre).\r\n§ 52 Zahlungen bei Pflichtverstößen\r\nDie Änderung von § 9 Absatz 1, 1a oder 2 in § 9 Absatz 1 oder 1a Satz 2 scheint ein redaktioneller \r\nFehler zu sein.\r\nIn Abs. 1 Nr. 13 fehlt der Gesetzesbezug, da nicht EEG, sondern § 29 Abs. 5 MsbG.\r\n§ 94 Verordnungsermächtigung zu systemdienlichem Anlagenbetrieb\r\nDas BMWK ist berechtigt, einen negativen anzulegenden Wert festzulegen, wenn der Spotmarktpreis \r\nnegativ ist, zudem eine Berechnungsmethode. Allerdings steht diese Verordnungsermächtigung in \r\nWiderspruch zu § 23 Abs. 3 EEG, da ein rechnerisch negativer anzulegender Wert bzw. negative \r\nFörderung auf 0 zu setzen wäre. Die Verordnungsermächtigung müsste sich daher auch auf § 23 \r\nerstrecken.\r\n§ 100 Übergangsbestimmungen\r\nAbs. 9a betrifft eine gesetzliche Regelung, die sich auf ein komplettes Kalenderjahr bezieht. Daher \r\nsollte diese Regelung nicht mit Artikel 29 Abs. 1, sondern am 01.01.2025 (oder auch rückwirkend \r\n2024) in Kraft treten.\r\nAbs. 20 schafft ggf. eine rückwirkende Gesetzesänderung zum Nachteil des Anlagenbetreibers \r\n(Verletzung Vertrauensschutz), da diese Änderung erst mit Inkrafttreten nach Artikel 29 Abs. 1 \r\nwirksam wird, aber rückwirkende Wirkung zum 01.01.2025 hat (umgekehrtes Problem zu \r\n„Inkrafttreten der Änderungen“ – siehe oben).\r\nAbs. 28 Satz 1: Hier wird auf die Gesetzesversion vom 15.05.2024 verwiesen, weshalb hier nicht auf § \r\n21 Abs. 1 Nr. 3 (ausgeförderte Anlagen), sondern auf § 21 Abs. 1 Nr. 2 (Ausfallvergütung) verwiesen \r\nwerden muss. Allerdings steht diese Regelung in Abs. 28 Satz 1 in Konflikt zu den neuen Abs. 47 und \r\n2\r\n48, die die Geltung von § 21 Abs. 1 in der gegenwärtigen Fassung und damit die Absenkung auf 0 \r\nct/kWh anordnen.\r\nMindestens in Abs. 20, 46 bis 50 wird auf Artikel 27 Abs. 3 statt Artikel 29 Abs. 3 verwiesen. Hier \r\nbesteht außerdem das unter „Inkrafttreten der Änderungen“ beschriebene Problem.\r\nIn Abs. 48 fehlt die Jahresangabe (2022?). Der Regelungsinhalt von Abs. 48 ist nicht klar, weil der \r\nInhalt bereits in Abs. 47 enthalten ist. Ausnahme: In Abs. 47 werden auch Anlagen eingeschlossen, \r\ndie einen Zuschlag im betreffenden Zeitraum erhalten haben, was in Abs. 48 fehlt (ein weiterer \r\nFehler?).\r\n§ 21c Verfahren für die Zuordnung und den Wechsel\r\nDer folgende mutmaßliche redaktionelle Fehler besteht bereits in der seit dem 16.05.2024 \r\n(Solarpaket 1) bestehenden Gesetzesversion: War es vom Gesetzgeber beabsichtigt, dass der neue \r\nSatz 5 in § 21c Abs. 1 EEG nicht für Anlagen mit Förderung gemäß früherer EEG-Versionen \r\n(Anwendbarkeit von § 100 Abs. 1 EEG 2023) gilt außer bei Anlagen mit Zuordnung zur \r\nunentgeltlichen Abnahme (siehe § 100 Abs. 1a Nr. 2 Halbsatz 2) und außer bei ausgeförderten \r\nAnlagen (siehe § 100 Abs. 7)? Sinnvoll wäre eine Regelung für sämtliche Anlagen, da damit die \r\nbisherige Auslegung (z.B. hinsichtlich energetische Weitergabe an ÜNB bei Zuordnung zur \r\nEinspeisevergütung oder Nicht-Zahlung der vermiedenen Netzentgelte bei Zuordnung zur \r\nEinspeisevergütung oder Marktprämie) gesetzlich geregelt wäre."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-11-14"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009516","regulatoryProjectTitle":"Sicherstellung von Maßnahmen zur Gewährleistung von Systemstabilität und Versorgungssicherheit","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/66/69/388735/Stellungnahme-Gutachten-SG2412200114.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":"Öffentlich\r\nBerlin, 28.11.2024 | Seite 1 von 2\r\nÖffentlich (Public)\r\nSTELLUNGNAHME ZUM REFERENTENENTWURF DES\r\nKRAFTWERKSSICHERHEITSGESETZES VOM 22.11.2024\r\nDie Richtung stimmt, jetzt kommt es auf die schnelle Umsetzung an\r\nDie vier Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) halten das Kraftwerkssicherheitsgesetz (KWSG) für ein wichtiges \r\nund in seiner Umsetzung dringliches Instrument. Der derzeitige Referentenentwurf des KWSG reflektiert aus \r\nSicht der vier ÜNB die vorangegangene Diskussion innerhalb der Branche und im Rahmen der Konsultation. \r\nDie inhaltliche Ausarbeitung ist Sicht der ÜNB grundsätzlich richtig und eine weitere Anpassung und \r\nDiskussion einzelner Elemente sollte nicht dazu führen, dass sich die Umsetzung des KWSG weiter \r\nverzögert. Stattdessen muss eine schnellstmögliche Umsetzung das Ziel sein. \r\nAspekte von herausragender Bedeutung\r\nAnreize für systemdienliche Verortung von Leistung und technische Mindestanforderungen werden\r\nbegrüßt \r\nInsbesondere die Elemente der lokalen Komponente und der technischen Anschlussbedingungen geben ein \r\nwichtiges Signal für eine zukunftsfähige und effiziente Ausgestaltung unseres Energiesystems. Daher stellen \r\ndiese aus Sicht der vier ÜNB den zentralen Kern des Gesetzentwurfs dar. Bzgl. der technischen \r\nAnforderungen haben die ÜNB klare Zielvorstellungen formuliert, die sie auch weiterhin für notwendig \r\nerachten. \r\nDie ÜNB begrüßen ausdrücklich, dass eine Komponente zur regionalen Steuerung der Kraftwerke enthalten \r\nist. Die Aufteilung von 1/3 der Kapazitäten im Norden und 2/3 im Süden schätzen die ÜNB auf Basis ihrer \r\nNetzanalysen als sinnvoll ein. Bezüglich der Definition des „netztechnischen“ Südens schlagen die ÜNB vor,\r\ndie Grenze anhand von Landkreisen, anstatt von Bundesländern zu ziehen, um potentiellen Netzengpässen \r\nbesser Rechnung tragen zu können. Das Instrument des Südbonus in der vorgeschlagenen Höhe erscheint \r\ndabei grundsätzlich zur regionalen Steuerung geeignet. Allerdings wäre es aus netztechnischer Sicht \r\nsinnvoll, die Südzone ebenfalls zu unterteilen. Die Unterteilung könnte sich bspw. an den von den ÜNB \r\nidentifizierten Bedarfen für gesicherte Erzeugungsleistung aus Netz- und Systemsicht je Regelzone\r\norientieren, um eine systemdienlichere Steuerung der regionalen Verteilung zu erreichen. Eine ungünstige \r\nVerteilung des Zubaus innerhalb des netztechnischen Südens könnte die positiven Auswirkungen einer \r\nsystemdienlichen Verteilung (insb. hinsichtlich des Umfangs und der Kosten der vorzuhaltenden \r\nNetzreserve) schmälern. Die ÜNB schlagen zudem vor, die regionale Obergrenze des Südbonus \r\nübergreifend über alle Ausschreibungsrunden zu begrenzen, also nicht in jeder Ausschreibungsrunde eine \r\nObergrenze festzulegen. Dies vermeidet eine zu kleinteilige Unterteilung der Regionen in den \r\nAusschreibungen.\r\nAbrechnung der Zahlungsflüsse sicher gestalten\r\nDie Finanzierung bestimmt sich nach den Regelungen des Energiefinanzierungsgesetzes (und damit sind\r\nnach dem Verständnis der ÜNB auch Zahlungen aus dem Kraftwerksausschreibungsgesetz (KraftAusG)\r\nbetroffen). Geplant ist Zahlungsflüsse direkt zwischen den Anlagenbetreibern und den \r\nregelzonenverantwortlichen ÜNB zu berechnen und abzurechnen. Die ÜNB werden verpflichtet jegliche \r\ndaraus resultierende Transparenzverpflichtungen zu übernehmen. \r\nWichtig ist, dass für die ÜNB durch die im Gesetzesentwurf zugeschriebene Umsetzungsrolle keine \r\nzusätzlichen Finanzierungsrisiken (z. B. durch eine Vorfinanzierung) entstehen. Dies würde zur Rating\u0002Verschlechterung der ÜNB führen und somit zwangsläufig zu höheren Finanzierungskosten z. B. des \r\nNetzausbaus. Deshalb fordern die ÜNB für den umlagefinanzierten Teil einen Liquiditätspuffer. Beim \r\nhaushaltsfinanzierten Teil ist ein Anspruch für unterjährige Ausgleichzahlungen gegenüber dem Bund \r\nnotwendig. \r\nÖffentlich\r\nBerlin, 28.11.2024 | Seite 2 von 2\r\nÖffentlich (Public)\r\nSollte dies nicht umsetzbar sein, müssen ÜNB die Förderausschüttung bei negativen Kontoständen \r\neinstellen können.Zusätzlichen müssen alle damit einhergehenden Aufwände (z. B. Personal, IT, externe \r\nSachverständige) für die ÜNB ergebnisneutral sein.\r\nWeiterbetrieb mit Erdgas ermöglichen, falls kein Umstieg auf H2 möglich\r\nDa bei Nicht-Vorhandensein eines H2-Anschlusses zum Umstellungszeitpunkt die Pönale nicht anfällt, gehen \r\nwir davon aus, dass in diesem konkreten Fall ein Weiterbetrieb mit Erdgas möglich ist. Somit gehen wir \r\ndavon aus, dass auch die im Kontext der systemrelevanten Gaskraftwerke nach § 13f EnWG etablierten \r\nMechanismen zur Absicherung der Brennstoffversorgung für Anlagen mit besonderer Relevanz weiter \r\nfortgeführt werden können, damit keine neue Abhängigkeit von einem einzelnen Brennstoff die \r\nSystemsicherheit beeinträchtigt. Dabei muss, vor dem Hintergrund der systemischen Bedeutung einzelner \r\nAnlagen, insbesondere die Möglichkeit des bivalenten Betriebs mit alternativen Brennstoffen (nach §13f) und\r\ninkludiert die Nutzung von Speichermöglichkeiten auf dem Gelände des Anlagenbetreibers erhalten bleiben. \r\nBei einem bivalenten Betrieb nach §13f geht es nicht um einen Weiterbetrieb mit H2 und Gas, sondern Gas \r\nund ggf. anderen Brennstoffen.\r\nZu Frage 1d aus dem BMWK-Fragenkatalog vom 26.11.2024: Eine Einschränkung bei der \r\nBrennstoffversorgung (Wasserstoff) darf nicht zu einer stromseitigen Nichtverfügbarkeit führen. Der \r\nWeiterbetrieb der Anlage mit Erdgas sollte möglich sein, wenn eine Versorgung mit Wasserstoff nicht \r\ngegeben ist.\r\nStandortindividuelle Lösungen an Netzreservestandorten ermöglichen\r\nZur Auflösung einer vorliegenden Systemrelevanz bei Netzreservestandorten muss die Möglichkeit \r\nstandortindividueller Lösungen in Abstimmung mit den ÜNB geschaffen werden. Dieser wichtige Aspekt \r\nscheint im Referentenentwurf nicht mehr Erwähnung zu finden, was aus ÜNBSicht äußerst kritisch zu \r\nbewerten ist. \r\nWeitere notwendige Maßnahmen:\r\nKWSG muss schnell umgesetzt werden, um Kapazitäten anzureizen, reicht aber nicht aus\r\nUm die Versorgungssicherheit in Deutschland auch langfristig zu gewährleisten, ist ein massiver Zubau \r\nneuer Kapazitäten erforderlich. Der Kraftwerksneubau über die KWSG-Ausschreibungen ist daher nur ein \r\nerster Schritt. Um auch den darüber hinaus erforderlichen Neubau ebenfalls zügig anzureizen, ist dringend \r\neine rasche Entscheidung über die Einführung eines Kapazitätsmechanismus zu notwendig, damit dessen \r\nImplementierung zeitnah beginnen kann. Aus Sicht der 4 ÜNB erscheint hier weiterhin ein zentraler \r\nKapazitätsmarkt mit lokaler Komponente als das am besten geeignete Modell"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-11-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009516","regulatoryProjectTitle":"Sicherstellung von Maßnahmen zur Gewährleistung von Systemstabilität und Versorgungssicherheit","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/d2/d9/388737/Stellungnahme-Gutachten-SG2412200115.pdf","pdfPageCount":11,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, 25.10.2024 | Seite 1 von 11\r\nSTELLUNGNAHME DER ÜBERTRAGUNGSNETZBETREIBER ZUM \r\nREFERENTENENTWURF DES BMWK FÜR EIN GESETZ ZUR \r\nÄNDERUNG DES ENERGIEWIRTSCHAFTSRECHTS IM BEREICH DER \r\nENDKUNDENMÄRKTE, DES NETZAUSBAUS UND DER \r\nNETZREGULIERUNG\r\nAllgemeine Bewertung des Entwurfes\r\nDie vier Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) mit Regelzonenverantwortung bedanken sich für die Möglichkeit zur ergän\u0002zenden Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts sowie eines Verord\u0002nungsentwurfs zur Marktstammdatenregisterverordnung. Wie gefordert, beschränken sich die Anmerkungen auf \r\ndie im Entwurf gekennzeichneten Änderungen gegenüber dem Ref-E vom 27.08.2024. Für alle weiteren Inhalte \r\ndes vorliegenden Entwurfs sind unsere Stellungnahme vom 10.09.2024 sowie die individuellen Stellungnah\u0002men der vier Übertragungsnetzbetreiber zum Entwurf des Bundesbedarfsplangesetzes weiterhin gültig. Dar\u0002über hinaus weisen wir darauf hin, dass es aufgrund der äußerst knappen Anhörungsfrist nicht möglich ist, Stellung zu \r\nsämtlichen Aspekten des Gesetzentwurfes zu nehmen. Die vorliegende Stellungnahme konzentriert sich daher auf ei\u0002nige Schwerpunkte. Die vier Übertragungsnetzbetreiber behalten sich vor, im Rahmen des weiteren Gesetzgebungs\u0002prozesses Anmerkungen zu weiteren Aspekten des Gesetzentwurfes zu machen. Wir behalten uns auch vor, insbe\u0002sondere zu Netzanschlussthemen im weiteren Verlauf des Gesetzgebungsverfahrens noch einmal Stellung zu neh\u0002men.\r\nAus Sicht der Übertragungsnetzbetreiber enthält der vorliegende Referentenentwurf wichtige Anpassungen des Ener\u0002giewirtschaftsrechts. \r\nInsbesondere ist zu begrüßen, dass die in der Wachstumsinitiative der Bundesregierung im Sommer 2024 angekündig\u0002ten Maßnahmen zur Steuerbarkeit von Erneuerbaren Energien Anlagen und zur Ausweitung der Direktvermarktung in \r\ndiesem Gesetz umgesetzt werden sollen. Beides ist aus Sicht der ÜNB zwingend notwendig, um ein Stromsystem, in \r\ndem erneuerbare Energien eine immer wichtigere Rolle spielen, sicher zu betreiben. \r\n• Die sichere und zuverlässige Steuerbarkeit von EE-Anlagen ist eine Grundvoraussetzung für adäquates Han\u0002deln durch Marktakteure und Netzbetreiber. In diesem Sinne ist auch zu begrüßen, dass die Bundesregierung \r\nRahmenbedingungen für einen beschleunigten und umfassenderen Smart-Meter Rollout vorsieht. \r\n• Das Ziel der Erhöhung der Steuerfähigkeit, untermauert mit einem Controlling der Steuerfähigkeit, ist zu be\u0002grüßen. Der Detailierungsgrad des Gesetzestextes ist allerdings zu groß. Die ÜNB machen daher in der vor\u0002liegenden Stellungnahme Vorschläge zur Vereinfachung.\r\n• Gleichzeitig setzt die Ausweitung der Direktvermarktung Anreize, auf Marktpreise zu reagieren. \r\nIm Folgenden nehmen wir zu den einzelnen Regelungen des Gesetzentwurfs Stellung.\r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, | Seite 2 von 11\r\nZu Art. 2 Weitere Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes\r\nZu § 12 EnWG \r\nBegründung: \r\nDas Ziel der Erhöhung der Steuerfähigkeit, untermauert mit einem Controlling der Steuerfähigkeit, ist zu begrüßen. Der \r\nDetailierungsgrad des Gesetzestextes ist allerdings zu groß. Eine Festlegung der Detailschritte in den Absätzen 2(b) bis \r\n2(g) erscheint zum jetzigen Zeitpunkt nicht sinnvoll und sollte iterativ erfolgen.\r\nÄnderungsvorschläge:\r\nZu §12 2b \r\nÄnderungsvorschläge: \r\n“Jeder Betreiber eines Elektrizitätsverteilernetzes hat die Ergebnisse nach Satz 1 und Satz 2 dem ihm jeweils \r\nvorgelagerten Netzbetreiber in Textform vorzulegen. Der jeweils vorgelagerte Netzbetreiber muss die Ergeb\u0002nisse nach Satz 1 und Satz 2 einer Plausibilitätsprüfung unterziehen und deren Ergebnis dem ihm nachgela\u0002gerten Netzbetreiber und dem grundzuständigen Messstellenbetreiber in Textform mitteilen.”\r\nZu § 12 2d \r\n“Die Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung haben auf ihrer jeweiligen Internetseite \r\nspätestens zum [einsetzen: Datum desjenigen Tages des zweiten auf den Monat des Inkrafttretens nach Artikel \r\n[…] dieses Gesetzes folgenden Kalendermonats, dessen Zahl mit der des Tages des Inkrafttretens nach Artikel \r\n[…] dieses Gesetzes übereinstimmt, oder, wenn es einen solchen Kalendertag nicht gibt, Datum des ersten \r\nTages des darauffolgenden Kalendermonats] sofern erforderlich, iterativ einheitliche Leitlinien für die Betreiber \r\nvon Elektrizitätsverteilernetzen und grundzuständige Messstellenbetreiber zu veröffentlichen:”\r\n“1. zu dem Ablauf der Tests nach Absatz 2b Satz 1 in Abhängigkeit von der Anlagengröße, der Spannungsebene \r\nund den unterschiedlichen technischen Einrichtungen, die zum Abruf der Ist-Einspeisung als auch zur Steue\u0002rung der Wirkleistungs- und Blindleistungserzeugung oder des Wirkleistungsbezugs genutzt werden.”\r\nZu Nummer 8 (§12 EnWG) \r\nÄnderungsvorschläge:\r\nAbsatz 2f ergänzt sowohl die Test-, Überprüfungs-, Vorlage- und Mitwirkungspflichten der Verteilernetz-, Anla\u0002genbetreiber sowie grundzuständigen Messstellenbetreiber nach Absatz 2b als auch die Berichtspflicht der \r\nÜbertragungsnetzbetreiber nach Absatz 2c und die Befugnisse der Bundesnetzagentur im Verhältnis zu den \r\nVerteilnetzbetreibern nach Absatz 2e durch ein wirksames Handlungsinstrumentarium der Bundesnetzagentur \r\nauch in Bezug auf die Ausstattungsverpflichtungen nach dem MsbG.\r\nHinweis: Die durch die Steuerbarkeitsprüfung entstehenden Kosten bei den testweisen Abrufen der Ist-Einspeisung \r\n(Einsenkung) beim ÜNB und VNB müssen anerkannt werden. Es benötigt außerdem eine Mitwirkpflicht des Anlagenbe\u0002treibers zur Durchführung der Tests.\r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, | Seite 3 von 11\r\nZu Art. 5 Änderung des Messstellenbetriebsgesetzes\r\nBewertung:\r\nDie Übertragungsnetzbetreiber möchten darauf hinweisen, dass viele Erzeugungs- und Verbrauchsanlagen in der Hoch\u0002und Höchstspannungsebene bereits mit Fernwirktechnik zur Steuerung ausgerüstet sind. Nach Auffassung der ÜNB \r\nbedarf es für diese Anlagen keine zusätzliche Steuertechnik, die durch Messstellenbetreiber installiert und betrieben \r\nwerden muss. In Folge müsste es die Möglichkeit geben für diese Anlagen die Verantwortung für Betrieb und Datenkom\u0002munikation vom MSB an den Netzbetreiber zu delegieren. \r\nZu Art. 6 Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes\r\nZu Nr. 2: § 100 Abs. 44 EEG\r\nBewertung:\r\nAbsatz 44 Satz 1 Nr. 1 enthält einen falschen Verweis, der korrigiert werden sollte.\r\nÄnderungsvorschlag:\r\n1. die Berechnung der energieträgerspezifischen Monatsmarktwerte nach Anlage 1 Nummer 3, sofern nicht \r\nein Fall des Satz 3 4 vorliegt,\r\nZu Art. 7 Weitere Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes\r\n§ 9 EEG \r\nHinweis zu Buchstabe d\r\nNeu angefügt wird in Nummer 3 eine Verpflichtung für Anlagen von mehr als 2 und weniger als 25 Kilowatt installierter \r\nLeistung, bis zur Herstellung der Steuerbarkeit über intelligente Messsysteme und der erfolgreichen Testung der Ansteu\u0002erbarkeit durch den Netzbetreiber eine Begrenzung der maximalen Einspeiseleistung auf 50 Prozent der installierten \r\nLeistung\r\nHinweis: Es ist nicht festgelegt, wie die Maßnahme zur Begrenzung der maximalen Einspeiseleistung auf 50 Prozent \r\numgesetzt und getestet werden soll, womit die Effektivität dieser Maßnahme nicht bewertet werden kann.\r\n§ 21 EEG \r\nÄnderungsvorschläge\r\n[…] Satz 1 Nummer 1 ist für Kalendermonate vor dem 1. Januar 2029 auch anzuwenden auf\r\n1. Anlagen mit einer installierten Leistung von bis zu 100 Kilowatt, die nach dem … [einsetzen: Tag vor dem \r\nInkrafttreten] und vor dem 1. Januar 2028 in Betrieb genommen wurden, wenn für die Dauer des jeweiligen \r\nKalendermonats die maximale Wirkleistungseinspeisung am Verknüpfungspunkt der Anlage mit dem Netz auf \r\nhöchstens 30 Prozent der installierten Leistung begrenzt und durch den Anlagenbetreiber nachgewiesen ist, \r\n[…]\r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, | Seite 4 von 11\r\nHinweis: Es ist nicht festgelegt, wie die Maßnahme zur Begrenzung der maximalen Einspeiseleistung auf 50 Prozent in \r\n§ 9 Absatz 2 (bzw. 30 Prozent in § 21 Absatz 1 Satz 3) umgesetzt und getestet werden soll, womit die Effektivität dieser \r\nMaßnahme nicht bewertet werden kann. Vorschlag im Text ist, dass der Anlagenbetreiber bei der Inbetriebnahme diesen \r\nNachweis erbringen muss.\r\nZu Nr. 17: § 21b Absatz 1 EEG\r\nBewertung:\r\nDie Übertragungsnetzbetreiber weisen darauf hin, dass die Anfügung nach a) bb) in Absatz 1 dazu führt, dass die ent\u0002sprechende Anlage auch nicht mehr in die Vermarktung der Ausfallvermarktung gehen kann, da diese eine Sonderform \r\nder Einspeisevergütung darstellt. Die ÜNB bitten um Prüfung, ob dies so gewollt ist.\r\nZu Nr. 17: § 21b Absatz 2 EEG\r\nBewertung:\r\nAuch wenn die Gesetzesbegründung klarstellt, dass die Aufhebung der starren Proportionalität nicht für Anlagen geeig\u0002net ist, die zumindest teilweise in der Einspeisevergütung vermarktet werden, so ist der Gesetzestext nicht eindeutig und \r\nsollte entsprechend klarstellend gefasst werden.\r\nÄnderungsvorschlag:\r\n„Satz 1 Halbsatz 2 ist nicht anzuwenden, wenn der Strom ausschließlich anteilig auf die Veräußerungsformen \r\nder Marktprämie und der sonstigen Direktvermarktung nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 und 4 aufgeteilt wird, \r\nsofern der Anteil in der sonstigen Direktvermarktung…“\r\nZu § 51 Abs. 1 EEG\r\nHinweis: Die ÜNB weisen darauf hin, dass für Neuanlagen, die viertelstündlich gemessen werden, noch nicht steuerbar \r\nsind und sich in der ÜNB-Vermarktung befinden, eine Pönale bei Einspeisung bei negativen Preisen eine höhere Wirkung \r\nin Bezug auf die Reaktion von Erzeugungsanlagen würde. In Somit wird der Anlagenbetreiber angereizt, die Steuerbar\u0002keit herzustellen.\r\nZu Nr. 35: § 52 Absatz 1 Nr. 1 EEG\r\nBewertung: \r\nBei der Formulierung bleibt unklar, ob ein Verstoß von § 9 Absatz 2 EEG tatsächlich nicht mehr sanktioniert werden soll \r\noder ein redaktioneller Fehler vorliegt, weil der alleinige Verweis auf § 9 Absatz 1 oder 1a Satz 2 bedeuten würde, dass\r\ndie „Massen“ an eigentlich vor ImSys Einbau steuerbar erforderlichen Anlagen sanktionsfrei gestellt würden.\r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, | Seite 5 von 11\r\nÄnderungsvorschlag:\r\naa) In Nummer 1: „§ 9 Absatz 1, 1a Satz 2 oder 2“\r\noder \r\naa) In Nummer 1 wird die Angabe „§ 9 Absatz 1, 1a oder 2“ \r\nZu Nr. 35: § 52 Absatz 1 Nr. 13 EEG\r\nBegründung: Fehlender Verweis auf MsbG\r\nÄnderungsvorschlag:\r\n13. entgegen einer Erklärung nach § 29 Absatz 5 MsbG Strom ins Netz einspeisen.\r\nZu Nr. 40: § 91 EEG\r\nBewertung:\r\nDie Übertragungsnetzbetreiber möchten darauf aufmerksam machen, dass die Verordnungsermächtigung nur eine Ab\u0002regelung von Anlagen mit Inbetriebnahme nach dem 31.12.2015 ermöglicht. Gleichzeitig gelten die Regeln in der EEV \r\nfür alle Anlagen in der Einspeisevergütung ohne zeitliche Einschränkung.\r\nWir bitten dies zu beachten und entsprechend anzupassen, wobei wir darauf hinweisen möchten, dass geprüft werden \r\nmuss, inwieweit eine Anpassung der Verordnungsermächtigung auf ältere Anlagen rechtlich überhaupt möglich ist. \r\nGleichzeitig sehen die Übertragungsnetzbetreiber keine Möglichkeit, bei Abregelungen nach EEV eine Unterscheidung \r\nnach dem Inbetriebnahmejahr der Anlage vorzunehmen.\r\nZu Nr. 45: § 100 Absatz 28 EEG\r\nBewertung:\r\nFehlerhafter Verweis\r\nÄnderungsvorschlag:\r\naa) In Satz 1 werden nach den Wörtern „ist, sind“ die Wörter „§ 21 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 3,“ eingefügt.\r\nZu Nr. 45: § 100 Absatz 49 EEG\r\nBewertung:\r\nDie Übertragungsnetzbetreiber bewerten einen Anreiz für die Reaktion auf negative Preise für Altanlagen als sehr positiv. \r\nGleichwohl muss bei der Umstellung berücksichtigt werden, dass dies nur bei Anlagen funktionieren kann, die auf Basis \r\nvon viertelstündlichen Lastgängen gezählt und abgerechnet werden.\r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, | Seite 6 von 11\r\nÄnderungsvorschlag:\r\n49) Für Anlagen, deren anzulegender Wert sich nach der für sie maßgeblichen Fassung des Erneuerbare-Energien\u0002Gesetzes in Zeiträumen, in denen der Spotmarktpreis negativ ist, nicht verringert, sind § 51 und § 51a anwendbar, wenn \r\nder Anlagenbetreiber in Textform gegenüber dem Netzbetreiber erklärt, dass dieser anwendbar sein soll. Nach der Er\u0002klärung nach Satz 1 erhöht sich der anzulegende Wert für die Anlage um [0,6] Cent pro Kilowattstunde. Eine Erklärung \r\ndes Anlagenbetreibers ist nur zulässig und nach Ablauf des Kalenderjahres wirksam, wenn die Ist-Einspeisung der An\u0002lage zu jeder Viertelstunde gemäß des eingeschränkten Anwendungsbereiches nach § 52 Abs. 2 bereits erfasst und \r\nbilanziert wird.\r\n§ 100 Abs. 48\r\nBegründung: Aus der Begründung geht auf S. 275 geht hervor, dass es sich um das Jahr 2022 handelt.\r\nÄnderungsvorschlag:\r\nFür Anlagen, die nach dem 31. Dezember 2022 und vor dem … [einsetzen: Tag des Inkrafttretens] in Betrieb \r\ngenommen wurden, ist § 21 Absatz 1 in der am … [einsetzen: Tag vor dem Inkrafttreten] geltenden Fassung \r\nanzuwenden.\r\nZu Art. 8 Änderung der Erneuerbare-Energien-Verordnung\r\n§ 4a EEV\r\nÄnderungsvorschläge:\r\n1) Die Übertragungsnetzbetreiber ermitteln in ihrer Prognose, die der Veräußerung nach § 2 Absatz 2 zugrunde \r\nliegt, diejenigen Strommengen, die voraussichtlich in jeder Viertelstunde des Folgetages von fernsteuerbaren \r\nAnlagen eingespeist werden. \r\n(2) Fernsteuerbare Anlagen nach Absatz 1 sind Anlagen, die \r\n1. nach § 19 Absatz 1 Nummer 2 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu vergütenden Strom erzeugen und \r\n2. mit technischen Einrichtungen ausgestattet sind, über die der Netzbetreiber Übertragungsnetzbetreiber\r\na. in viertelstündlicher Auflösung die Ist-Einspeisung abrufen und \r\nb. die Einspeiseleistung vollständig oder, sobald jeweils die technische Möglichkeit besteht, stufenweise oder \r\nstufenlos ferngesteuert regeln kann \r\nDie Anforderungen nach Satz 1 Nummer 2 wird bei mehreren Anlagen, die gleichartige erneuerbare Energien \r\neinsetzen und über denselben Verknüpfungspunkt mit dem Netz verbunden sind, auch mit einer gemeinsamen \r\ntechnischen Einrichtung erfüllt, wenn hiermit die jeweilige Anforderung nach Satz 1 Nummer 2 für die Gesamt\u0002heit der Anlagen erfüllt wird. \r\n(3) Anlagen, die die Anforderungen nach Absatz 2 Nummer 2 nicht erfüllen und\r\n2) nach § 19 Absatz 1 Nummer 2 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu vergütenden Strom erzeugen und \r\n2) mit technischen Einrichtungen ausgestattet sind, über die die Einspeiseleistung vollständig oder, sobald \r\njeweils die technische Möglichkeit besteht, stufenweise oder stufenlos geändert werden kann, \r\ngelten als fernsteuerbare Anlagen nach Absatz 2, wenn der Übertragungsnetzbetreiber gegenüber der Bundes\u0002netzagentur schriftlich oder in elektronischer Form erklärt, dass solche \r\nAnlagen als fernsteuerbare Anlagen gelten sollen. Macht der Übertragungsnetzbetreiber \r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, | Seite 7 von 11\r\nnicht von der Erklärung nach Satz 1 Gebrauch, legt er der Bundesnetzagentur erstmals \r\nzum 1. Januar 2026 und danach jährlich zum 1. Januar einen Bericht vor, in dem die Hemmnisse ermittelt \r\nwerden, die einer Erklärung nach Satz 1 entgegenstehen. In dem Bericht \r\nsind konkrete Handlungsoptionen sowie Maßnahmen und Zeitpläne zur Umsetzung der \r\nidentifizierten Handlungsoptionen darzustellen, um die ermittelten Hemmnisse nach Satz 2 \r\nzu überwinden.\r\nBegründung:\r\nVoraussetzung für eine limitierte Vermarktung von erneuerbaren Energien in der Einspeisevergütung ist die Sicht- und \r\nSteuerbarkeit der Anlagen. Im Fall einer unvollständigen Vermarktung muss die Wirkleistungseinspeisung zuverlässig \r\nreduziert und bilanziert werden. Ist das nicht möglich, kann der EEG Bilanzkreis der Übertragungsnetzbetreiber nicht \r\nausgeglichen bewirtschaftet werden. Dies birgt ein hohes finanzielles Risiko und wirkt sich bei großen Abweichungen \r\nnegativ auf die Systembilanz aus. Derzeit bewirtschaften die Übertragungsnetzbetreiber überwiegend kleine PV-Anla\u0002gen, welche diese Voraussetzungen aktuell nicht erfüllen. Die korrespondierenden Regelungen sollen diesem Umstand \r\nRechnung tragen und sowohl im Anlagenbestand als auch bei Neuanlagen zu einer verbesserten Sicht- und Steuerbar\u0002keit führen.\r\nOhne Messung der viertelstündlichen Ist-Einspeisung ist es nicht möglich die Anlage so zu steuern, dass der Eigenver\u0002brauch unberührt bleibt. Zudem ist die Messung der Ist-Einspeisung einer Anlage Voraussetzung dafür, dass eine An\u0002passung der Einspeisung finanziell ausgeglichen werden kann.\r\nZu Nr. 4: § 5 Absatz 3 EEV\r\nBewertung:\r\nDie Übertragungsnetzbetreiber begrüßen die klare Anlehnung des Abrufs von Anlagen an den bewährten Prozessketten \r\nder Kaskade. Eine ebenso klare Prozesskette sollte auch im Rahmen der Abrechnung aufgesetzt werden. Daher sehen \r\ndie Übertragungsnetzbetreiber es als sinnvoll an, noch einmal explizit im Gesetz klarzustellen, dass die Abrechnung der \r\nEntschädigung entsprechend der übrigen EEG-Abrechnungsprozesse erfolgen soll. So kann der Anlagenbetreiber mit \r\ndem Anschlussnetzbetreiber abrechnen, bei dem alle notwendigen Daten vorliegen. Der Anschlussnetzbetreiber wiede\u0002rum wird entsprechend der EEG-Abrechnungsprozesse direkt mit seinem regelzonenverantwortlichen Übertragungs\u0002netzbetreiber abrechnen, um Doppelprozesse z.B. entlang der Kaskade zu vermeiden.\r\nÄnderungsvorschlag:\r\n„ (3) Zu Nr. 4: § 5 Absatz 4 (neu) EEV Wird im Fall von preislimitierten Angeboten nach Absatz 1 die nach § 2 \r\nAbsatz 2 zu vermarktende Strommenge aus fernsteuerbaren Anlagen nicht oder nicht vollständig veräußert, \r\nveranlasst der Übertragungsnetzbetreiber die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung von fernsteuerbaren \r\nAnlagen in Höhe der nicht veräußerten Strommenge. Für die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung nach \r\nSatz 1 finden die Bestimmungen nach § 13a und § 14 Absatz 1c des Energiewirtschafsgesetzes mit der Maß\u0002gabe entsprechende Anwendung, dass weder ein bilanzieller Ausgleich noch ein bilanzieller Ersatz erfolgt. Der \r\nÜbertragungsnetzbetreiber ist verpflichtet, gleichzeitig mit der Bekanntgabe nach § 5 Absatz 2 Satz 6 auf seiner \r\nInternetseite bekannt zu geben, für welche Viertelstunden und für welche Strommengen in der jeweiligen Vier\u0002telstunde er die Reduzierung der Einspeiseleistung veranlasst hat. Die Abrechnung der entsprechenden Ent\u0002schädigungszahlungen erfolgt zwischen Anlagenbetreiber und Anschlussnetzbetreiber, welcher wiederum die \r\nKosten über seinen regelzonenverantwortlichen Übertragungsnetzbetreiber weiterreichen kann.“\r\nZu Nr. 4: § 5 Absatz 4 (neu) EEV\r\nBewertung:\r\nFehlerhafter Verweis\r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, | Seite 8 von 11\r\nÄnderungsvorschlag:\r\nDer bisherige Absatz 5 wird Absatz 4 und die Angabe „Absatz 4“ wird durch die Angabe „Absatz 3“ und die \r\nWörter „Kosten für den untertägigen Ausgleich im Sinn der Anlage 1 Nummer 5.3 des Energiefinanzierungsge\u0002setzes“ werden durch die Wörter „Ausgaben im Sinn der Anlage 1 Nummer 5.3 2 des Energiefinanzierungsge\u0002setzes“ ersetzt.\r\nZu EEV § 5 \r\nÄnderungsvorschläge:\r\n(1) Der Übertragungsnetzbetreiber hat abweichend von § 2 Absatz 2 die gemäß aktueller Prognose vorherge\u0002sagte viertelstündliche Einspeisung von Strommengen aus fernsteuerbaren Anlagen über eine marktgekoppelte \r\nAuktion vollständig zu preislimitierten Geboten nach Absatz 2 an den Spotmärkten dieser Strombörsen anzu\u0002bieten.\r\n(2) Die nach Absatz 1 zu veräußernde Strommenge ist in 20 gleich große Tranchen aufzuteilen und jeweils mit \r\neinem eigenen Preislimit anzubieten. Die Preislimits der Tranchen sind äquidistant im Bereich zwischen -150 \r\nund -350 Euro pro Megawattstunde zu wählen. Die Preislimits müssen bei mindestens –350 500Euro pro Me\u0002gawattstunde und höchstens –150 Euro pro Megawattstunde liegen. Jeder Betrag in Schritten von einem Euro \r\ninnerhalb dieses Rahmens wird zufallsgesteuert mit gleicher Wahrscheinlichkeit als Preislimit gesetzt. Die Preis\u0002limits müssen für jeden Fall des Absatzes 1 neu bestimmt werden. Die Preislimits sind bis zur Veröffentlichung \r\nnach Satz 76 vertraulich zu behandeln.. Der Übertragungsnetzbetreiber ist verpflichtet, zwei Werktage nach \r\nEnde der Auktion auf seiner Internetseite Folgendes bekannt zu geben:\r\nam Day-Ahead-Markt unverkauft gebliebene Strommengen je Tranche, für die er nach Absatz 1 preislimitierte \r\nGebote am Day-Ahead-Markt abgegeben hat.\r\n1. Höhe desr Preislimits jeder Tranche für die er nach Absatz 1 preislimitierte Gebote am Day-Ahead\u0002Markt abgegeben hat und\r\n2.1. am Day-Ahead-Markt unverkauft gebliebene Strommengen je Tranche, für die er nach Absatz 1 preis\u0002limitierte Gebote am Day-Ahead-Markt abgegeben hat.\r\n(3) Wird im Fall von preislimitierten Angeboten nach Absatz 1 die nach § 2 Absatz 2 und Absatz 3 zu vermark\u0002tende Strommenge aus fernsteuerbaren Anlagen nicht oder nicht vollständig veräußert, veranlasst der Übertra\u0002gungsnetzbetreiber die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung von fernsteuerbaren Anlagen in Höhe der \r\nnicht veräußerten Strommenge. Für die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung nach Satz 1 finden die Best\u0002immungen nach § 13a und § 14 Absatz 1c des Energiewirtschafsgesetzes mit der Maßgabe entsprechende \r\nAnwendung. dass weder ein bilanzieller Ausgleich noch ein bilanzieller Ersatz erfolgt. Der Übertragungsnetz\u0002betreiber ist verpflichtet, gleichzeitig mit der Bekanntgabe nach § 5 Absatz 2 Satz 6 auf seiner Internetseite \r\nbekannt zu geben, für welche Viertelstunden und für welche Strommengen in der jeweiligen Viertelstunde er \r\ndie Reduzierung der Einspeiseleistung veranlasst hat.\r\nBegründung:\r\nEine Steuerung von EE-Anlagen in Verteilernetzen für I-Probleme, unabhängig von der Vermarktungsform, erfolgt bereits \r\nheute untertägig auf Basis des sogenannten “Redispatch 2.0” nach §13a i.V.m. §14 Abs. 1c. Für eine mögliche Limitie\u0002rung festvergüteter Anlagen bestehen heute allerdings noch Grenzen. \r\nDie Neuregelung der bestehenden Regelungen zielt auf diejenigen Anlagen ab, die tatsächlich steuerbar sind und somit \r\nin der Lage sind eine wirksame Umsetzung einer Limitierung zu ermöglichen. Die korrespondierenden Regelungen zur \r\nAusweitung der Steuerbarkeit zielen auf eine Ausweitung des limitierbaren Anlagenbestandes und werden die hier ge\u0002regelten Möglichkeiten erweitern. Mit dem Vorschlag der Vereinfachung der zufälligen Limitierung wird das Ziel einer \r\nmöglichst schnellen und sicheren Implementierbarkeit auf Seiten der ÜNB verfolgt.\r\nDurch eine preislimitierte Vermarktung in den Intraday-Auktionen nach den gleichen Grundsätzen wie in der Day-Ahead\u0002Auktion, können Unsicherheiten der Prognose der Einspeisung erneuerbarer Energien sowie weiteren Marktentwicklun\u0002gen Rechnung getragen werden. Bei Einbeziehung der ID-Auktionen in den Prozess werden die steuerbaren EE-Anlagen \r\neffizienter als bei ausschließlicher Anwendung in der DA-Auktion in den Strommarkt integriert. \r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, | Seite 9 von 11\r\nAngesichts des übergeordneten Ziels, dass erneuerbare Energien in der Einspeisevergütung zeitnah auf Preissignale \r\nreagieren, unterstützen wir den Ansatz, zunächst ein einfaches Verfahren zur limitierten Vermarktung für steuerbare \r\nAnlagen zu implementieren und schlagen eine weitere Vereinfachung vor. Auf Grund der hohen Liquidität der Day\u0002Ahead-Auktion und dem aktuellen Preisbildungsverfahren (Pay-as-Clear) sehen wir keine Risiken, dass die mit dem \r\nVorschlag einhergehende Transparenz durch andere Marktteilnehmer ausgenutzt werden könnte. Für eine noch weiter\u0002gehende Integration der erneuerbaren Energien in der Einspeisevergütung in den Strommarkt könnte dieses Verfahren \r\n(nach einer Evaluierung durch die BNetzA) in Zukunft weiterentwickelt werden. Sofern die erforderlichen Rahmenbedin\u0002gungen gegeben sind, könnte eine solche Regelung dann bspw. darauf abzielen, die Vermarktung und Abregelung von \r\ngesichert steuerbaren Anlagen so zu gestalten, dass eine Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung nur dann erfolgt, \r\nwenn die Kosten für den finanziellen Ausgleich nach § 13a Absatz 2 des Energiewirtschaftsgesetzes geringer sind als \r\ndie Summe der Kosten für die Vermarktung und der Kosten für die Vergütung des eingespeisten Stroms § 21 Absatz 1 \r\ndes Erneuerbaren-Energien-Gesetzes.\r\nZu Art. 11 Änderung des Energiefinanzierungsgesetzes\r\nZu EEG § 94 - Zu Nummer 41 \r\nÄnderungsvorschlag\r\nDer neue § 94 EEG 2023 schafft eine Verordnungsermächtigung zu systemdienlichen Anlagenbetrieb und dient \r\ndamit der Sicherstellung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems. Zielbild zur \r\nVermeidung von Erzeugungsüberschüssen ist eine umfassende Teilnahme von Anlagen an der Direktvermark\u0002tung sowie die reformierte Vermarktung verbleibender einspeisevergüteter Mengen durch die ÜNB aufgrund \r\nder neuen Vorgaben in der EEV, inklusive der Möglichkeit der Abregelung von steuerbaren Anlagen. Aufgrund \r\nder dafür erforderlichen erheblichen Systemumstellungen kann es erforderlich werden, dass als Übergangslö\u0002sung Anlagen stärker zur eigeninitiativen Vermeidung von Erzeugungsüberschüssen herangezogen werden. \r\nHierfür schafft die Verordnungsermächtigung die Grundlage und ermöglicht für Netzeinspeisungen, die im Rah\u0002men der Einspeisevergütung erfolgen, Sonderregelungen. Bei diesen Anlagen besteht eine besonders starke \r\nEntkoppelung vom Marktgeschehen, weshalb es sachgerecht ist, mit der Verordnungsermächtigung Regelun\u0002gen zu ermöglichen, die diese Entkoppelung adressieren. Es werden verschiedene Modelle ermöglicht, die \r\nzwischen Einfachheit in der Umsetzung und Anwendung bei gleichzeitiger verminderter Zielgenauigkeit einer\u0002seits und komplexerer Anwendungserfordernisse bei höherer Zielgenauigkeit andererseits liegen. Die Auswahl \r\ndes am besten geeigneten Instruments liegt beim Verordnungsgeber.\r\n[…]\r\nNach § 94 Nummer 3 EEG 2023 kann der Verordnungsgeber weitere Berechtigte bestimmen, die die Ist-Ein\u0002speisung von Anlagen abrufen und die Einspeiseleistung ferngesteuert regeln können. Eine solche Regelung \r\nkönnte erforderlich werden, wenn für einen Übergangszeitraum eine Steuerung von Anlagen in der Einspeise\u0002vergütung nicht entlang der Kaskade der Netzbetreiber, sondern unter Zuhilfenahme dritter Marktakteure erfol\u0002gen soll.\r\nBegründung:\r\nDie 4 ÜNB erachten es für sinnvoll, das Instrument nicht alleinig auf die Steuerung von Anlagen in der Einspeisevergü\u0002tung zu begrenzen, sondern die Vermarktungsform der Anlagen offen zu lassen. Es ist unklar, ob dritte Marktakteure \r\n(insb. Hersteller von Wechselrichtern) in der Lage sind, zwischen der Vermarktungsformen zu unterscheiden. Des Wei\u0002teren kann dadurch ein höheres Potenzial zur Einsenkung der Netzeinspeisung von Strom aus Photovoltaik-Anlagen \r\nadressiert werden. \r\n[…]\r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, | Seite 10 von 11\r\nÄnderungsvorschlag \r\nNach § 94 Nummer 6 EEG 2023 kann der Verordnungsgeber auch eine Verringerung des anzulegenden Werts \r\nfür Anlagen in der Einspeisevergütung, die nicht steuerbar sind für Zeiten, in denen der Spotmarktpreis negativ \r\nist, auf Werte unter null regeln. Damit würde für die Anlagenbetreiber der Anreiz gesetzt, unmittelbar auf Markt\u0002signale zu reagieren.\r\nBegründung:\r\nNummer 6 sollte nur für Anlagen gelten, welche nicht als steuerbare Anlagen in der Einspeisevergütung deklariert wur\u0002den. Andernfalls ist nicht eindeutig, ob die Anlage durch den ÜNB/ANB oder den Anlagenbetreiber gesteuert wird.\r\n§ 94 Nummer 9 EEG 2023 gibt dem Verordnungsgeber schließlich die Möglichkeit, gemeinsam mit den Regelungen \r\nnach den Nummern 2 und 8 auch Vorgaben über die öffentliche Bekanntmachung der jeweiligen Anknüpfungspunkte zu \r\nmachen. Dadurch kann die diskriminierungsfreie tatsächliche Umsetzung der Regelungen sichergestellt werden.\r\nHinweis: \r\nNummer 9 war nicht enthalten.\r\nAllgemeiner Hinweis zu § 94:\r\nDie Kostenanerkennung für diese Sonderregelung muss gegeben sein, insb. für die Beteiligten Übertragungsnetzbetrei\u0002ber und dritte Marktakteure. \r\nDie Haftung für Konsequenzen aus der Anwendung dieser Sonderregelung muss klar geregelt sein und darf nicht bei \r\nden Übertragungsnetzbetreibern liegen. \r\nÜber den Referentenentwurf hinausgehende Vorschläge der ÜNB zum EnWG (und ggf. in \r\nFolge zum EnFG)\r\nNeuer Gesetzesvorschlag zur Regelung der Refinanzierung von Kosten aus Entscheidungen über die grenz\u0002überschreitende Kostenaufteilung nach Artikel 16 der Verordnung (EU) Nr. 2022/869 des Europäischen Parla\u0002ments und des Rates vom 30. Mai 2022\r\nÄnderungsvorschlag\r\nZu § 17f EnWG:\r\nÄnderungsvorschlag:\r\n(1) Soweit sich aus den nachfolgenden Absätzen oder einer Rechtsverordnung nichts anderes ergibt, werden \r\nden Übertragungsnetzbetreibern nach den Vorgaben des Energiefinanzierungsgesetzes die Kosten erstattet\r\n1. für Entschädigungszahlungen nach § 17e,\r\n2. für Maßnahmen aus einem der Bundesnetzagentur vorgelegten Schadensminderungskonzept nach \r\nAbsatz 3 Satz 2 und 3,\r\n3. nach § 17d Absatz 1 und 6,\r\n4. nach den §§ 17a und 17b in der bis zum Ablauf des 28. Dezember 2023 geltenden Fassung,\r\n5. nach § 12b Absatz 1 Satz 3 Nummer 7 und\r\n6. für den Flächenentwicklungsplan nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes,\r\n7. resultierend aus Entscheidungen über die grenzüberschreitende Kostenaufteilung nach Artikel 16 der \r\nVerordnung (EU) Nr. 2022/869 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 30. Mai 2022 zu \r\nLeitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur, zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. \r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, | Seite 11 von 11\r\n715/2009, (EU) 2019/942 und (EU) 2019/943 sowie der Richtlinien 2009/73/EG und (EU) 2019/944 \r\nund zur Aufhebung der Verordnung (EU) Nr. 347/2013.\r\n§ 1 EnFG \r\nÄnderungsvorschlag\r\n§ 1 Zweck des Gesetzes \r\n(1) Dieses Gesetz dient der Finanzierung der nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz und dem Kraft-Wärme\u0002Kopplungsgesetz sowie im Zusammenhang mit den nach § 17f EnWG der Offshore Netzanbindung entste\u0002henden Ausgaben der Netzbetreiber. Zu diesem Zweck regelt dieses Gesetz \r\n1. die Ermittlung des EEG-Finanzierungsbedarfs und des KWKG-Finanzierungsbedarfs, \r\n2. den Ausgleich des EEG-Finanzierungsbedarfs durch Zahlungen der Bundesrepublik Deutschland, \r\n3. den Ausgleich des KWKG-Finanzierungsbedarfs und der Kosten nach § 17f EnWG Offshore \r\nNetzanbindung durch die Erhebung von Umlagen, \r\n3. die Verringerung oder Begrenzung von Umlagen bei ihrer Erhebung und \r\n4. den weiteren Ausgleichsmechanismus.\r\nBegründung\r\nDie Refinanzierung der Kosten aus Entscheidungen über die grenzüberschreitende Kostenaufteilung (Cross-Border Cost \r\nAllocation, CBCA) ist in der Anreizregulierungsverordnung (ARegV) geregelt. Im aktuellen regulatorischen Rahmen ist \r\neine Refinanzierung der Kosten mit einem Zwei-Jahres-Verzug in der ARegV vorgesehen (§ 11 (2) Nr. 12 i.V.m. § 4 (3) \r\nNr. 2 ARegV). Die aktuell gültige Finanzierung mit einem Zeitverzug ist mit einer hohen finanziellen Belastung der Über\u0002tragungsnetzbetreiber verbunden, die sich negativ auf deren Rating auswirken und damit auch die Finanzierungskosten \r\nder deutschen Netzausbauprojekte entsprechend dem Netzentwicklungsplan und dem Bundesbedarfsplans erheblich \r\nverteuern kann. Mit der vorgeschlagenen Anpassung würden Kosten aus Entscheidungen über die grenzüberschreitende \r\nKostenaufteilung in den Mechanismus der Offshore-Netzumlage aufgenommen werden. Damit wäre eine zeitnahe Refi\u0002nanzierung über einen Plankostenansatz möglich und eine sachgerechte Zuordnung der hauptsächlich durch Offshore\u0002Projekte verursachte Kostenaufteilung sichergestellt.\r\nNotwendige Modifizierung § 13c EnWG\r\nUm die Netzreservekraftwerke bis in die 2030er Jahre zu erhalten, braucht es langfristige Planungssicherheit für die \r\nAusbildung und die Bindung von Personal, die technische Ertüchtigung, die Brennstoffverfügbarkeit (Kohlelogistik und \r\nErdgas-Leitungsumstellung) sowie ein vorausschauendes Genehmigungsmanagement. Dafür wird für den Wechsel vom \r\nMarkt in das Netzreserveregime eine Vorlaufkostenregelung benötigt, damit notwendige frühzeitige Ausbildungen von \r\nPersonal und langfristige Logistikverträge bereits vor der Refinanzierungsmöglichkeit ab dem Netzreserveregime mög\u0002lich sind. Zudem ist eine entsprechende Lösung zur Refinanzierung für Nachlaufkosten für Maßnahmen, die nach Ablauf \r\nder Systemrelevanz und ausschließlich durch die Systemrelevanz selbst entstanden sind, erforderlich. Um eine Quersub\u0002ventionierung zu verhindern, ist die klare Kostentrennung zwischen Netzreserve- und Marktkraftwerken notwendig. Die \r\nÜNB sind bereit hier gemeinsam Lösungsvorschläge zu erarbeiten. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-10-25"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009516","regulatoryProjectTitle":"Sicherstellung von Maßnahmen zur Gewährleistung von Systemstabilität und Versorgungssicherheit","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/14/d3/388739/Stellungnahme-Gutachten-SG2412200117.pdf","pdfPageCount":6,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Öffentlich (Public)\r\nStromspitzen und die Auswirkungen \r\nauf die Systemstabilität\r\nBMWK / ÜNB am 22.10.2024\r\n11.12.2024 1\r\nÖffentlich (Public)\r\n➢ EE-Anlagen (insb. Photovoltaik) speisen trotz negativer Preise weiter ein\r\n➢ Frequenz steigt über 50Hz und damit übersteigt die Erzeugung den Verbrauch\r\n➢ Konsequenz: Reduktion der Erzeugung im Control Center (Echtzeit) notwendig \r\nRückfallebene: Stabilisierung über Systemdienstleistungen, Momentanreserve, automatische Frequenzregelung und \r\ndynamische Blindleistung\r\n➢ Konsequenz bei weiterem Zubau nichtsteuerbarer PV-Anlagen: \r\n• Ausruf der globalen Kaskade gemäß §13 (2) EnWG als Notmaßnahme\r\n• Globale Kaskade: ÜNB weisen ihre direkt unterlagerten VNB an Erzeugung gemäß definierter Aufteilungsschlüssel \r\nzu reduzieren\r\nI: Herausforderungen Erzeugungsüberschuss\r\n11.12.2024 2\r\nFür die Operative Handhabe des Problems braucht es eine bessere Steuerbarkeit der Anlagen. Stand heute \r\nist die Steuerbarkeit nicht ausreichend gegeben. \r\nMögliche Folge: VNB müssen ganze Netzstränge (und damit auch Verbraucher) abschalten.\r\nÖffentlich (Public)\r\nSetzt sich der Ausbau der EE – insbesondere PV – wie bisher fort, kann es bereits ab kommendem Jahr ohne \r\nentsprechende Gegenmaßnahmen zu erheblichen Erzeugungsüberschüssen und zu Problemen für die Sicherheit der \r\nStromversorgung kommen.\r\n➢ Es besteht dringender Handlungsbedarf, um auch zukünftig die Systemsicherheit zu gewährleisten.\r\n➢ Damit gesetzliche Maßnahmen Wirksamkeit entwickeln können, müssen Vorschläge jetzt in \r\naktuellen Gesetzesnovellen umgesetzt werden.\r\nKonkrete Maßnahmenvorschläge betreffen den sowohl Markt als auch die technische Steuerbarkeit:\r\n• Grundvoraussetzung für adäquates Handeln durch Marktakteure und Netzbetreiber ist \r\ndie Steuerbarkeit von EE-Anlagen.\r\n• Marktlich angereiztes Einspeiseverhalten sollte vor der Steuerung zur Systemsicherheit erfolgen.\r\n• Kein „produce-and-forget“ mehr – Die Förderung neuer EEG-Anlagen muss so ausgestaltet sein, dass diese \r\nangemessen auf Preissignale reagieren und neue Anlagen sollten nur einspeisen dürfen, wenn sie steuerbar sind.\r\nII: Situation & Handlungsoptionen zum \r\nErzeugungsüberschuss \r\n11.12.2024 3\r\nÖffentlich (Public)\r\nSicht- und Steuerbarkeit von EE-Anlagen\r\n• Stakeholderansprache, VNB-Abfrage zur Steuerbarkeit\r\n• Regelmäßige Funktionstests der Prozesskette ÜNB / VNB / Anlagenbetreiber, Controlling der realen Steuerfähigkeit \r\n• Priorisierung des Rollouts von intelligenten Messsystemen und Steuerboxen\r\n• Steuerbare EE-Anlagen (gem. § 9 EEG) müssen vor ihrer erstmaligen Einspeisung nachweisen, dass sie steuerbar \r\nsind und bleiben. Erfolgt der Nachweis nicht, dürfen die Anlagen nicht ins Netz einspeisen.\r\nPreissignale für EE-Anlagen (Zukünftig: kein „produce-and-forget“ mehr) \r\n• Sensibilisierung der Direktvermarkter und Beanreizung der Steuerung der Anlagen im Bestand bei negativen Preisen\r\n• Deutliche Anreize für Bestandsanlagen in der fixen Einspeisevergütung zur Abregelung bei negativen Preisen\r\n• Zukünftige Ausgestaltung der ÜNB-Vermarktung in Absprache mit dem BMWK\r\n• Übergangsmaßnahmen bis SMGW + Steuerbox-Rollout vollbracht ist\r\nIII: Maßnahmenvorschläge\r\n11.12.2024 4\r\nÖffentlich (Public)\r\nDie Herausforderung nehmen zukünftig \r\nweiter zu, ohne Gegenmaßnahmen \r\nkönnen zukünftig bereits einfachere \r\nNetzfehler kritisch sein.\r\n2006: 10 GW\r\nheute: > 30 GW\r\n2035: > 50 GW\r\nErforderliche Maßnahmen \r\nwurden in der Roadmap \r\nSystemstabilität abgestimmt\r\nDie Netzauftrennung von 2006 wäre heute je \r\nnach Netzsituation nicht mehr beherrschbar\r\n• Die Zusammenarbeit mit dem BMWK läuft sehr gut\r\n• Roadmap-Fahrplan muss intensiv verfolgt werden\r\nAktuelle Herausforderung Umsetzung Roadmap: \r\nAlle Akteure u.a. Hersteller und VNB müssen einen Beitrag leisten und \r\nmitwirken\r\n• Bestehende Anschlussregeln müssen zwingend umgesetzt werden\r\n• Anlagen für zukünftige Anschlussregeln und Marktkonzepte müssen \r\nrechtzeitig entwickelt werden\r\n• Systemverhalten muss für ÜNB transparent bleiben (Herstellermodelle \r\nnotwendig)\r\nIV: Systemstabilität: Das System muss robust gegenüber \r\nStörungen sein\r\nÖffentlich (Public)\r\n6\r\nVielen Dank!"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-10-22"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009516","regulatoryProjectTitle":"Sicherstellung von Maßnahmen zur Gewährleistung von Systemstabilität und Versorgungssicherheit","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/1a/0e/500212/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310035.pdf","pdfPageCount":8,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Zum:\r\nBerlin, 13.01.2025 | Seite 1 von 8\r\nSTELLUNGNAHME ZU VERSCHIEDENEN GESETZENTWÜRFEN IM RAHMEN DER ÖFFENTLICHEN ANHÖRUNG IM AUSSCHUSS FÜR KLIMASCHUTZ UND ENERGIE DES DEUTSCHEN BUNDESTAGS AM MITTWOCH, DEN 15. JANUAR 2025\r\nGesetzentwurf der Fraktionen SPD und BÜNDNIS 90/DIE GRÜNEN Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen (BT-Drucksache 20/14235)\r\nDer vorliegende Gesetzentwurf enthält sehr wichtige Anpassungen des Energiewirtschaftsrechts.\r\nInsbesondere ist zu begrüßen, dass die angekündigten Maßnahmen zur Steuerbarkeit von Erneuerbare-Energien-Anlagen (EE-Anlagen) im Gesetzentwurf enthalten sind und umgesetzt werden sollen. Darüber hinaus empfehlen wir bei einzelnen Aspekten über die im Gesetzentwurf vorgeschlagenen Maßnahmen hinaus zu gehen. So etwa sollten: Die Maßnahme zur Aussetzung der Vergütung bei negativen Preisen (§ 51 Abs. 1 und 2 EEG-E) für Neuanlagen durch die Einführung einer Pönale bei weiterer Einspeisung ergänzt werden. Desweiteren sollte auch die Steuerbarkeit von EE-Anlagen im Segment 25 bis 100 kW bereits früher der Testpflicht unterliegen.\r\nDie Absenkung der Schwellen zur verpflichtenden Direktvermarktung ist im Vergleich zu einer früheren Version des Gesetzentwurfs nicht mehr enthalten, jedoch sind Maßnahmen zur Ausweitung und Entbürokratisierung der Direktvermarktung auch für kleinere Erneuerbare Energien-Anlagen enthalten. Diese Maßnahmen sind aus Sicht der 50Hertz Transmission GmbH (50Hertz) zwingend notwendig, um ein Stromsystem, in dem Erneuerbare Energien eine immer wichtigere Rolle spielen, sicher zu betreiben. Andernfalls kann es durch Erzeugungsüberschusse zu Netzsituationen kommen, in denen ganze Verteilnetzstränge und damit Endverbraucher temporär von der Stromversorgung getrennt werden müssen.\r\nIm Folgenden nehmen wir zu den einzelnen Regelungen des Gesetzentwurfs Stellung.\r\nZu § 9 EEG-E und § 29 MsbG-E – Steuerbarkeit von EE-Anlagen\r\nDie sichere und zuverlässige Steuerbarkeit von EE-Anlagen ist eine Grundvoraussetzung für adäquates Handeln durch die Netzbetreiber, insbesondere in kritischen Netzsituationen. Wir begrüßen in diesem Sinne die Anpassungen in § 9 EEG-E sowie § 29 MsbG-E, die im Zielbild eine Steuerung durch die Netzbetreiber für EE-Anlagen ab 7 kW ermöglichen.\r\nBerlin, 13.01.2025 | Seite 2 von 8\r\nDie Formulierung \"sobald jeweils die technische Möglichkeit besteht\" (§ 9 Abs 1 Nr. 2 EEG-E) ist nicht eindeutig. Mit dem Einbau von intelligenten Messsystemen und Steuerungseinrichtungen gemäß § 29 MsbG-E ist die Steuerungsmöglichkeit durch die Netzbetreiber verbindlich sicherzustellen.\r\nDer Gesetzentwurf sieht ferner eine Übergangslösung zur Begrenzung der Wirkleistungseinspeisung auf maximal 60 % der installierten Leistung für neue Anlagen in der festen Einspeisevergütung im Segment 25 bis 100 kW sowie < 25 kW bis zum Einbau von intelligenten Messsystemen und Steuerungseinrichtungen vor (§ 9 Abs. 2 Nr 2b EEG-E und § 9 Abs 2 Nr 3) EEG-E vor. Wir begrüßen diese Maßnahme, da diese einen Anreiz zur Herstellung der vollständigen Steuerbarkeit setzt und kurzfristig wirkt. Außerdem wird dadurch ein Anreiz geschaffen, dass mehr Anlagen von der Festvergütung in die Direktvermarktung wechseln.\r\nWichtig ist, dass festgelegt wird, wie die Maßnahme zur Begrenzung der maximalen Einspeiseleistung auf 60 % der installierten Leistung umgesetzt, getestet und kontinuierlich überwacht werden soll, da die Maßnahme ansonsten nicht effektiv wirken kann.\r\nGrundsätzlich sollte diese Maßnahme nur eine Übergangslösung darstellen, bis die Mess- und Steuerbarkeit gemäß § 29 MsbG-E sichergestellt ist.\r\nZu § 19 EEG – Betrieb von Stromspeichern\r\nNeu enthalten sind Nutzungsformen zur (Heim)Speichernutzung. Die im Gesetzesentwurf vorgesehene Pauschaloption, ist sehr zu begrüßen, da sie eine pragmatische Lösung darstellt, Heimspeicher ins System mit einzubeziehen. Wichtig wäre, dass diese Regelung auch für Bestandsanlagen gültig ist. Um die aktuell hohe installierte Leistung von Speichern als Potenzial für netz- und systemdienlichen Betrieb zu heben, sollte die Regelung für Bestands- und Neuanlagen gelten.\r\nHingegen kann die Abgrenzungsoption, welche in der Umsetzung des Messkonzeptes und in der Abrechnung sehr komplex ist, gestrichen werden, da sie keinen Vorteil gegenüber der Pauschaloption darstellt. Schließlich beanreizt sie ein fast identisches Bezugs- und Einspeiseverhalten.\r\nDes Weiteren wird die Ermöglichung der Pauschaloption (ohne Förderbeschränkung) für alle Anlagen als sinnvoll angesehen, einschließlich Anlagen mit einer Leistung über 30 kWp.\r\nZu § 21 EEG-E und § 85 EEG-E - Direktvermarktung\r\nWir begrüßen die Initiative zur Ausweitung und Entbürokratisierung der Direktvermarktung auch für kleinere EE-Anlagen (§ 85 Abs. 2 Nr. 5 EEG-E). Die Erstellung einheitlicher Nachweise zur\r\nBerlin, 13.01.2025 | Seite 3 von 8\r\nÜberprüfung der Pflichten der Direktvermarktung und Herstellung der Massentauglichkeit sind positiv zu bewerten. Insbesondere müssen Prozesse zentralisiert werden, um die VNB diesbezüglich zu entlasten.\r\nSowohl für Bestandsanlagen als auch für Neuanlagen ist es wichtig, eine stärkere Marktintegration zu erreichen, so dass die Anlagen zuverlässig auf Marktpreissignale reagieren. In der Direktvermarktung reagiert aktuell bei PV-Anlagen der überwiegende Teil der installierten Leistung nicht auf negative Preise, bei Windenergie ist das Bild etwas positiver. Die Notwendigkeit für eine vereinfachte Steuerung und Entbürokratisierung von Prozessen und Fristen wird deutlich.\r\nDie Herausnahme der Passage zur Herabsenkung der Direktvermarktungsschwelle (§ 21 EEG aus dem Kabinettsbeschluss) ist nicht zielführend. Die Hebelwirkung der Absenkung der Schwelle auf 25 kW signalisiert den Marktteilnehmern die Notwendigkeit einer stärkeren Reaktion der Direktvermarktung auf negative Preise und könnte auch schon parallel zur Entbürokratisierung erfolgen.\r\nAufgrund der nötigen Umstrukturierung und Bündelung der Prozesse ist mit einer Wirkung dieser Maßnahmen mittelfristig ab den Jahren 2028 bis 2030 zu rechnen.\r\nZu § 51 EEG-E & § 100 Abs. 45 EEG-E – Aussetzen der Vergütung bei negativen Preisen\r\nDie Maßnahme zur Aussetzung der Vergütung bei negativen Preisen (§ 51 Abs. 1 und 2 EEG-E) für Neuanlagen ist sehr zu begrüßen. Sie hilft, die Belastung des EEG-Kontos zu begrenzen. Hierbei fällt weniger der zusätzliche Förderbedarf durch festvergütete Neuanlagen ins Gewicht. Stattdessen ist hier insbesondere die weitere Verschärfung negativer Preise durch nichtreagierende Anlagen und dadurch die Finanzierungslücke bei der Vermarktung aller EEG-Anlagen zu beachten. Bei einer kontinuierlichen Auszahlung der Förderung hätten Bestandsanlagen ohne diese Änderung keinen Anreiz, sich entsprechend der Preissignale zu verhalten.\r\nDer oben genannte Anreiz, zu Zeiten negativer Preise nicht einzuspeisen, indem Eigenverbrauch betrieben oder der Strom zwischengespeichert wird, wäre noch größer, wenn eine Pönale bei weiterer Einspeisung eingeführt würde. Diese Pönale wäre wirksam für Anlagen in der EEG-Vermarktung durch den ÜNB, welche 15-minütig gemessen werden (intelligentes Messsystem vorhanden) und noch nicht steuerbar sind (keine Steuerbox). Darüber würde für den Anlagenbetreiber explizit der Anreiz geschaffen, die Steuerfähigkeit der Anlage herzustellen. Für die Verringerung von Erzeugungsüberschüssen sehen wir durch die Änderung am § 51 EEG keine direkte, kurzfristige Abhilfe. Es besteht die Möglichkeit, dass Anlagen in der ÜNB-Vermarktung auch zu Zeiten negativer Preise weiter einspeisen und auf die Auszahlung der EEG-Vergütung verzichten.\r\nBerlin, 13.01.2025 | Seite 4 von 8\r\nDurch die Anpassung der Steuerbarkeitsgrenze auf 7 kW sind Anlagen unterhalb dieser Größenklasse nicht mess- und steuerbar. Ohne intelligentes Messsystem (15-minütige Messung) ist eine korrekte Abrechnung der Zeiträume mit Vergütungsausfall bei negativen Preisen nach § 51 EEG-E nicht möglich. Das führt dazu, dass Anlagen kleiner 7 kW ohne intelligentes Messsystem nicht für den Vergütungsausfall abgerechnet werden können. Allerdings gilt weiterhin § 29 Abs. 1 Nr. 2a MsbG-E, nach welchem Letztverbraucher mit einer steuerbaren Verbrauchseinrichtung (Speicher, Ladepunkt oder Wärmepumpe) nach § 14a EnWG mit einer Leistung ab 4,2 kW die Pflicht für ein intelligentes Messsystem haben.\r\nSomit sehen wir das Risiko der Privilegierung des Segments < 7 kW ohne steuerbare Verbrauchseinrichtung, da diese gemäß § 29 Abs.1 Nr. 2b MsbG-E nicht fernsteuerbar sein müssten und sie ohne intelligentes Messsystem (iMSys) immer die volle Vergütung erhalten würden, da der Vergütungsausfall nicht abgerechnet werden könnte. Damit existiert ein Risiko der Beanreizung eines stärkeren Zubaus von Anlagen mit einer Leistung von 6,9 kW. Diese Entwicklung sollte beobachtet und ggf. kurzzeitig nachgesteuert werden. Eine Nachsteuerung könnte erfolgen, indem die Mess- und Steuerbarkeitsgrenze weiter abgesenkt wird oder sichergestellt wird, dass der gerechtfertigte Entfall der Vergütung bei negativen Preisen bereits ab einer installierten Leistung von 2 kW erfolgt.\r\nFür die Akzeptanz der Regelung ist das Anhängen der Zeiten negativer Preise an den Förderzeitraum positiv zu bewerten.\r\nZu § 94 EEG-E - Verordnungsermächtigung zu systemdienlichem Anlagenbetrieb\r\nDurch die Verordnungsermächtigung kann die Möglichkeit geschaffen werden, PV-Anlagen für einen Übergangszeitraum über die Wechselrichter zu steuern. Die ÜNB hätten dadurch direkten Zugriff auf die Anlagen, um diese in Notsituationen zu steuern. Allerdings fehlt der klare Bezug zu § 13 EnWG, welcher diese Notsituationen adressiert. Dieser muss hergestellt werden. Somit würde der Instrumentenkasten der ÜNB für Notfälle erweitert werden. Aufgrund der aktuell schon geltenden Verpflichtung zur Steuerbarkeit würde die Verordnung Anlagen < 100 kW adressieren, die noch nicht anderweitig steuerbar sind (z.B. über intelligente Messsysteme und Steuerboxen).\r\nInnerhalb der Verordnungsermächtigung (§ 94 EEG) sind noch verschiedene Unklarheiten enthalten, die ausgestaltet werden müssen. Zum Beispiel muss die Kostenwälzung und Finanzierung des Instrumentes klar geregelt werden. Durch das Instrument entstehen u.a. Kosten bei den ÜNB im Rahmen der Implementierung, dem Testen und dem Betrieb.\r\nInsbesondere ist nicht klar definiert, ob sich das Instrument nur auf Neuanlagen bezieht oder auch für den Bestand gelten würde. Um kurzfristig auftretende Erzeugungsüberschüsse schon in den Jahren 2025 und 2026 zu steuern, sehen wir einen Hebel in der Integration von Bestandsanlagen in dieses Instrument. Um möglichst viele Anlagen zu erreichen, wäre eine Pflicht zur Integration\r\nBerlin, 13.01.2025 | Seite 5 von 8\r\nam sinnvollsten. Kann keine Pflicht für Bestandsanlagen eingeführt werden, müssten freiwillige Vereinbarungen mit den Anlagenbetreibern und Wechselrichterherstellern vereinbart werden, sofern die rechtlich-regulatorische Einordnung durch den Gesetzgeber erfolgt. Eine große Hürde bei freiwilligen Vereinbarungen ist die Erreichung einer hohen Teilnahmequote an Bestandsanlagen.\r\nZu § 12 EnWG-E - Controlling der Steuerfähigkeit\r\nDurch § 12 EnWG-E wird ein Controlling der Steuerbarkeit von EE-Anlagen, die durch den Netzbetreiber steuerbar sein sollten, eingeführt und somit das Potential der Bestandsanlagen gehoben sowie Verbindlichkeit bei den Bestands- und Neuanlagen geschaffen. 50Hertz begrüßt diese Maßnahme.\r\nAnlagen < 100 kW unterliegen erst ab dem 01. Januar 2026 der Testpflicht. Im Segment 7 bis 25 kW sowie 25 bis 100 kW können relevante Potentiale mit Blick auf die Steuerbarkeit gehoben werden. Analysen der vier Übertragungsnetzbetreiber zeigen, dass das Segment 25 bis 100 kW zur Heilung von potentiellen Erzeugungsüberschüssen relevant ist. Daher sollte dieses Segment bereits früher der Testpflicht unterliegen.\r\nWir begrüßen, dass verschiedene Anmerkungen der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber berücksichtigt wurden, insbesondere die Möglichkeit die einheitlichen Leitlinien, sofern erforderlich, iterativ anzupassen (§ 12 Abs. 2d EnWG-E) sowie die Berücksichtigung der Spannungsebene bei den einheitlichen Leitlinien bzw. des Testablaufes (§ 12 Abs. 2d EnWG)-E.\r\nDie durch die Steuerbarkeitsprüfung entstehenden Kosten bei den testweisen Abrufen der Ist-Einspeisung sowie Personalkosten durch die Festlegung des Prüfprozesses bei den Netzbetreibern, sowie IT-Kosten für die Konformitätsprüfung müssen anerkannt werden.\r\nEs bedarf außerdem einer Pflicht zur Mitwirkung des Anlagenbetreibers zur Durchführung der Tests.\r\nZu § 5 EEV-E – ÜNB Vermarktung\r\nGrundsätzlich ist die Regelung zu begrüßen. Die Möglichkeit diese neue Form der Vermarktung anfangs über Piloten zu testen und zu erproben, ist allerdings nicht enthalten. Da die Abwicklung voraussichtlich komplex ist, wäre die Verschiebung der verpflichtenden Umsetzung um zwei Jahre angemessen. So können zwischenzeitlich mit Hilfe von Pilotprojekten die Hürden in der Umsetzung zu identifiziert und Lösungen entwickelt werden.\r\nEs ergeben sich Herausforderungen und offene Fragen bezüglich der Abwicklung. Neu enthalten ist, dass der ÜNB Vereinbarungen mit Betreibern von Anlagen oder Dritten schließen kann, um\r\nBerlin, 13.01.2025 | Seite 6 von 8\r\nAnlagen als fernsteuerbar zu deklarieren und in der Prognose berücksichtigen zu können. Die Erklärung der Fernsteuerbarkeit durch den ÜNB ist schwierig, da der ÜNB diese Testung nicht vornehmen kann, sondern stattdessen auf die Mitwirkung der Verteilnetzbetreiber oder Dritter angewiesen ist. Fraglich ist also, in wessen Zuständigkeit die anlagenscharfe Testung zur Fernsteuerbarkeit fällt und wie dieser Prozess abgewickelt wird.\r\nÄnderungsantrag der Fraktionen SPD und BÜNDNIS 90/DIE GRÜNEN zum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen (BT-Drucksache 20/14235, Ausschussdrucksache 20(25)745)\r\nDer Änderungsantrag bezieht sich weitestgehend auf Änderungen im Energiefinanzie-rungsgesetz, die die EEG-Finanzierung betreffen. Die Änderungen tragen unter anderem zu mehr Klarheit bei und beheben redaktionelle Fehler. Dies wird von 50Hertz grundsätzlich begrüßt.\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Änderung des Bundesbedarfsplangesetzes BT-Drucksache 20/14242\r\nEin vorgeschaltetes Herauslösen der DC-Links (Vorhaben 100-104) ist nicht sinnvoll, da die Vorhaben des Netzentwicklungsplans (NEP) in Gänze im Rahmen des Bundesbedarfsplangesetzes (BBPlG) in der nächsten Legislaturperiode verabschiedet werden sollten, um eine konsistente und folgerichtige gesetzliche Grundlage der Vorhaben des NEP gewährleisten zu können. Gleichwohl sind nachfolgende Änderungshinweise zu nennen:\r\nErdkabelvorrang erhöht die Kosten des Netzausbaus\r\nBezüglich der E-Kennzeichnung (Erdkabelvorrang) der Vorhaben in dem vorliegenden Gesetzentwurf ist anzumerken, dass ein Freileitungsvorrang eine Kostenersparnis von ca. 20 Mrd. Euro ermöglicht. Die entsprechenden Argumente wurden seitens der Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz, Tennet und TransnetBW mehrfach vorgetragen.\r\nBedarfsgerechte Ausführung der Vorhaben DC40 und DC 42\r\nDes Weiteren ist anzumerken, dass eine Erweiterung der Vorhaben DC40 und DC42 auf 4 GW in den zugrundeliegenden Szenarien nicht erforderlich erscheint. Um eine spätere Erweiterung der Vorhaben DC40 (OWL, V100-101) und DC 42 (SWL, V103-104) auf 4 GW zu ermöglichen hatten die Übertragungsnetzbetreiber im 2. Entwurf des NEP 2037/2045 (2023) grundsätzlich Leerrohre für die Projekte DC40, DC41 und DC42 vorgeschlagen.\r\nBerlin, 13.01.2025 | Seite 7 von 8\r\nKostensenkungspotentiale bei DC40/+ heben und Belastung von Anwohnern und Umwelt reduzieren\r\nInsbesondere im Hinblick auf die Vorhaben 100-101 (DC40/+) regte 50Hertz im Sinne der Kosteneffizienz des Netzausbaus an, den östlichen Endpunkt vom Umspannwerk Streumen zum Umspannwerk Klostermannsfeld in Sachsen-Anhalt zu ändern. Aus dieser Änderung ergeben sich gegenüber der bisherigen Fassung signifikante Vorteile. Die Trassenlänge reduziert sich durch die Verlagerung des Endpunktes um ca. 160 km (-30%), wodurch ca. 480 km Erdkabel und zahlreiche Muffenbauwerke (zur Verbindung der Kabelabschnitte) entfallen. Dies entlastet nicht allein Lieferketten und Dienstleister (wie bspw. Tiefbauunternehmen und Trassenplaner), sondern auch die Netzkundinnen und Netzkunden, da sich das erforderliche Investitionsvolumen von Vorhaben 100 um ca. 1,2 Mrd. € reduziert. Die redispatchsenkende Wirkung des Vorhabens, d.h. der Nutzen für das deutsche Übertragungsnetz, verändert sich durch diese Verkürzung dagegen nur geringfügig. Darüber hinaus ergeben sich Synergieeffekte in der Planung, Genehmigung und Realisierung, da Vorhaben 100 und 101 von Niedersachsen bis zu ihrem gemeinsamen Endpunkt Klostermansfeld in Sachsen-Anhalt in gemeinsamer Trasse geplant und realisiert werden können. Dadurch werden Eingriffe in Naturräume sowie Betroffenheiten in der Bevölkerung reduziert und die Akzeptanz des Vorhabens erhöht.\r\nGesetzentwurf der Fraktionen SPD und BÜNDNIS 90/DIE GRÜNEN Entwurf eines Gesetzes für einen Zuschuss zu den Übertragungsnetzkosten im Jahr 2025 (BT-Drucksache 20/14026)\r\nUm die Kosten für Netzausbau möglichst gering zu halten, sollte der Fokus auf der Senkung der Kosten bzw. der Begrenzung des Kostenanstiegs liegen (z.B. durch Freileitungsausführung statt Erdkabelausführung). Der vorliegende Gesetzentwurf befasst sich mit der ebenfalls relevanten Verteilung der Netzkosten.\r\nFür den Ausbau der Übertragungsnetze sind in den kommenden beiden Jahrzehnten Investitionen im mittleren dreistelligen Milliardenbereich erforderlich. Gleichzeitig werden die Engpassmanagementkosten erst mit der Inbetriebnahme großer Netzausbauprojekte absehbar sinken. In den kommenden Jahren fallen die hohen Investitionskosten mit weiterhin hohen Engpassmanagementkosten zusammen. Die Netzentgelte werden somit weiterhin auf dem gegenwärtig hohen Niveau verbleiben oder sogar weiter steigen.\r\nGleichzeitig sind stabile Strompreise für Haushalte, Gewerbe und Industrie von hoher Bedeutung für den Wirtschaftsstandort Deutschland und für die Akzeptanz der Energiewende. Daher sind Maßnahmen erforderlich, die zur Stabilisierung der Netzentgelte beitragen und die Wirtschaft und Haushalte in diesem Bereich entlasten. 50Hertz begrüßt daher grundsätzlich einen Zuschuss zu den Übertragungsnetzentgelten.\r\nBerlin, 13.01.2025 | Seite 8 von 8\r\nDie finalen Netzentgelte für das Jahr 2025 wurden bereits am 16.12.2024 veröffentlicht. Eine unterjährige Anpassung der Netzentgelte ist nach § 4 Abs. 3 ARegV grundsätzlich nicht vorgesehen. Sollte aus den im Gesetzentwurf genannten Gründen ein Zuschuss und damit eine Absenkung der Netzentgelte 2025 ermöglicht werden, bedarf es zur unterjährigen Anpassung entsprechender Änderungen."},"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":[]},"sendingDate":"2025-01-15"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009519","regulatoryProjectTitle":"Ausreichende Haushaltsfinanzierung des EEG-Kontos","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/06/ab/324599/Stellungnahme-Gutachten-SG2406280019.pdf","pdfPageCount":10,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nEntwürfe systematische Reform EnFG, noch nicht hausabgestimmt!\r\nÄnderung des Energiefinanzierungsgesetzes\r\nDas Energiefinanzierungsgesetz vom 20. Juli 2022 (BGBl. I S. 1237, 1272), das zuletzt \r\ndurch Artikel 11 des Gesetzes vom 8. Mai 2024 (BGBl. 2024 I Nr. 151) geändert worden ist, \r\nwird wie folgt geändert:\r\n1. [xxx]\r\n2. In § 2 wird nach Nummer 2 die folgende Nummer 2a eingefügt:\r\n„2a. „Saldo des EEG-Kontos“ der Gesamtsaldo aus den Kontoständen der für die \r\nAufgaben nach dem Erneuerbaren-Energien-Gesetz von den \r\nÜbertragungsnetzbetreibern jeweils geführten separaten Bankkonten nach § 47 \r\nAbsatz 1 Satz 1 ohne die nach Nummer 9.1 der Anlage 1 abgegrenzten Einnahmen \r\nund Ausgaben und ohne Berücksichtigung von Änderungen der Kontostände durch \r\ndie Einzahlung der Darlehensvaluta oder sonstiger der Zwischenfinanzierung \r\ndienender Mittel oder die Rückzahlung dieser Mittel.“\r\nZu Nummer 2 (§ 2)\r\nDer neue § 2 Nummer 2a EnFG dient der Klarstellung des im allgemeinen Sprachgebrauch \r\nbereits etablierten Begriffs „Saldo des EEG-Kontos“. Grundsätzlich ist zur Ermittlung des \r\nSaldos des EEG-Kontos im Sinne des EnFG der Saldo aus den Konten der \r\nÜbertragungsnetzbetreiber für die Aufgaben nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz gemäß \r\n§ 47 Absatz 1 Satz 1 EnFG zu bilden. Einnahmen und Ausgaben für ausgeförderte Anlagen \r\nbleiben unberücksichtigt, da für diese mangels Förderung auch eine Erstattung der Kosten der \r\nÜbertragungsnetzbetreiber durch den Bund nicht in Betracht kommt. Weiterhin wird \r\nklargestellt, dass Veränderungen der Kontostände durch die Einzahlung der Darlehensvaluta \r\ndurch einen Kreditgeber oder die Rückzahlung der Darlehensvaluta an den Kreditgeber im Fall \r\neiner Kreditaufnahme der Übertragungsnetzbetreiber zum Zwecke der Zwischenfinanzierung \r\nihrer Ausgaben den Saldo des EEG-Kontos im Sinne des EnFG nicht beeinflussen. Der Saldo \r\nwird also im Falle einer Kreditaufnahme der Übertragungsnetzbetreiber negativ, auch wenn \r\nderen Verbindlichkeiten mithilfe der Darlehenssumme weiter bedient werden. Entsprechendes \r\ngilt auch für sonstige der Zwischenfinanzierung dienende Mittel.\r\nDie im Fall einer Kreditaufnahme anfallenden Zinsen stellen im Rahmen der in der Anlage 1 \r\nEnFG enthaltenen Regelungen unverändert saldo-relevante Ausgaben der \r\nÜbertragungsnetzbetreiber dar.\r\n2\r\n3. In § 4 Nummer 1 werden nach den Wörtern „jeweils folgende Kalenderjahr“ die Wörter \r\n„sowie die Höhe eines zu erwartenden Anspruchs nach § 6 Absatz 1 Satz 1 oder 2 für das \r\nlaufende Kalenderjahr“ eingefügt.\r\nZu Nummer 3 (§ 4)\r\nDie Ergänzung in § 4 Nummer 1 EnFG sieht vor, dass die Übertragungsnetzbetreiber \r\nzusätzlich zum Finanzierungsbedarf dem Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz \r\ndie Höhe eines zu erwartenden Anspruchs nach § 6 Absatz 1 Satz 1 oder 2 für das laufende \r\nKalenderjahr (fällig im kommenden Jahr) mitteilen müssen. Dies folgt aus der Neufassung der \r\nNummer 1.1 der Anlage 1 (unter anderem Streichung der Nummer 1.1.2). Die offizielle \r\nMitteilung über die voraussichtliche Höhe des Jahresausgleichsanspruchs nach § 6 Absatz 1 \r\nEnFG ist als ergänzende Information für die Planung des nächsten Kalenderjahres weiterhin \r\nsinnvoll.\r\n3\r\n4. § 6 wird wie folgt geändert:\r\na) Absatz 1 wird wie folgt geändert:\r\naa) Satz 1 wird wie folgt gefasst:\r\n„Wenn der Saldo des EEG-Kontos zum Ablauf des 31. Dezember eines \r\nKalenderjahres negativ ist, haben die Übertragungsnetzbetreiber gegen die \r\nBundesrepublik Deutschland einen Anspruch auf Ausgleich in Höhe dieses \r\nBetrages.“\r\nbb) In Satz 2 werden die Wörter „Differenzbetrag nach Satz 1“ durch die Wörter \r\n„Saldo des EEG-Kontos zum Ablauf des 31. Dezember eines Kalenderjahres“\r\nersetzt.\r\nb) Absatz 3 wird wie folgt geändert:\r\naa) In Satz 4 werden nach den Wörtern „nach Angabe der Mitteilung nach Absatz 2 \r\nSatz 2“ die Wörter „, spätestens aber drei Monate nach Zugang der \r\nKontoabrechnung nach Absatz 2 Satz 1,“ eingefügt.\r\nbb) Folgender Satz wird angefügt:\r\n„Die Übertragungsnetzbetreiber können auch vor Eintritt der Fälligkeit leisten.“\r\nc) Folgender Absatz 4 wird angefügt:\r\n„(4) Die Bundesrepublik Deutschland kann ihre Forderung gegen die \r\nÜbertragungsnetzbetreiber aus Absatz 1 Satz 2 auch vor Eintritt der Fälligkeit gegen \r\nForderungen der Übertragungsnetzbetreiber gegen die Bundesrepublik Deutschland \r\nauf Zahlung von Abschlagszahlungen aus § 7 Absatz 1 im laufenden Kalenderjahr \r\naufrechnen. Die Aufrechnung weiterer gegenseitiger Forderungen aufgrund dieses \r\nGesetzes ist nur zulässig, wenn und soweit sie in dem öffentlich-rechtlichen Vertrag \r\nnach § 9 Absatz 1 Satz 2 Nummer 1 ausdrücklich vereinbart wird.“\r\nZu Nummer 4 (§ 6)\r\nZu Buchstabe a\r\nZu Doppelbuchstabe aa und Doppelbuchstabe bb\r\nDie Änderungen in § 6 Absatz 1 Satz 1 und 2 EnFG sehen vor, dass der wechselseitige \r\nAusgleichsanspruch der Übertragungsnetzbetreiber und der Bundesrepublik Deutschland \r\nnicht mehr kalenderjahresscharf auf die tatsächlichen Einnahmen und Ausgaben des \r\nvorangegangenen Kalenderjahres beschränkt ist. Der Ausgleichsanspruch richtet sich \r\nnunmehr nach dem Saldo des EEG-Kontos der Übertragungsnetzbetreiber am Ende jedes \r\nKalenderjahres, unabhängig davon, ob die den Saldo beeinflussenden tatsächlichen \r\nEinnahmen oder Ausgaben aus dem vorangegangenen Kalenderjahr oder aus einem \r\nfrüherenm Zeitraum stammen. Auf diese Weise wird sichergestellt, dass sämtliche den Saldo \r\nbeeinflussende Einnahmen und Ausgaben bei der Bestimmung des Ausgleichsanspruchs \r\nBerücksichtigung finden. Die Umstellung auf den Saldo des EEG-Kontos verbessert die \r\nZielgenauigkeit und Nachvollziehbarkeit des Einsatzes von Haushaltsmitteln zur Finanzierung \r\nder erneuerbaren Energien. \r\nZu Buchstabe b\r\nZu Doppelbuchstabe aa\r\nDurch die Änderung in § 6 Absatz 3 Satz 4 EnFG wird ein Gleichlauf zwischen den \r\nÜbertragungsnetzbetreibern und der Bundesrepublik Deutschland im Hinblick auf die Fälligkeit \r\ndes Ausgleichsanspruchs nach § 6 Absatz 1 Satz 1 oder 2 EnFG erreicht. Nach § 6 Absatz 3 \r\nKommentiert [SS(ER1]: ÜNB:\r\nVerstehen wir es richtig, dass nach Gesetz (und ohne \r\nVertragsanpassung) erst einmal nur eine einseitige \r\nAufrechnung für Forderungen der BRD möglich ist? \r\nWas ist der Sinn hinter dieser Vorgehensweise?\r\nAus Sicht der ÜNB sollte zumindest eine Begrenzung \r\nnach unten eingeführt werden, um zu vermeiden, dass \r\nder Liquiditätskorridor nach unten verlassen wird.\r\nWeiterhin muss für eine saubere und \r\nwirtschaftsprüfersichere Bilanzierung sichergestellt und \r\ndokumentiert werden welcher Anteil zu jeder Zeit für § 6 \r\nverwendet wird.\r\nEs stellt sich auch die Frage inwieweit eine \r\nAufrechnung bereits vor der geprüften \r\nKontoabrechnung zum 31.03. erfolgen darf.\r\n4\r\nSatz 1 EnFG wird der Anspruch der Übertragungsnetzbetreiber gegen die Bundesrepublik \r\nDeutschland nach § 6 Absatz 1 Satz 1 EnFG spätestens drei Monate nach Zugang der \r\nKontoabrechnung nach § 6 Absatz 2 Satz 1 EnFG fällig. Eine entsprechende Regelung in \r\nBezug auf den Anspruch der Bundesrepublik Deutschland gegen die \r\nÜbertragungsnetzbetreiber nach § 6 Absatz 1 Satz 2 EnFG wird nun ergänzt.\r\nZu Doppelbuchstabe bb\r\nDurch den neuen § 6 Absatz 3 Satz 5 EnFG wird klargestellt, dass auch die \r\nÜbertragungsnetzbetreiber einen Anspruch der Bundesrepublik aus § 6 Abs. 1 Satz 2 EnFG \r\nvor Fälligkeit erfüllen können. Eine entsprechende Regelung betreffend einen Anspruch der \r\nÜbertragungsnetzbetreiber gegen den Bund aus § 6 Abs. 1 Satz 1 EnFG befindet sich bereits \r\nin § 6 Absatz 3 Satz 2 EnFG.\r\nZu Buchstabe c\r\nDer neue § 6 Absatz 4 Satz 1 EnFG ermöglicht der Bundesrepublik Deutschland die vorfällige \r\nAufrechnung ihrer Forderung gegen die Übertragungsnetzbetreiber aus § 6 Absatz 1 Satz 2 \r\ngegen Forderungen der Übertragungsnetzbetreiber auf Leistung von Abschlagszahlungen aus \r\n§ 7 Absatz 1 EnFG im laufenden Kalenderjahr.\r\nDer neue § 6 Absatz 4 Satz 2 EnFG stellt klar, dass weitere Aufrechnungen gegenseitiger \r\nForderungen des Bundes und der Übertragungsnetzbetreiber nur aufgrund ausdrücklicher \r\nvertraglicher Vereinbarung möglich sein sollen. Sofern keine weiteren \r\nAufrechnungsregelungen vereinbart werden, erfüllen die Übertragungsnetzbetreiber und die \r\nBundesrepublik Deutschland Ihre ihre wechselseitigen Ansprüche durch Zahlung.\r\n5\r\n5. § 7 wird wie folgt geändert:\r\na) Dem Absatz 1 wird folgender Satz angefügt:\r\n„Auch unterjährige Wechsel von positiven zu negativen Abschlagszahlungen und \r\numgekehrt sind möglich.“\r\nb) Absatz 2 wird wie folgt geändert:\r\naa) Satz 2 wird wie folgt gefasst:\r\n„Soweit sich die Fälligkeit der Abschlagszahlungen nicht aus dem öffentlich\u0002rechtlichen Vertrag nach § 9 Absatz 1 Satz 2 Nummer 1 ergibt, sind die \r\nAbschlagszahlungen jeweils zum 10. eines Kalendermonats zu leisten.“\r\nbb) Die folgenden Sätze werden angefügt:\r\n„Die Übertragungsnetzbetreiber übermitteln dem Bundesministerium für \r\nWirtschaft und Klimaschutz bis zum 30. November eines Kalenderjahres einen \r\nVorschlag für die kalendermonatliche Gewichtung der Abschlagszahlungen für \r\ndas jeweils folgende Kalenderjahr. Der Vorschlag bedarf der Zustimmung des \r\nBundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz. Die Zustimmung soll bis \r\nzum 15. Dezember eines Kalenderjahres in Textform erteilt werden, sofern keine \r\nwesentlichen Gründe entgegenstehen.“\r\nc) Absatz 3 wird wie folgt gefasst:\r\n„(3) Die Bundesrepublik Deutschland kann die kalendermonatliche Gewichtung \r\nund die Höhe der Abschlagszahlungen unterjährig unter Berücksichtigung der \r\nEntwicklung des Saldos des EEG-Kontos aus wesentlichen Gründen mit \r\nangemessener Frist anpassen. Die Übertragungsnetzbetreiber können eine \r\nAnpassung der Abschlagszahlungen nach Satz 1 verlangen, wenn die Entwicklung \r\ndes Saldos des EEG-Kontos dies erforderlich macht. Eine Anpassung kann \r\ninsbesondere dann verlangt werden, wenn der Saldo des EEG-Kontos über einen \r\nlängeren Zeitraum oder in nicht unerheblicher Höhe unterhalb der erforderlichen \r\nLiquidität liegt.“\r\nd) In Absatz 4 werden die Wörter „der Salden der Bankkonten nach § 47 Absatz 1 Satz \r\n1“ durch die Wörter „des Saldos des EEG-Kontos“ ersetzt.\r\nZu Nummer 5 (§ 7)\r\nZu Buchstabe a\r\nDer neue § 7 Absatz 1 Satz 3 EnFG stellt klar, dass sich die Richtung der Abschlagszahlungen \r\nzwischen der Bundesrepublik Deutschland und den Übertragungsnetzbetreibern, etwa im \r\nFalle nicht vorhergesehener Mehreinnahmen der Übertragungsnetzbetreiber im Jahresverlauf, \r\nunterjährig ändern kann.\r\nZu Buchstabe b\r\nZu Doppelbuchstabe aa\r\nGemäß § 7 Absatz 2 Satz 2 EnFG sind die Abschlagszahlungen jeweils zum 10. eines \r\nKalendermonats zu leisten, sofern der öffentlich-rechtlichen Vertrag nach § 9 Absatz 1 Satz 2 \r\nNummer 1 keine abweichende Regelung vorsieht.\r\nZu Doppelbuchstabe bb\r\nDer neue § 7 Absatz 2 Satz 3 EnFG legt fest, dass die Übertragungsnetzbetreiber dem \r\nBundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz bis zum 30. November eines \r\nKalenderjahres einen Vorschlag für die kalendermonatliche Gewichtung der monatlichen \r\nAbschlagszahlungen übermitteln. \r\nKommentiert [SS2]: ÜNB:\r\nMacht es Sinn darauf zu achten, dass die Zahlungen \r\nnach §7 und §6 im jeweiligen Monat zeitgleich erfolgen?\r\nKommentiert [SS3]: ÜNB:\r\nDie ÜNB plädieren dafür, dass die Abgabe des \r\nVorschlags der ÜNB für den Zahlungsplan zeitgleich zu \r\nder Kontosimulation im November erfolgt. Dann könnte \r\ndie Bestätigung des BMWK bis zum 30. November \r\nerfolgen. So haben die ÜNB ausreichend Zeit sich auf \r\ndie Liquiditätsplanung für das Folgejahr einzustellen \r\nund ggf. Maßnahmen zu veranlassen.\r\nKommentiert [SS4]: ÜNB:\r\nWas sind in diesem Zusammenhang wesentliche \r\nGründe? Ggf. beispielhafte Aufzählung in Begründung?\r\nKommentiert [SS5]: ÜNB:\r\nS.o.\r\nKommentiert [SS6]: ÜNB:\r\nWelche Frist stellt das BMWK sich hier konkret vor?\r\n6\r\nLaut dem neuen § 7 Absatz 2 Satz 4 EnFG muss die Bundesrepublik Deutschland dem \r\nVorschlag ausdrücklich in Textform zustimmen. Dieses Zustimmungserfordernis ist \r\nangemessen, da die monatliche Verteilung der Abschlagszahlungen Relevanz für die \r\nVerwendung erheblicher Haushaltsmittel im Jahresverlauf hat. \r\nIn dem neuen §7 Absatz 2 Satz 5 ist vorgesehen, dass die Zustimmung bis zum 15. Dezember \r\neines Kalenderjahres erteilt werden soll, sofern keine wesentlichen Gründe entgegenstehen. \r\nDie Vorschrift dient der Festlegung eines Regelverfahrens zur Verbesserung der \r\nPlanungssicherheit der Übertragungsnetzbetreiber.\r\nZu Buchstabe c\r\nDer neue § 7 Absatz 3 Satz 1 EnFG verankert gesetzlich, dass die Bundesrepublik \r\nDeutschland die kalendermonatliche Gewichtung und die Höhe unterjährig unter \r\nBerücksichtigung der Entwicklung des Saldos des EEG-Kontos aus wesentlichen Gründen mit \r\nangemessener Frist anpassen kann. Anpassungen können dazu führen, dass die \r\nGesamtsumme der Abschlagszahlungen den ursprünglich von den \r\nÜbertragungsnetzbetreibern ermittelten Finanzierungbedarf über- oder unterschreitet. Eine \r\nAbsenkung der Gesamtsumme der Abschlagszahlungen kommt insbesondere in Betracht, um \r\neinen effizienten Einsatz von Bundesmitteln zu erreichen. Im Falle der Absenkung ist \r\ngrundsätzlich die im öffentlich-rechtlichen Vertrag nach § 9 Absatz 1 Satz 2 Nummer 1 näher \r\nbestimmte Mindest-Liquidität auf dem EEG-Konto der Übertragungsnetzbetreiber zu wahren. \r\nLaut dem neuen § 7 Absatz 3 Satz 2 EnFG (vorher Satz 1) können die \r\nÜbertragungsnetzbetreiber eine Anpassung nach Satz 1 verlangen, wenn die Entwicklung des \r\nSaldos des EEG-Kontos dies erforderlich macht. Dies ist laut dem neuen § 7 Absatz 3 Satz 3 \r\nEnFG (vorher Satz 2) insbesondere dann der Fall, wenn der Saldo des EEG-Kontos über einen \r\nlängeren Zeitraum oder in nicht unerheblicher Höhe unterhalb der erforderlichen Liquidität \r\nliegt.\r\nZu Buchstabe d\r\nBei der sprachlichen Anpassung in § 7 Absatz 4 EnFG handelt es sich um eine Folgeänderung \r\nder Begriffsdefinition in der neuen § 2 Nummer 2a.\r\n6. […]\r\n7\r\n7. Dem § 66 werden folgende Absätze 7 bis 9 angefügt:\r\n„(7) Bei der Ermittlung des EEG-Finanzierungsbedarfs für das Jahr 2025 ist § 4 \r\nNummer 1 in Verbindung mit Anlage 1 in der am … [einsetzen: Datum des Tags vor \r\nInkrafttreten dieses Gesetzes nach Artikel 9 Absatz 1] geltenden Fassung mit der \r\nMaßgabe anzuwenden, dass der Differenzbetrag gemäß Nummer 1.1.2 der Anlage 1 \r\nnachträglich nicht berücksichtigt wird.\r\n(8) Eine bis zum … [einsetzen: Datum des Tags vor Inkrafttreten dieses Gesetzes \r\nnach Artikel 9 Absatz 1] dem Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz von den \r\nÜbertragungsnetzbetreibern nach den Vorschriften des öffentlich-rechtlichen Vertrags \r\nnach § 9 Absatz 1 Satz 2 Nummer 1 übermittelte Festlegung der Gewichtung der \r\nkalendermonatlichen Abschlagszahlungen der Bundesrepublik Deutschlang an die \r\nÜbertragungsnetzbetreiber bindet die Bundesrepublik Deutschland nur, sofern sie dieser \r\nausdrücklich entsprechend § 7 Absatz 2 Satz 5 zugestimmt hat.\r\n(9) Regelungen des öffentlich-rechtlichen Vertrags nach § 9 Absatz 1 Satz 2 \r\nNummer 1 zu Aufrechnungen gemäß § 6 Absatz 4 sind nur wirksam, sofern sie nach dem \r\n… [einsetzen: Datum des Tags vor Inkrafttreten dieses Gesetzes nach Artikel 9 Absatz 1] \r\nvereinbart wurden.“\r\nZu Nummer 7 (§ 66)\r\nDer neue § 66 Absatz 7 EnFG regelt, dass bei der Ermittlung des EEG-Finanzierungsbedarfs \r\nfür das Jahr 2025 der Differenzbetrag gemäß Nummer 1.1.2 der Anlage 1 kraft Gesetzes nicht \r\nberücksichtigt wird, auch wenn die Übertragungsnetzbetreiber dem Bundesministerium für \r\nWirtschaft und Klimaschutz den Finanzierungsbetrag für das Jahr 2025 bei Inkrafttreten der \r\nNeureglung bereits übermittelt haben. Die Neuregelung findet einmalig auf die Ermittlung des \r\nEEG-Finanzierungsbedarfs für das Jahr 2025 Anwendung. Zum Zeitpunkt der Ermittlung und \r\nMitteilung des EEG-Finanzierungsbedarfs für das Jahr 2025, hier der 30. September 2024, gilt \r\nnoch der bisherige Rechtsrahmen, d. h. es wird bei der Ermittlung und Mitteilung des EEG\u0002Finanzierungsbedarfs immer noch der Differenzbetrag gemäß Nummer 1.1.2 der Anlage 1 \r\nberücksichtigt. Daher ist eine Übergangsregelung notwendig, wonach der Differenzbetrag \r\ngemäß Nummer 1.1.2 der Anlage 1 im Hinblick auf den EEG-Finanzierungsbedarf für das Jahr \r\n2025 nachträglich nicht mehr berücksichtigt wird.\r\nDie Ergänzung des § 66 Absatz 8 EnFG ist geboten, da nach dem aktuellen öffentlich\u0002rechtlichen Vertrag die Übertragungsnetzbetreiber dem Bundesministerium für Wirtschaft und \r\nKlimaschutz die Gewichtung der kalendermonatlichen Abschlagszahlungen jeweils zum 30. \r\nNovember mitteilen. Zu diesem Zeitpunkt sind die Neuregelungen in § 7 EnFG voraussichtlich \r\nnoch nicht in Kraft getreten. Daher wird festgelegt, dass auch in dieser Konstellation die \r\nBundesrepublik Deutschland ihre Zustimmung zu der Gewichtung der monatlichen \r\nAbschlagszahlungen erteilen muss.\r\nDer neue § 66 Absatz 9 EnFG stellt klar, dass die aktuell im öffentlich-rechtlichen Vertrag \r\nenthaltenen Regelungen zu Aufrechnungen nach der Umstellung des Finanzierungssystems \r\nnicht mehr gelten sollen. Sofern Aufrechnungsregelungen gewünscht sind, die über die in § 6 \r\nAbsatz 4 Satz 1 vorgesehene Möglichkeit hinausgehen oder diese ergänzen, sind diese \r\nAufrechnungsregelungen zwischen der Bundesrepublik Deutschland und den \r\nÜbertragungsnetzbetreibern neu zu vereinbaren\r\n8\r\n8. Die Anlage 1 (zu § 2) wird wie folgt geändert:\r\na) Nummer 1.1. wird wie folgt gefasst:\r\n„1.1. Der EEG-Finanzierungsbedarf wird transparent ermittelt aus dem \r\nDifferenzbetrag zwischen den prognostizierten Einnahmen der \r\nÜbertragungsnetzbetreiber nach den Nummern 2.3, 4.1., 4.3. und 4.4. und den \r\nprognostizierten Ausgaben der Übertragungsnetzbetreiber nach den Nummern 3 und \r\n5.1. bis 5.10. für das jeweils folgende Kalenderjahr.“\r\nb) In Nummer 4.4. werden die Wörter „des Erneuerbare-Energien-Gesetzes“ gestrichen.\r\nc) Nummer 5 wird wie folgt geändert:\r\naa) In Nummer 5.7 wird die Angabe „§ 3“ durch die Angabe „§ 4“ ersetzt.\r\nbb) In Nummer 5.9 wird das Wort „und“ durch ein Komma ersetzt.\r\ncc) In Nummer 5.10 wird der Punkt am Ende durch die Angabe „, und“ ersetzt.\r\ndd) Folgende Nummer 5.11 wird angefügt:\r\n„5.11. Zahlungen der Übertragungsnetzbetreiber an die Bundesrepublik \r\nDeutschland nach den §§ 6 und 7.“\r\nd) Nummer 9.3 wird wie folgt geändert:\r\naa) In Satz 2 werden nach den Wörtern „Einnahmen und Ausgaben“ die Wörter „und \r\nder Differenzbetrag der tatsächlichen nach Nummer 9.1 abgegrenzten \r\nEinnahmen und Ausgaben“ eingefügt.\r\nbb) Folgender Satz wird angefügt:\r\n„Der Wert des Abzugs kann keinen negativen Wert annehmen.“\r\nZu Nummer 8 (Anlage 1)\r\nZu Buchstabe a\r\nDurch die Änderung in Nummer 1.1 der Anlage 1 des EnFG wird der Saldo des EEG-Konto \r\nmit Stand vom 31.Dezember eines Jahres nicht mehr doppelt berücksichtigt, ein redaktionelles \r\nVersehen bereinigt und die Einfügung der neuen Nummer 5.11 der Anlage 1 EnFG \r\nberücksichtigt. \r\nIn der bisherigen Fassung des EnFG setzt sich der EEG-Finanzierungsbedarf aus dem \r\nDifferenzbetrag zwischen den prognostizierten Einnahmen und Ausgaben der \r\nÜbertragungsnetzbetreiber (frühere Nummer 1.1.1 der Anlage 1 des EnFG) und den dem\r\nDifferenzbetrag zwischen den tatsächlichen Einnahmen und Ausgaben der \r\nÜbertragungsnetzbetreiber (frühere Nummer 1.1.2 der Anlage 1 des EnFG) zusammen. Dies \r\nstellt eine aus systematischen Gründen abzulehnende Verschränkung der Ermittlung des \r\nEEG-Finanzierungsbedarfs für das kommende Jahr mit der Kontoabrechnung des laufenden \r\nKalenderjahres und der daraus resultierenden Ermittlung des Ausgleichsanspruchs nach § 6 \r\nAbsatz 1 EnFG dar. Ein positiver oder negativer Saldo des Vorjahres wird damit doppelt \r\nkompensiert. Die Verschränkung der Finanzierungsbedarfsbestimmung mit der Berechnung \r\ndes Ausgleichsanspruchs nach § 6 EnFG wird mit der Anpassung der Vorgaben zur \r\nZusammensetzung des EEG-Finanzierungsbedarfs in Nummer 1.1 der Anlage 1 des EnFG \r\naufgelöst, indem der Differenzbetrag zwischen den tatsächlichen Einnahmen und Ausgaben \r\nder Übertragungsnetzbetreiber (frühere Nummer 1.1.2 der Anlage 1 des EnFG) bei der \r\nErmittlung des EEG-Finanzierungsbedarf nicht mehr berücksichtigt wird. \r\nDie Einnahmen der Übertragungsnetzbetreiber aus Zahlungen nach § 13 Absatz 2 gemäß \r\nNummer 4.4 der Anlage 1 des EnFG (Auszahlung vermiedener Netzentgelte) wurden als für \r\ndie Prognose des Finanzierungsbedarfs relevante Einnahme aufgenommen, da dies der \r\nbisherigen Regelungslogik zur Zeit der EEG-Umlage entspricht. Die neue Nummer 5.11 der \r\n9\r\nAnlage 1 des EnFG stellt parallel zur Ausnahme der Nummer 4.2 der Anlage 1 des EnFG von \r\nden prognoserelevanten Einnahmen keine prognoserelevante Ausgabe dar. Dies folgt daraus, \r\ndass der Finanzierungsbedarf für das kommende Jahr unabhängig von erwarteten \r\nZahlungsströmen ermittelt werden soll, die der Befriedigung des Ausgleichsanspruchs nach § \r\n6 EnFG für das laufende Jahr dienen. Auch Abschlagszahlungen nach § 7 EnFG sind nicht zu \r\nberücksichtigen, da die Festlegung der Abschlagszahlungen die Ermittlung des \r\nFinanzierungsbedarfs gerade voraussetzt (siehe § 7 Absatz 2 Satz 1 EnFG).\r\nZu Buchstabe b\r\nBei der Änderung in Nummer 4.4 Anlage 1 des EnFG handelt es um die Bereinigung eines \r\nredaktionellen Versehens. Es wird nach dem bisherigen Wortlaut auf die Saldierung nach § 13 \r\nAbsatz 3 EEG verwiesen, korrekt ist ein Verweis auf § 13 Absatz 3 EnFG.\r\nZu Buchstabe c\r\nZu Doppelbuchstabe aa\r\nBei der Änderung in Nummer 5.7 Anlage 1 des EnFG handelt es um die Bereinigung eines \r\nredaktionellen Versehens. Als Einnahme des EEG-Finanzierungsbedarfs sollen \r\nBonuszahlungen gelten, die in § 4 Absatz 5 bis 7 der Erneuerbare-Energien-Verordnung \r\ngeregelt sind. In der bisherigen Fassung wird jedoch versehentlich auf § 3 der Erneuerbare\u0002Energien-Verordnung verwiesen.\r\nZu Doppelbuchstabe bb\r\nDie Änderung in Nummer 5.9 Anlage 1 des EnFG ist eine redaktionelle Änderung aufgrund \r\nder Einfügung einer neuen Folgenummer.\r\nZu Doppelbuchstabe cc\r\nDie Änderung in Nummer 5.10 Anlage 1 des EnFG ist eine redaktionelle Änderung aufgrund \r\nder Einfügung einer neuen Folgenummer.\r\nZu Doppelbuchstabe dd\r\nDurch die neue Nummer 5.11 der Anlage 1 des EnFG werden die Zahlungen der \r\nÜbertragungsnetzbetreiber an die Bundesrepublik Deutschland als Einnahme des EEG\u0002Finanzierungsbedarfs aufgeführt, weil diese Zahlungen – spiegelbildlich zu den Zahlungen der \r\nBundesrepublik Deutschland an die Übertragungsnetzbetreiber (Einnahme der \r\nÜbertragungsnetzbetreiber nach Nummer 4.2 der Anlage 1 des EnFG) – den Saldo des EEG\u0002Kontos beeinflussen.\r\nZu Buchstabe d\r\nZu Doppelbuchstabe aa\r\nDie Änderung in Nummer 9.3 Satz 2 der Anlage 1 des EnFG ist eine Folgeänderung der \r\nStreichung der Änderung in Nummer 1.1 der Anlage 1 des EnFG (Streichung der ehemaligen \r\nNummer 1.1.2). Die Einnahmen und Ausgaben von ausgeförderten Anlagen werden \r\nbuchhalterisch separat von den sonstigen Positionen geführt. Da eine weitere Förderung \r\ndieser Anlagen aus Beihilfesicht nicht erfolgen darf, müssen Einnahme- und \r\nAusgabedifferenzen weiterhin im Folgejahr durch eine Anpassung des Abzugs ausgeglichen \r\nwerden.\r\nZu Doppelbuchstabe bb\r\nDie Einfügung des Satzes 3 dient der Anpassung des Vorgehens bei ausgeförderten Anlagen \r\nan das Vorgehen im Rahmen der EEG-Umlage. Ohne die Regelung könnte rechnerisch die \r\nKonstellation auftreten, dass hohe Einnahme- und Ausgabedifferenzen aus Vorjahren in einem \r\nJahr zu einem negativen Abzugsbetrag führen und dass Anlagenbetreiber von ausgeförderten \r\nAnlagen in der Folge mehr als den Jahresmarktwert erhalten. Um dies zu verhindern, darf der \r\nAbzugsbetrag keinen negativen Wert annehmen. Aus der Begrenzung resultierende \r\n10\r\nEinnahme- und Ausgabedifferenzen werden in das darauffolgende Jahr übertragen und \r\nsorgen dort für eine Anpassung des Abzugs."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-06-03"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009519","regulatoryProjectTitle":"Ausreichende Haushaltsfinanzierung des EEG-Kontos","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/5c/d0/357696/Stellungnahme-Gutachten-SG2409260034.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":"Von:\r\nAn:\r\nCc:\r\nBcc:\r\nBetreff: Austausch BMWK/ÜNB/BNetzA zu Stromspitzen - Antworten der Unterarbeitsgruppe ÜNB-Vermarktung\r\nDatum: Freitag, 5. Juli 2024 14:32:00\r\nSehr geehrter ,\r\nBezug nehmend auf den Austausch zwischen Vertretern des BMWK, der BNetzA und der\r\nÜNB am 04.06.2024 und 17.06.2024, senden wir ihnen unsere schriftlichen Antworten auf\r\nihre Fragen zu. Wir möchten Sie darauf hinweisen, dass die Antworten unserer Einschätzung\r\nnach teilweise Stellungnahme im Sinne des Lobbyregisters sind und wir sie dementsprechend\r\nim Lobbyregister veröffentlichen werden.\r\nFrage: Welche Spielräume hätten ÜNB gern für die Vermarktung? Gibt es Vorgaben, die unnötige\r\nEinschränkungen darstellen? Wo besteht gesetzlicher Anpassungsbedarf (Stichwort EEV)?\r\nUnter den aktuellen Rahmenbedingungen der vorherrschenden technisch-prozessualen\r\nEinschränkungen bei der Steuerung, Bilanzierung und Abrechnung von EE-Anlagen, bieten die aktuell\r\ngültigen Regelungen der EEV aus Sicht der Übertragungsnetzbetreiber ausreichend Spielräume für die\r\nVermarktung der EEG-Anlagen in Einspeisevergütung. In diesem Zusammenhang möchten wir aber\r\nauch kurz auf die untenstehenden Anmerkungen zu § 5 EEV verweisen. Zudem ist eine Anpassung in §\r\n2 Abs. 2 und 3 EEV aufgrund der Weiterentwicklung der Stromspotmärkte hinsichtlich\r\nmarktgekoppelter Day-Ahead- und Intraday-Auktionen notwendig, sodass die neuen Produkte und\r\nAuktionen für die Vermarktung genutzt werden können. Entsprechende Formulierungsvorschläge\r\nliegen dem BMWK bereits vor.\r\nSobald absehbar ist, dass alle Voraussetzungen für eine zuverlässige und genaue Steuerung einer\r\nrelevanten Menge von EEG-Anlagen in der Einspeisevergütung im Regelfall möglich ist und diese\r\nkorrekt bilanziert und abgerechnet werden können (ggf. inklusive entsprechender\r\nEntschädigungsregelungen) kann über eine entsprechende Anpassung der EEV nachgedacht werden.\r\nSofern eine deutliche Verbesserung bei der, dringend notwendigen, Steuerbarkeit von EE-Anlagen für\r\ndas Engpassmanagement erreicht werden kann, wäre es überlegenswert die rechtlich-regulatorischen\r\nRahmenbedingungen zu schaffen, die es den Übertragungsnetzbetreibern erlauben innovative Ansätze\r\nim Bereich ihrer Vermarktungsaufgabe, ggf. zeitlich begrenzt, zu entwickeln und zu testen. Dabei muss\r\nsichergestellt werden, dass eine klare Abgrenzung zu den Aufgaben der ÜNB in ihrer\r\nSystemverantwortung bestehen bleibt und die Vermarktungsprozesse in keiner Konkurrenz zu den\r\nProzessen nach §§ 13 (1) und (2) EnWG stehen. Zudem ist darauf zu achten, dass die\r\nDirektvermarktung das bevorzugte anzuwendende Instrument ist.\r\nFrage: Wie kann im Fall von Eigenverbrauchsanlagen eine Steuerung am Ort der Netzeinspeisung (nicht\r\nWechselrichter) ermöglicht werden (a) im Fall von Anlagen > 25kW /ohne SMGW und (b) im Fall von\r\nAnlagen <25 kW (Steuerung nur über CLS-Kanal erlaubt? Welche IT-technischen Lösungsansätze wären\r\nhier für massentaugliche Umsetzung angemessen?\r\nFür eine massentaugliche Messung und/oder Steuerung von Erzeugungs- und Verbrauchsanalgen\r\nkommen nach unserem Kenntnissand aktuell folgende technischen Lösungen in Frage:\r\nBidirektionale Leittechnik bei großen Anlagen\r\nRundsteuertechnik (aktuell bei Anlagen <100 kW)\r\nSMGW + CLS (insbesondere in Zukunft bei Anlagen < 100 kW)\r\n450 MHz Technik (aktuell nicht verbreitet)\r\nEine Steuerung über Wechselrichter hat ggf. großes Potenzial und ist bereits bei vielen\r\nAnlagen möglich\r\nFrage: Ist der regulatorische Rahmen so gestaltet, dass bei Veränderungen von Marktprodukten diese\r\nauch kurzfristig genutzt werden können? Wenn nein, ist eine solche Flexibilisierung rechtlich möglich\r\n(Stichwort Unbundling)?\r\nEntflechtung hat das Ziel, die Unabhängigkeit des Netzbetreibers von anderen Tätigkeitsbereichen der\r\nEnergieversorgung sicherzustellen. Die Vermarktung von erneuerbaren Energien ist im Rahmen des\r\nEEG bzw. der EEV geregelt. Unserer Einschätzung nach besteht keine Gefahr, dass die Netzbetreiber\r\naußerhalb dieser klar definierten Aufgabe in anderen Bereichen der Energieversorgung tätig werden.\r\nInnerhalb dieser klar definierten Aufgabe sollten den Netzbetreibern möglichst viele Freiheiten gewährt\r\nwerden um diese Aufgabe möglichst effizient („Sorgfalt eines ordentlichen und gewissenhaften\r\nKaufmanns“) zu erfüllen. Dabei sollte die bestmögliche Vermarktung über Anreize statt Vorgaben\r\neffektiv gesteuert werden. Dies gilt insbesondere für Vorgaben, welche beispielsweise durch\r\nVeränderungen des Marktdesigns (Produkte, Auktionen, Preise, …) ihre Gültigkeit verlieren würden.\r\nFrage: Inwieweit wirken sich die negativen Preise auf das EEG-Konto und die Ermittlung des EEG\u0002Finanzierungsbedarfs nach dem EnFG aus?\r\nNegative Preise wirken sich (wie niedrige gegenüber hohen Preisen) wie folgt aus:\r\nHohe Marktprämienzahlungen in der Direktvermarktung (keine Zahlung in Fällen des § 51 EEG)\r\nKosten bzw. niedrige Erlöse bei negativen Preisen bei der Vermarktung der Mengen in der\r\nEinspeisevergütung\r\nBeide Punkte werden bei der Prognose des EEG-Finanzierungsbedarfs grundsätzlich berücksichtigt.\r\nBei der Direktvermarktung auf Basis des Fundamentalmodells eines Gutachters\r\nBei der Einspeisevergütung bzw. deren Vermarktung auf Basis von Futures i. V. m.\r\nMarktwertfaktoren (gem. Anlage 1 Nr. 11 EnFG)\r\nIn beiden Fällen basieren die Preisprognosen auf Settlement-Preisen von Futures. Diese beinhalten\r\nbereits erwartete Reaktionen der Marktteilnehmer (u.a. Abregelung von Direktvermarktern) auf ein\r\nmögliches Überangebot bzw. negative Spotmarktpreise. Darüber hinaus besteht jedoch ein Preis- und\r\nMengenrisiko. Daher sollte eine zusätzliche Liquiditätsreserve eingeplant werden.\r\nFrage: Wieviel GW können potenziell abgeregelt werden und welche Anlagen könnten geregelt werden?\r\nWelche Umstellungen sind erforderlich, um den ÜNB ein Abregeln von diesen Mengen zu ermöglichen?\r\nLaut Stammdatenregister 2022 war folgende installierte Leistung von PV-Anlagen in der\r\nDirektvermarktung und Einspeisevergütung als steuerbar angegeben (die Zahlen der tatsächlichen\r\nSteuerbarkeit liegen nach unseren bisherigen Erfahrungen deutlich darunter).\r\nInstallierte Leistung in GW 25-100 kW ab 100 kW bis 25 kW Summe\r\n70 % Begrenzung 0,42 0,01 5,72 6,15\r\nfernsteuerbar nach §9 Abs. 1 EEG 0,80 17,96 0,09 18,86\r\nfernsteuerbar nach §9 Abs. 2 EEG 4,40 13,46 1,07 18,93\r\nnicht steuerbar 7,37 0,02 11,45 18,84\r\nUm die Steuerung im Rahmen der ÜNB-Vermarktung zu ermöglichen, müssten die technischen und\r\nprozessualen sowie die gesetzlichen und regulatorischen Voraussetzungen geschaffen werden, um\r\ndiese Anlagen zuverlässig und ausreichend genau zu steuern (siehe Antworten zur Steuerbarkeit).\r\nZudem muss sichergestellt werden, dass ausschließlich Anlagen in der Einspeisevergütung gesteuert\r\nwerden. Im Rahmen des § 13 EnWG wären diese (und weitere) Anlagen über die VNB-Kaskade bereits\r\nheute steuerbar bzw. abschaltbar.\r\nFrage: Wie ist die Erfahrungen mit den freiwilligen Vereinbarungen (§5 EEV)? Könnten diese das\r\nProblem lösen?\r\nBisher wurde diese Regelung nicht genutzt, da die derzeitige Ausgestaltung des § 5 EEV kein\r\nGeschäftsmodell für potenzielle Vertragspartner darstellt. Aus der Perspektive der ÜNB müssten die\r\neingesparten Kosten durch die freiwilligen Vereinbarungen höher sein als die zusätzlichen Kosten,\r\nwelche aus den freiwilligen Vereinbarungen entstehen. Zudem müsste sichergestellt sein, dass die\r\nKosten aus den freiwilligen Vereinbarungen vollständig anerkannt und über das EEG-Konto refinanziert\r\nwerden. Aus Sicht potenzieller nachfrageseitiger Vertragspartner müssten die Erlöse aus den\r\nfreiwilligen Vereinbarungen höher als die Erlöspotenziale am Strommarkt oder aus anderen Geschäften\r\nsein. Insbesondere im ersten Fall ist zu bezweifeln, dass die freiwilligen Vereinbarungen ein attraktives\r\nAngebot darstellen, auch, weil der Anwendungsfall der zweiten Auktion bisher äußerst selten\r\neingetreten ist und mit der Einführung von 15-Minuten Produkten in der DA-Auktion voraussichtlich\r\nentfallen wird.\r\nFür Anlagen in der Einspeisevergütung wären Vereinbarungen erforderlich, die für den\r\nAnlagenbetreiber ein Premium gegenüber der Einspeisevergütung darstellen und die erforderlichen\r\nAufwände in ggf. nicht vorhandene Steuerungstechnik überkompensieren. Das Premium wäre so zu\r\nermitteln, dass insgesamt eine Entlastung für das EEG-Konto verbleibt (d.h. der Aufschlag muss\r\ngeringer sein als der Absolutwert der negativen Strompreise). Um eine signifikante Wirkung auf die\r\nBörsenstrompreise und das EEG-Konto zu erzielen, wäre zudem eine entsprechende Menge an\r\nfreiwilligen Vereinbarungen abzuschließen und es erscheint fraglich, ob die in Zukunft realistisch ist.\r\nFreundliche Grüße / Kind regards"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-07-05"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009519","regulatoryProjectTitle":"Ausreichende Haushaltsfinanzierung des EEG-Kontos","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/28/d4/357698/Stellungnahme-Gutachten-SG2409260035.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":"1\r\nBetreff: Vorschläge zur Entbürokratisierung\r\nSehr geehrte\r\nnachfolgend einige Vorschläge der ÜNB zur weiteren Entbürokratisierung. Sollten Sie Fragen dazu haben, können Sie \r\ngerne auf uns zukommen. \r\nMit freundlichen Grüßen, \r\n50Hertz Transmission GmbH \r\nHeidestraße 2 • 10557 Berlin \r\n50hertz.com\r\n Keine rückwirkende Rücknahme von Zahlung bei Pflichtverstößen (§ 52 Abs. 3 EEG) \r\no Der § 52 Abs. 3 EEG sieht für einzelne Pflichtverstöße eine teilweise rückwirkende Erstattung der \r\nZahlungen bei Pflichtverstößen vor. Die Erstattung wirkt bis zum Beginn des Pflichtverstoßes zurück, \r\ndamit u. U. für bereits endabgerechnete oder sogar schon verjährte Jahre. Weiterhin sieht § 52 Abs. 5 \r\nEEG eine Deckelung der Zahlungspflicht auf 10 Euro/kW und Monat im Fall gleichzeitig mehrfacher \r\nPflichtverstöße vor. Im Fall der Rückerstattung muss für jeden zurückliegenden Monat geprüft werden, \r\nob und welchem Umfang diese Kappung weiter besteht. Diese Regelung stellt die VNB vor immense \r\nbürokratische Herausforderungen, da in Fällen der Sanktionierung permanent überprüft werden muss, \r\nob inzwischen die Bedingungen für die Erstattung und die Kappung gegeben sind – einhergehend bei \r\nRückerstattung mit entsprechenden Abrechnungsvorgängen mit dem Anlagenbetreiber und ÜNB. Aus \r\nSicht der ÜNB sollte eine Anpassung dahingehend stattfinden, dass es nur Sanktionszahlungen ohne \r\nRückerstattung gibt oder ersatzweise zumindest auf das aktuelle Leistungsjahr beschränkt wird (keine \r\nVorjahre). Darüber hinaus sollte die Kappung des Abs. 5 ersatzlos gestrichen werden, zumal ein \r\n„Mengenrabatt“ bei mehreren Pflichtverstößen dem Zivilrecht fremd ist. Darüber hinaus gibt es im \r\nMarkt Interpretationsmöglichkeiten, wann Sanktionszahlungen ausgelöst und beendet werden, \r\ninsbesondere im Kontext des § 52 Abs. 1 Nr. 11 (fehlende Registrierung im MaStR) und Pflichtverstöße \r\nbevor ein Netzanschluss besteht. Hier sollte das Gesetz zur Vermeidung von Rechtsunsicherheiten klarer\r\nformuliert werden. \r\n Aggregierte Meldung von Kleinst-EEG-Anlagen bei Meldeprozessen VNB->ÜNB \r\no Im EEG gibt es mit den Prozessen der Mitteilung zur Veräußerungsform sowie der Jahresmeldung EEG\u0002anlagenscharfe Datenmeldungen und Veröffentlichungspflichten. Mit Blick auf die Einführung der \r\nSteckersolargeräte (i.S.d. § 3 Nr. 43 EEG) werden in den VNB-Netzgebieten unzählige Anlagen dieser Art \r\ninstalliert werden, die nach aktueller Gesetzeslage anlagenscharf gemeldet werden müssen. Dadurch \r\nwird der Umfang an Datenmeldungen hinsichtlich der Anzahl Anlagen immens ansteigen, wobei der \r\n2\r\nNutzen dieser Information sehr begrenzt sein wird, da die Anlagen kaum Strom ins öffentliche Netz \r\neinspeisen und zumeist auf eine Vergütung verzichten. Zur Begrenzung des Datenmeldeumfangs ist es \r\nwünschenswert, wenn die Meldepflichten der VNB und Veröffentlichungspflichten der ÜNB der \r\nSteckersolargeräte mit Vergütungsverzicht aggregiert erfüllt werden dürften. Aufgrund der räumlichen \r\nAusdehnung einiger Flächennetzbetreiber sollte dem ÜNB erlaubt sein, bestimmte Vorgaben erlassen zu \r\ndürfen, in welchem Umfang die Aggregation erfolgen darf. Ggf. sind Steckersolargeräte mit \r\nVergütungszahlungen hinsichtlich der Meldepflichten gesondert zu betrachten. \r\n Zahlungen für Pflichtverstöße Steuerbarkeit (§ 52 Abs. 8 EEG) für KWK-Anlagen wird aufwendig umgebucht\r\n(aufgrund fehlender Zuordnung in EnFG-Anlage „Anlage 1“ \r\no Die Anlage 1 „Ermittlung des EEG-Finanzierungsbedarfs und des KWKG-Finanzierungsbedarfs“ zum \r\nEnergiefinanzierungsgesetz (EnFG) sieht die Verbuchung von Strafzahlungen von KWK-Anlagen leider \r\naktuell nur unter den EEG-Einnahmepositionen vor (Punkt 4.9). Hierdurch werden derartige \r\nPflichtverstöße, die zunächst über die KWK-Anlagenabrechnung zwischen den Marktpartnern im KWK (-\r\nKonto) gebucht, aber aufwendig (monatlich/ jährlich) ins EEG-Konto umgebucht. Für § 52 Abs. 8 EEG \r\nVerstöße von KWK-Anlagen wäre eine Ergänzung der Position unter Punkt 6 Besondere Einnahmen bei \r\nder Förderung der Kraft-Wärme-Kopplung als ergänzte Position 6.3 hilfreich „Zahlungen nach § 52 Abs. 8 \r\nErneuerbare-Energien-Gesetzes“. Dies würde den Umbuchungsaufwand in die EEG-Einnahmen im \r\nNachhinein vermeiden und die Zahlungen je Anlagenart einfacher abgrenzbar halten für die \r\nabwickelnden Marktpartner. Insbesondere da die Größenordnung gegenüber den KWKG-/ EEG\u0002Förderzahlungen sowie den letzteren Strafzahlungen ohnehin vernachlässigbar klein ist. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-07-15"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009519","regulatoryProjectTitle":"Ausreichende Haushaltsfinanzierung des EEG-Kontos","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/4a/34/357700/Stellungnahme-Gutachten-SG2409260036.pdf","pdfPageCount":9,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Marktwertberechnung nach\r\nEinführung SDAC 15min\r\n17.07.2024 Marktwertberechnung nach Einführung SDAC \r\n15min 1\r\nÖffentlich\r\n• Einführung ISP (Imbalance Settlement Period) → MTU (Market Time Unit) auf 15min-Basis zum 01.01.2025 nach EU \r\nClean Energy Package\r\n• Umsetzung im Dayahead-Markt (SDAC 15min) zum 18. März 2025 (aktueller Diskussionsstand)\r\n• Umstellung auf 15min Preise\r\n• Trotz Beibehaltung von 60min-Produkten keine gesicherte Verfügbarkeit von 60min-Preisen\r\n• Spotmarktpreis nach § 3 Nr. 42a EEG basiert auf stündlichen Preisen\r\nWarum ist eine Änderung notwendig?\r\n17.07.2024 Marktwertberechnung nach Einführung SDAC \r\n15min 2\r\nStatus quo\r\n17.07.2024 Marktwertberechnung nach Einführung SDAC \r\n15min 3\r\nBörse 1\r\nBörse 2\r\nBörse 3\r\nNetztransparenz.de\r\nintern\r\nNetztransparenz.de\r\nextern\r\nÜNB x Prognosedienst\u0002leister/eigene HR\r\nPreise 1h\r\nOnlinehoch\u0002rechnung \r\n1h\r\nOnlinehoch\u0002rechnung \r\n15min\r\nZeitreihen \r\n1h\r\nMarktwerte \r\nmonatlich\r\nUmrechnung der\r\nOnlinehochrechnungen\r\n15min -> 1h\r\nVariante 1 – Zielsystem 15min\r\n17.07.2024 Marktwertberechnung nach Einführung SDAC \r\n15min 4\r\nBörse 1\r\nBörse 2\r\nBörse 3\r\nNetztransparenz.de\r\nintern\r\nNetztransparenz.de\r\nextern\r\nÜNB x Prognosedienst\u0002leister /eigene HR\r\nPreise 15min\r\nOnlinehoch\u0002rechnung \r\n15min\r\nOnlinehoch\u0002rechnung \r\n15min\r\nZeitreihen \r\n15min\r\nMarktwerte \r\nmonatlich\r\nUmrechnung der\r\nOnlinehochrechnungen\r\n15min -> 1h\r\nBörse 4 ? (ETPA)\r\nVariante 2 – Zielsystem 1h – Umrechnung durch ÜNB\r\n17.07.2024 Marktwertberechnung nach Einführung SDAC \r\n15min 5\r\nBörse 1\r\nBörse 2\r\nBörse 3\r\nNetztransparenz.de\r\nintern\r\nNetztransparenz.de\r\nextern\r\nÜNB x Prognosedienst\u0002leister /eigene HR\r\nPreise 15min\r\nOnlinehoch\u0002rechnung \r\n1h\r\nOnlinehoch\u0002rechnung \r\n15min\r\nZeitreihen \r\n1h\r\nMarktwerte \r\nmonatlich\r\nUmrechnung der Preise\r\n15min -> 1h\r\nUmrechnung der\r\nOnlinehochrechnungen\r\n15min -> 1h\r\nBörse 4 ? (ETPA)\r\nVariante 3 – Zielsystem 1h – Datenlieferung durch \r\nStrombörsen\r\n17.07.2024 Marktwertberechnung nach Einführung SDAC \r\n15min 6\r\nBörse 1\r\nBörse 2\r\nBörse 3\r\nNetztransparenz.de\r\nintern\r\nNetztransparenz.de\r\nextern\r\nÜNB x Prognosedienst\u0002leister /eigene HR\r\nPreise 1h\r\nOnlinehoch\u0002rechnung \r\n1h\r\nOnlinehoch\u0002rechnung \r\n15min\r\nZeitreihen \r\n1h\r\nMarktwerte \r\nmonatlich\r\nUmrechnung der\r\nOnlinehochrechnungen\r\n15min -> 1h\r\nBörse 4 ? (ETPA)\r\nVariante 1 – 15min Variante 2 – 1h ÜNB Variante 3 – 1h St.börse\r\nVorteile - Orientiert sich an zukünftiger Preis- und \r\nMengengranularität\r\n- weitestgehende Beibehaltung der heutigen \r\nProzesse\r\n- Gleiche Behandlung von Alt- und \r\nNeuanlagen\r\n- geringster Anpassungsaufwand seitens der \r\nÜNB\r\n- geringster Anpassungsaufwand im EEG\r\n- Gleiche Behandlung von Alt- und Neuanlagen\r\nNachteile - größter Aufwand; entsprechender \r\nzeitlicher Vorlauf (x Monate) notwendig\r\n- Umrechnung auf Stundenpreise für \r\nAltregelungen (z.B. § 51 EEG) \r\nnotwendig (entsprechende gesetzliche \r\nKlarstellung zum Umgang mit \r\nAltanlagen notwendig)\r\n- Eindeutige Definition wie eine \r\nUmrechnung durchzuführen ist, um \r\nrechtliche Konflikte im Nachgang zu \r\nvermeiden\r\n- Unterschiedliche Behandlung \r\n(Marktwerte) für Alt- und Neuanlagen \r\nsehr wahrscheinlich\r\n- Ist die „Abschaltung“ des stündlichen \r\nAltsystems überhaupt möglich?\r\n- Eindeutige Definition wie eine Umrechnung \r\ndurchzuführen ist, um rechtliche Konflikte \r\nim Nachgang zu vermeiden\r\n- Sicherstellung, dass neu berechneter \r\nStundenpreise auch für Altanlagen genutzt \r\nwerden kann, notwendig\r\n- Unklarheit bzgl. der Datenlieferung seitens \r\nder Strombörsen\r\n- Können die Strombörsen (weiterhin) \r\nstündliche Preise liefern?\r\n- Ist sichergestellt, dass diese im Fall \r\neiner Marktkopplung identisch sind?\r\n- Notwendigkeit einer gesetzlich klaren \r\nRegelung der Strompreislieferung\r\nBewertung (vorläufig)\r\n17.07.2024 Marktwertberechnung nach Einführung SDAC \r\n15min 7\r\n• Bewertung der Varianten und ihrer unterschiedlichen Auswirkungen\r\n• Zeiträume negativer Preise nach § 51 EEG\r\n– Auswirkungen auf den Bestand und die 6h-, 4h- und 1h-Regelung\r\n– Neuregelungen ab 01.01.2025 auf Stunden-/Viertelstundenregelung prüfen (z.B. Viertelstundenbasis erst ab 01.01.2026)\r\n• Umstellungsaufwände (Berechnung, Veröffentlichung etc.)\r\n• Zeitpunkt der Umstellung der Marktprozesse (derzeit untermonatlich) -> zum Monatswechsel 1. April wünschenswert, \r\num keinen „gemischten“ Monat zu haben (Hinweis: „gemischter“ Jahresmarktwert wahrscheinlich nicht zu verhindern)\r\n• BMWK sollte mit allen im deutschen Marktgebiet aktiven Strombörsen klären welche Daten geliefert werden können und \r\nentsprechende gesetzliche Vorgaben (insbesondere eindeutige Berechnungsvorschrift für z.B. Stundenpreise, die auch \r\nfür Altanlagen erforderlich sein können) machen\r\nNächste Schritte/Auswirkungen auf \r\nFolgeprozesse/Herausforderungen\r\n17.07.2024 Marktwertberechnung nach Einführung SDAC \r\n15min 8\r\n• Bewertung der Varianten ist sehr stark von der Ausgestaltung (-smöglichkeit) der gesetzlichen Rahmenbedingungen \r\nabhängig, insbesondere im Verhältnis der Neuanlagen zu den Bestandsanlagen und § 51 EEG.\r\n• Bewertung der Auswirkungen durch Änderungen des § 51 EEG auf das Stromsystem konnte noch nicht durchgeführt \r\nwerden.\r\n• Variante 1 nur vorteilhaft bei umfassender und alleiniger Umstellung/Nutzung auf/von Viertelstundenwerten (auch bei \r\nAltanlagen).\r\n• Variante 3 vorzugswürdig, sofern für Altanlagen und/oder § 51 EEG weiterhin ein Stundenpreis benötigt wird. Dann ist \r\nsicherzustellen, dass eine eindeutige Preisberechnungsvorschrift für die Strombörsen vorliegt.\r\n• Variante 2 nur möglich, sofern eine eindeutige Berechnungsvorschrift vorliegt. Allerdings unsaubere Lösung, da keine \r\nVeröffentlichung der Ursprungsdaten erfolgt, sondern alles bei den ÜNB berechnet werden muss, damit zusätzliches \r\nund unnötiges (Haftungs-) Risiko bei den ÜNB.\r\nFazit\r\n17.07.2024 Marktwertberechnung nach Einführung SDAC \r\n15min 9"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-07-17"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009519","regulatoryProjectTitle":"Ausreichende Haushaltsfinanzierung des EEG-Kontos","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/40/38/357702/Stellungnahme-Gutachten-SG2409260037.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":"Marktwertberechnung nach\r\nEinführung SDAC 15min\r\n17.07.2024 Marktwertberechnung nach Einführung SDAC \r\n15min 1\r\nÖffentlich\r\n• Einführung ISP (Imbalance Settlement Period) → MTU (Market Time Unit) auf 15min-Basis zum 01.01.2025 nach EU \r\nClean Energy Package\r\n• Umsetzung im Dayahead-Markt (SDAC 15min) zum 18. März 2025 (aktueller Diskussionsstand)\r\n• Umstellung auf 15min Preise\r\n• Trotz Beibehaltung von 60min-Produkten keine gesicherte Verfügbarkeit von 60min-Preisen\r\n• Spotmarktpreis nach § 3 Nr. 42a EEG basiert auf stündlichen Preisen\r\nWarum ist eine Änderung notwendig?\r\n17.07.2024 Marktwertberechnung nach Einführung SDAC \r\n15min 2\r\nStatus quo\r\n17.07.2024 Marktwertberechnung nach Einführung SDAC \r\n15min 3\r\nBörse 1\r\nBörse 2\r\nBörse 3\r\nNetztransparenz.de\r\nintern\r\nNetztransparenz.de\r\nextern\r\nÜNB x Prognosedienst\u0002leister/eigene HR\r\nPreise 1h\r\nOnlinehoch\u0002rechnung \r\n1h\r\nOnlinehoch\u0002rechnung \r\n15min\r\nZeitreihen \r\n1h\r\nMarktwerte \r\nmonatlich\r\nUmrechnung der\r\nOnlinehochrechnungen\r\n15min -> 1h\r\nVariante 1 – Zielsystem 15min\r\n17.07.2024 Marktwertberechnung nach Einführung SDAC \r\n15min 4\r\nBörse 1\r\nBörse 2\r\nBörse 3\r\nNetztransparenz.de\r\nintern\r\nNetztransparenz.de\r\nextern\r\nÜNB x Prognosedienst\u0002leister /eigene HR\r\nPreise 15min\r\nOnlinehoch\u0002rechnung \r\n15min\r\nOnlinehoch\u0002rechnung \r\n15min\r\nZeitreihen \r\n15min\r\nMarktwerte \r\nmonatlich\r\nUmrechnung der\r\nOnlinehochrechnungen\r\n15min -> 1h\r\nBörse 4 ? (ETPA)\r\nVariante 2 – Zielsystem 1h – Umrechnung durch ÜNB\r\n17.07.2024 Marktwertberechnung nach Einführung SDAC \r\n15min 5\r\nBörse 1\r\nBörse 2\r\nBörse 3\r\nNetztransparenz.de\r\nintern\r\nNetztransparenz.de\r\nextern\r\nÜNB x Prognosedienst\u0002leister /eigene HR\r\nPreise 15min\r\nOnlinehoch\u0002rechnung \r\n1h\r\nOnlinehoch\u0002rechnung \r\n15min\r\nZeitreihen \r\n1h\r\nMarktwerte \r\nmonatlich\r\nUmrechnung der Preise\r\n15min -> 1h\r\nUmrechnung der\r\nOnlinehochrechnungen\r\n15min -> 1h\r\nBörse 4 ? (ETPA)\r\nVariante 3 – Zielsystem 1h – Datenlieferung durch \r\nStrombörsen\r\n17.07.2024 Marktwertberechnung nach Einführung SDAC \r\n15min 6\r\nBörse 1\r\nBörse 2\r\nBörse 3\r\nNetztransparenz.de\r\nintern\r\nNetztransparenz.de\r\nextern\r\nÜNB x Prognosedienst\u0002leister /eigene HR\r\nPreise 1h\r\nOnlinehoch\u0002rechnung \r\n1h\r\nOnlinehoch\u0002rechnung \r\n15min\r\nZeitreihen \r\n1h\r\nMarktwerte \r\nmonatlich\r\nUmrechnung der\r\nOnlinehochrechnungen\r\n15min -> 1h\r\nBörse 4 ? (ETPA)\r\nVariante 1 – 15min Variante 2 – 1h ÜNB Variante 3 – 1h St.börse\r\nVorteile - Orientiert sich an zukünftiger Preis- und \r\nMengengranularität\r\n- weitestgehende Beibehaltung der heutigen \r\nProzesse\r\n- Gleiche Behandlung von Alt- und \r\nNeuanlagen\r\n- geringster Anpassungsaufwand seitens der \r\nÜNB\r\n- geringster Anpassungsaufwand im EEG\r\n- Gleiche Behandlung von Alt- und Neuanlagen\r\nNachteile - größter Aufwand; entsprechender \r\nzeitlicher Vorlauf (x Monate) notwendig\r\n- Umrechnung auf Stundenpreise für \r\nAltregelungen (z.B. § 51 EEG) \r\nnotwendig (entsprechende gesetzliche \r\nKlarstellung zum Umgang mit \r\nAltanlagen notwendig)\r\n- Eindeutige Definition wie eine \r\nUmrechnung durchzuführen ist, um \r\nrechtliche Konflikte im Nachgang zu \r\nvermeiden\r\n- Unterschiedliche Behandlung \r\n(Marktwerte) für Alt- und Neuanlagen \r\nsehr wahrscheinlich\r\n- Ist die „Abschaltung“ des stündlichen \r\nAltsystems überhaupt möglich?\r\n- Eindeutige Definition wie eine Umrechnung \r\ndurchzuführen ist, um rechtliche Konflikte \r\nim Nachgang zu vermeiden\r\n- Sicherstellung, dass neu berechneter \r\nStundenpreise auch für Altanlagen genutzt \r\nwerden kann, notwendig\r\n- Unklarheit bzgl. der Datenlieferung seitens \r\nder Strombörsen\r\n- Können die Strombörsen (weiterhin) \r\nstündliche Preise liefern?\r\n- Ist sichergestellt, dass diese im Fall \r\neiner Marktkopplung identisch sind?\r\n- Notwendigkeit einer gesetzlich klaren \r\nRegelung der Strompreislieferung\r\nBewertung (vorläufig)\r\n17.07.2024 Marktwertberechnung nach Einführung SDAC \r\n15min 7\r\n• Bewertung der Varianten und ihrer unterschiedlichen Auswirkungen\r\n• Zeiträume negativer Preise nach § 51 EEG\r\n– Auswirkungen auf den Bestand und die 6h-, 4h- und 1h-Regelung\r\n– Neuregelungen ab 01.01.2025 auf Stunden-/Viertelstundenregelung prüfen (z.B. Viertelstundenbasis erst ab 01.01.2026)\r\n• Umstellungsaufwände (Berechnung, Veröffentlichung etc.)\r\n• Zeitpunkt der Umstellung der Marktprozesse (derzeit untermonatlich) -> zum Monatswechsel 1. April wünschenswert, \r\num keinen „gemischten“ Monat zu haben (Hinweis: „gemischter“ Jahresmarktwert wahrscheinlich nicht zu verhindern)\r\n• BMWK sollte mit allen im deutschen Marktgebiet aktiven Strombörsen klären welche Daten geliefert werden können und \r\nentsprechende gesetzliche Vorgaben (insbesondere eindeutige Berechnungsvorschrift für z.B. Stundenpreise, die auch \r\nfür Altanlagen erforderlich sein können) machen\r\nNächste Schritte/Auswirkungen auf \r\nFolgeprozesse/Herausforderungen\r\n17.07.2024 Marktwertberechnung nach Einführung SDAC \r\n15min 8\r\n• Bewertung der Varianten ist sehr stark von der Ausgestaltung (-smöglichkeit) der gesetzlichen Rahmenbedingungen \r\nabhängig, insbesondere im Verhältnis der Neuanlagen zu den Bestandsanlagen und § 51 EEG.\r\n• Bewertung der Auswirkungen durch Änderungen des § 51 EEG auf das Stromsystem konnte noch nicht durchgeführt \r\nwerden.\r\n• Variante 1 nur vorteilhaft bei umfassender und alleiniger Umstellung/Nutzung auf/von Viertelstundenwerten (auch bei \r\nAltanlagen).\r\n• Variante 3 vorzugswürdig, sofern für Altanlagen und/oder § 51 EEG weiterhin ein Stundenpreis benötigt wird. Dann ist \r\nsicherzustellen, dass eine eindeutige Preisberechnungsvorschrift für die Strombörsen vorliegt.\r\n• Variante 2 nur möglich, sofern eine eindeutige Berechnungsvorschrift vorliegt. Allerdings unsaubere Lösung, da keine \r\nVeröffentlichung der Ursprungsdaten erfolgt, sondern alles bei den ÜNB berechnet werden muss, damit zusätzliches \r\nund unnötiges (Haftungs-) Risiko bei den ÜNB.\r\nFazit\r\n17.07.2024 Marktwertberechnung nach Einführung SDAC \r\n15min 9"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-08-01"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009519","regulatoryProjectTitle":"Ausreichende Haushaltsfinanzierung des EEG-Kontos","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/44/f9/357704/Stellungnahme-Gutachten-SG2409260039.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":"1\r\nBetreff: AW: Kommunikation zur Mitteilungspflicht nach § 52 EnFG bei BesAR\u0002Letztverbraucher ? „Netznutzer\"\r\nSehr geehrte , \r\nwir bedanken uns für Ihre Nachfrage bzgl. der Vermeidung von Unklarheiten zum Netznutzungsbegriff im EnFG im\r\nKontext der Umlagenerhebung gegenüber BesAR-Unternehmen. Gerne möchten wir Ihnen dazu folgende Antworten\r\ngeben: \r\n Antwort auf Ihren ersten Kommentar („Ist die Umlagenprivilegierung…“): \r\no Da Landstromanlagen nicht in mehreren Verteilernetzgebieten angeschlossen sind, haben\r\ndiese kein Wahlrecht. Daher soll sich Abs. 3 nur auf Schienenbahnen und Elektrobusse\r\nbeziehen. \r\no Abs. 2 soll sich nur auf die Unterabschnitte 2 und 3 beziehen. Hier wäre eine Anpassung in\r\nden Nr. 1 und 2 sinnvoll. §§ 37, 38 und 39 werden grundsätzlich durch die VNB abgerechnet.\r\nAusnahme hierzu bildet Abs. 3. \r\no Diese Privilegierungen werden ausschließlich von den Verteilernetzbetreibern abgerechnet.\r\nHier gibt es und sollte es weiterhin kein Wahlrecht geben! \r\n Antwort auf Ihren zweiten Kommentar („Reicht der Verweis…“): \r\no Ja, der Verweis reicht. \r\n Antwort auf Ihren vierten Kommentar („Durch die Bezugnahme…“): \r\no Ja, alle Netznutzer die nach § 12 Abs. 2 und 3 durch die ÜNB abgerechnet werden, müssen\r\nauch eine Jahresmeldung inkl. Testat bei den ÜNB zum 31.05. einreichen. \r\n Antwort auf Ihren fünften Kommentar („Bitte an die ÜNB…“): \r\no Da der Aufwand für die Bereitstellung der Messdaten/Abrechnungsdaten durch die direkte\r\nAbrechnung mit dem ÜNB sich grundsätzlich nicht erhöht, entsteht kein zusätzlicher\r\nBürokratieaufwand. \r\nBei Fragen stehen wir jederzeit gerne zur Verfügung. \r\nMit freundlichen Grüßen, \r\n50Hertz Transmission GmbH \r\nHeidestraße 2 • 10557 Berlin \r\n50hertz.com"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-09-02"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009519","regulatoryProjectTitle":"Ausreichende Haushaltsfinanzierung des EEG-Kontos","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/f9/a4/500214/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310015.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":"§ 6 EnFG-Anspruch\r\nUmgang mit ausgeförderten Anlagen und Güllekleinanlagen\r\nBayreuth, Berlin, Dortmund, Stuttgart 30.01.2025 1\r\n§ 6 EnFG regelt den vollständigen ex post-Ausgleich des Differenzbetrags zwischen den Einnahmen und Ausgaben bei der \r\nEEG-Finanzierung eines Jahres zwischen dem Bund und den ÜNB.\r\n• Betreffend ausgeförderte Anlagen (aA): § 6 Abs. 1 EnFG stellt grundsätzlich auf die “tatsächlichen Einnahmen nach \r\nden Nummern 2 und 4 der Anlage 1 und ihren tatsächlichen Ausgaben nach den Nummern 3 und 5 der Anlage 1 für ein \r\nKalenderjahr” ab (nach dem reinen Wortlaut des Gesetzes also inklusive aA).*\r\n• Betreffend Güllekleinanlagen: § 6 Abs. 1 Satz 3 EnFG regelt, dass “die Kosten für die Anschlussförderung von \r\nGüllekleinanlagen […] ausgenommen” sind, da diese nach § 8 EnFG separat mit dem Bund ausgeglichen werden \r\n(Erstattung vom BMEL).\r\n* s. Anlage 1 EnFG: Die Nicht-Berücksichtigung der aA-Einnahmen und -Ausgaben gemäß Nr. 9.2 umfasst die Bestimmung \r\ndes EEG-Finanzierungsbedarfs, nicht jedoch den Anspruch gemäß § 6 EnFG.\r\nHintergrund\r\nBayreuth, Berlin, Dortmund, Stuttgart 30.01.2025 2\r\nZu den ausgeförderten Anlagen:\r\n• Die Berücksichtigung der aA-Differenzkosten im § 6 EnFG-Anspruch ist zwar nach dem Gesetzeswortlaut rechtlich \r\ngefordert, inhaltlich jedoch nicht sachgerecht: Diese Differenzkosten gehen in den Abzugsbetrag des Folgejahres ein \r\nund werden über diesen vollständig ausgeglichen.\r\n• Eine Berücksichtigung der aA-Differenzkosten beim § 6 EnFG-Anspruch würde\r\n• (bei Zuordnung der Zahlung zu den aA) zu einer “parallelen” Erstattung der Kosten und zu einer vermutlich \r\nbeihilferechtlich unerlaubten Finanzierung der aA aus Bundesmitteln\r\noder\r\n• (bei Zuordnung der Zahlung zu den nicht-aA) zu einer unsachgemäßen Verquickung der Förderbereiche naA/aA\r\nführen.\r\nProblem\r\nBayreuth, Berlin, Dortmund, Stuttgart 30.01.2025 3"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-01-29"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009519","regulatoryProjectTitle":"Ausreichende Haushaltsfinanzierung des EEG-Kontos","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b1/a0/500216/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310026.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Öffentlich\r\nBayreuth, Berlin, Dortmund, Stuttgart 25.02.2025 | Seite 1 von 5\r\n§ 6 ENFG: UMGANG MIT AUSGEFÖRDERTEN ANLAGEN UND \r\nGÜLLEKLEINANLAGEN\r\n1. Ausgeförderte Anlagen\r\nDem Gesetzeswortlaut nach umfasst der Ausgleichsanspruch nach § 6 EnFG auch die Differenzkosten, die \r\nauf ausgeförderte Anlagen (aA) entfallen:\r\n- § 6 Abs. 1 Satz 1 EnFG regelt den Anspruch der ÜNB (bzw. der BRD) auf „Ausgleich des \r\nDifferenzbetrages zwischen ihren tatsächlichen Einnahmen nach den Nummern 2 und 4 der \r\nAnlage 1 und ihren tatsächlichen Ausgaben nach Nummern 3 und 5 der Anlage 1 für ein \r\nKalenderjahr“.\r\n- Anlage 1 Nr. 9.2 EnFG schließt die aA-Einnahmen und -Ausgaben zwar bei der Ermittlung des \r\nEEG-Finanzierungsbedarfs aus, nicht jedoch bei der Bestimmung des Anspruchs nach § 6 EnFG.\r\nSystematisch soll jedoch bereits der „Abzugsbetrag für ausgeförderte Anlagen“ die aA-Differenzkosten\r\nvollständig ausgleichen:\r\n- Anlage 1 Nr. 9.3 EnFG regelt, dass die ÜNB im Zuge der Ermittlung des EEG\u0002Finanzierungsbedarfs auch „den Wert des Abzugs für Strom aus ausgeförderten Anlagen nach \r\n§ 53 Abs. 4 EEG“ ermitteln. „Dabei ist der Wert des Abzugs so zu bestimmen, dass sich die nach \r\nNummer 9.2 bei der Ermittlung des EEG-Finanzierungsbedarfs nicht berücksichtigten Einnahmen \r\nund Ausgaben ausgleichen.“ Weiters ist der aA-Abzugsbetrag „in entsprechender Anwendung der \r\nBestimmungen nach dieser Anlage“ zu ermitteln und somit (in der aktuellen Rechtslage)\r\nentsprechend Anlage 1 Nr. 1.1.2 unter Einbezug der tatsächlichen Einnahmen und Ausgaben des \r\nlaufenden Jahres t.\r\n- Die zwischen ÜNB und BMWK besprochene Änderung von Anlage 1 Nr. 9.3 EnFG dient der \r\n(sachlich richtigen) Klarstellung, dass – auch bei der gemäß Neuregelung von Anlage 1 Nr. 1.1 \r\nEnFG vorgesehenen Herauslösung der tatsächlichen Einnahmen/Ausgaben des laufenden Jahres \r\nt von der Ermittlung des EEG-Finanzierungsbedarfs des Jahres t+1 – die tatsächlichen Einnahmen \r\nund Ausgaben von aA des laufenden Jahres t bei der Ermittlung des aA-Abzugsbetrags für das \r\nJahr t+1 zu berücksichtigen sind.\r\n- Der Anspruch auf Einspeisevergütung von aA ist gemäß § 53 Abs. 4 EEG um den aA\u0002Abzugsbetrag verringert.\r\nBayreuth, Bayreuth, Berlin, Dortmund, Stuttgart 25.02.2025 | Seite 2 von 5\r\nDie gemäß Gesetzeswortlaut somit angelegte doppelte Berücksichtigung der tatsächlichen Einnahmen und \r\nAusgaben führt zwar zu keiner doppelten Erstattung der aA-Differenzkosten, wohl aber zu einer \r\nunsachgemäßen Verschiebung der erstatteten aA-Differenzkosten (t) und zu einhergehenden \r\nVerzerrungen in der separaten aA-Buchführung in den Folgejahren:\r\n- Die aA-Differenzkosten (t) gehen über den Ist-Stand der separaten aA-Buchführung (Anlage 1 Nr. \r\n9.1 EnFG) in die Ermittlung des aA-Abzugsbetrags (t+1) ein und werden über diesen im Jahr t+1 \r\nerstattet (Verringerung der Einspeisevergütung, s. o.).\r\n- Der Ist-Stand der separaten Buchführung der aA zum 31.12.t geht (gemäß Gesetzeswortlaut, s. o.)\r\naußerdem in den Anspruch gemäß § 6 EnFG für das Jahr t ein. Dieser wird per testierter \r\nKontoabrechnung bis 31.03.t+1 bestimmt und (im Regelfall) im Mai des Jahres t+1 fällig.\r\n- Im Jahr t+1 erfolgt somit zunächst eine doppelte Erstattung der aA-Differenzkosten des Jahres t.\r\nDiese führt zu einer entsprechenden Erhöhung des aA-Buchungsstands im Jahr t+1.\r\n- Der um die aA-Differenzkosten (t) erhöhte aA-Buchungsstand (t+1) geht wiederum – in diesem Fall \r\nsenkend – sowohl in den aA-Abzugsbetrag (t+2), als auch in den § 6 EnFG-Anspruch für das Jahr \r\nt+1 (fällig im Jahr t+2) ein.\r\nSowohl der Ausgleichsanspruch nach § 6 EnFG, als auch die Systematik des aA-Abzugsbetrags zielen \r\neigentlich auf eine abschließende Erstattung der tatsächlichen Differenzkosten des laufenden Jahres t im \r\nJahr t+1 ab. Die oben beschriebene, fortfolgende Wechselwirkung der aA-Differenzkosten eines Jahres auf \r\ndie aA-Abzugsbeträge und die § 6 EnFG-Ansprüche in den Folgejahren konterkariert diese Intention.\r\nHinweise:\r\n- Angenommen wurde, dass die Erstattung der aA-Differenzkosten über den § 6 EnFG-Anspruch \r\n(Bundeszuschüsse) entsprechend der separaten aA-Buchführung den aA und nicht dem \r\n„geförderten“ Bereich des EEG-Kontos zugeordnet wird. Andernfalls würde eine in den aA \r\nbegründete § 6 EnFG-Zahlung den EEG-Kontostand im „geförderten“ Bereich erhöhen, was \r\nunsachgerecht wäre, da die betreffenden (aA-)Differenzkosten dort nicht entstanden sind.\r\n- Jedoch ist auch die obenstehend zur Verdeutlichung der Problematik angenommene Zuordnung \r\ndes (gleichwohl auf die aA-Differenzkosten zurückzuführenden Teil des) § 6 EnFG-Anspruches zu \r\nden aA problematisch, da dadurch Bundesmittel zur Finanzierung der Anschlussförderung aA \r\neingesetzt würden. Dem Verständnis der ÜNB nach wurde die separate Buchführung für aA \r\neingeführt, um sicherzustellen, dass genau dies nicht geschieht.\r\nBayreuth, Bayreuth, Berlin, Dortmund, Stuttgart 25.02.2025 | Seite 3 von 5\r\n2. Anschlussförderung von Güllekleinanlagen\r\nDie Kosten für die Anschlussförderung von Güllekleinanlagen (GKA) (im Folgenden: „Kosten“) sind gemäß \r\n§ 6 Abs. 1 Satz 3 EnFG von dem Anspruch auf Ausgleich der Differenzkosten ausgenommen; sie werden \r\ngemäß § 8 EnFG i. V. m. § 4 Nr. 2 und nach § 9 Abs. 1 Nr. 2 EnFG vom BMEL als Vertreterin der BRD \r\nseparat erstattet.\r\nSystematisch erfolgen die Auszahlung der Anschlussförderung von GKA und die Erstattung der Kosten für \r\nein Jahr t wie folgt:\r\n- Die VNB können unterjährig im Jahr t monatliche Abschlagszahlungen auf die Kosten (t) verlangen \r\nund erhalten die Abschläge jeweils im auf den jeweiligen Leistungsmonat folgenden Monat.\r\n- Im Zuge der Jahresendabrechnung des Jahres t erfolgt der Spitzabgleich für die Förderzahlungen \r\nund wird im September t+1 zahlungswirksam.\r\n- Die ÜNB übermitteln nach Abschluss der Jahresendabrechnung des Jahres t im Jahr t+1 die \r\nKosten (t) an das BMEL.\r\n- Das BMEL erstattet die Kosten (t) mit Fälligkeit 31.12.t+1.\r\nEine Einrechnung der Anschlussförderung beim § 6 EnFG-Anspruch, das heißt eine nicht-Ausnahme der \r\nAusgaben und Einnahmen der Anschlussförderung von GKA würde sich wie folgt auswirken:\r\n- In den § 6 EnFG-Anspruch (BMWK) für das Jahr t, der im Jahr t+1 bestimmt und fällig wird, geht \r\nauch der im Jahr t auftretende, auf die Anschlussförderung von GKA zurückzuführende Saldo ein.\r\n- Dieser Saldo ergibt sich aus der Differenz zwischen den im Jahr t gezahlten monatlichen \r\nAbschlagszahlungen, den im Jahr t fällig gewordenen Kosten aus der Jahresendabrechnung für\r\ndas Jahr t-1 sowie dem BMEL-Erstattungsbetrag für das Jahr t.\r\n- Die unsachgerechte Einrechnung der Einnahmen und Ausgaben beim § 6 EnFG-Anspruch führt \r\nsomit zu einer Erhöhung oder Reduktion des Anspruchs und damit des EEG-Kontostands im Jahr \r\nt+1: Der § 6 EnFG-Anspruch erhöht sich, wenn der o. g. Saldo negativ ist; er reduziert sich, wenn \r\nder Saldo positiv ist.\r\n- Diese Veränderung (Erhöhung oder Reduktion) des EEG-Kontostands zum 31.12.t+1 beeinflusst \r\nihrerseits wiederum den § 6 EnFG-Anspruch für das Jahr t+1 im Jahr t+2 entsprechend (Reduktion \r\noder Erhöhung), was zu einer zeitlich verzögerten „Neutralisierung“ des Effekts führt.\r\n- Bei einer ausbleibenden Korrektur des Fehlers oder einer ausbleibenden Umstellung der § 6 \r\nEnFG-Berechnungssystematik (Umstellung auf Ausgleich des Ist-Kontostands zum 31.12. eines \r\nJahres) verbleibt ein nicht endender Schwingungseffekt. Bei Wiederholung der Einrechnung der \r\nBayreuth, Bayreuth, Berlin, Dortmund, Stuttgart 25.02.2025 | Seite 4 von 5\r\nEinnahmen und Ausgaben für die GKA-Anschlussförderung in Folgejahren überlagern sich die \r\njeweiligen Effekte entsprechend.\r\nDarstellung des Effekts anhand des Beispieljahres t=2023:\r\nHinweise zur Darstellung:\r\n- Angenommen wurde, dass sich die Einnahmen und Ausgaben der sonstigen EEG-Förderung \r\neines Jahres vollständig ausgleichen (§ 6 EnFG-Anspruch auf diese Förderzahlungen = 0).\r\n- Die Ausgaben für die GKA-Anschlussförderung im Jahr 2023 (monatliche Abschlagszahlungen für \r\ndas Jahr 2023, Jahresendabrechnung 2022) übersteigen in diesem Beispiel die Einnahmen \r\n(BMEL-Erstattungsbetrag für das Jahr 2022), woraus ein negativer Saldo (bezeichnet mit „Delta“) \r\nentsteht.\r\n- Der negative Saldo erhöht (fälschlicherweise) den § 6 EnFG-Anspruch für das Jahr 2023.\r\n- Der § 6 EnFG-Anspruch für das Jahr 2023 wird im Jahr 2024 fällig.\r\n- Der daraus resultierende positive Saldo des EEG-Kontostands im Jahresverlauf 2024 reduziert\r\nden § 6 EnFG-Anspruch für das Jahr 2024, der im Jahr 2025 fällig wird.\r\n- Bei keinem Eingriff in die Systematik setzt sich der Schwingungseffekt fort.\r\n- Der Schwingungseffekt endet und „neutralisiert“ den Fehler aus dem Jahr 2023, wenn\r\no der § 6 EnFG-Anspruch für das Jahr 2025 im Jahr 2026 um die Höhe des Fehlers aus dem \r\nJahr 2023 (Delta) bereinigt wird oder\r\nBayreuth, Bayreuth, Berlin, Dortmund, Stuttgart 25.02.2025 | Seite 5 von 5\r\no die Systematik des § 6 EnFG-Anspruchs umgestellt wird auf einen Ausgleich des EEG\u0002Kontostands 31.12.2025 anstelle des Saldos des EEG-Kontos 2025 im Jahr 2026.\r\n- Ein Auftreten des Effekts vor 2023 ist nicht möglich, da sich der (erstmalige) § 6 EnFG-Anspruch \r\nfür das Jahr 2022 gem. § 66 Abs. 4 EEG auf die Höhe des EEG-Kontostands 31.12.2022 belief \r\n(hierbei inklusive der Einnahmen und Ausgaben für GKA, jedoch gedeckelt auf 10,8 Mrd. €).\r\nSystematisch verbleibt so im Verlauf mehrerer Jahre kein auf diesen Effekt zurückzuführender Mehrbetrag \r\nauf dem EEG-Konto; Bundesmittel fließen in Summe nur in Höhe der tatsächlichen Kosten an die ÜNB. Für \r\ndas BMEL ist der Ausgleichsmechanismus stets auf die Sicht von zwei Jahren vollständig ausgeglichen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-02-25"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009519","regulatoryProjectTitle":"Ausreichende Haushaltsfinanzierung des EEG-Kontos","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/f0/a8/500218/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310028.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":"Bestimmung § 6 EnFG-Anspruch\r\nUmgang mit ausgeförderten Anlagen\r\n20.03.2025 1\r\nKontostand naA\r\nBuchungsstand aA\r\nSumme\r\nSystematik § 6 EnFG-Anspruch  Verrechnung Kontostand \r\nbei aA-Abzugsbetrag\r\nBayreuth, Berlin, Dortmund, Stuttgart 20.03.2025 2\r\n31.12.2023 30.09.2024 31.12.2024\r\n887.854.029,95 €\r\n-1.285.920,01 €\r\n886.568.109,94 €\r\n711.491.879,06 €\r\n4.532.020,84 €\r\n716.023.899,90 €\r\n4.350.656,94 €\r\n176.362.150,89 €\r\n-5.817.940,85 €\r\n170.544.210,04 €\r\nBuchungsstand aA vom 30.09.2024 wurde kostensenkend bei \r\nder Bestimmung des aA-Abzugsbetrags 2025 berücksichtigt\r\n§ 6 EnFG-Anspruch ohne \r\nBerücksichtigung der aA\r\n§ 6 EnFG-Anspruch mit \r\nBerücksichtigung der aA\r\nwürde ignorieren, dass \r\ndas aA-Guthaben bereits \r\nüber den niedrigeren aA\u0002Abzugsbetrag 2025 \r\n„zurückgegeben“ wird."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-02-25"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009520","regulatoryProjectTitle":"Hebung von Potenzialen zur Kosteneinsparung bei Netzausbau, -betrieb und damit verbundenen Themen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/e3/17/324601/Stellungnahme-Gutachten-SG2406280020.pdf","pdfPageCount":10,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, 29.05.2024 | Seite 1 von 10\r\nAKTIONSPLAN BEZAHLBARKEIT\r\nOPTIONEN ZUR KOSTENSENKUNG\r\nBEIM NETZAUSBAU UND -BETRIEB\r\nI. KLIMANEUTRALITÄTSNETZ\r\nUmgang mit Unsicherheiten im NEP-Prozess \r\nDie Netzausbauplanung der Übertragungsnetzbetreiber findet in einem unsicheren, sich dauernd \r\nverändernden Umfeld statt. Mit dem NEP 2037/2045 (2023) wurde erstmals aufgezeigt, welche \r\nInfrastruktur auf der Höchstspannungsebene im Drehstrom- und Gleichstrombereich erforderlich \r\nist, um das politische Ziel der Klimaneutralität bis 2045 zu ermöglichen.\r\nDie im NEP ermittelten Kosten in einem Umfang von rund 330 Mrd. € für das Klimaneutralitätsnetz \r\nan Land sowie zum Anschluss der Offshore-Windenergie in Nord- und Ostsee werden insbeson\u0002dere angesichts der zum 1.1.2024 auf 6,41 ct/kWh verdoppelten ÜNB-Netzentgelte als sehr hoch \r\nangesehen, so dass Kosteneinsparungen sowie die Robustheit der Netzausbauprojekte in den \r\nFokus rücken.\r\nEs gibt einige Unsicherheitsfaktoren, die dazu führen können, dass das mit dem NEP 2023 er\u0002mittelte Klimaneutralitätsnetz für 2045, dessen landeseitige Projekte weit überwiegend bereits bis \r\n2037 erforderlich sind, sich noch verändern kann. Dazu gehören u.a.\r\n• Veränderungen beim Stromverbrauch – insbesondere in der Industrie (wirtschaftliche \r\nEntwicklung, Form der Dekarbonisierung über Strom oder Moleküle);\r\n• Annahmen bzgl. Erzeugung aus erneuerbaren Energien (Verhältnis Wind vs PV, Regi\u0002onalisierung, Vollbenutzungsstunden, Technologie);\r\n• Geschwindigkeit und Umfang des Ausbaus von Flexibilitäten – sowohl Kleinstflexibilitä\u0002ten als z.B. auch Großbatteriespeicher – sowie deren Verortung und Einsatz im Strom\u0002markt (Netzorientierung, Marktorientierung, Eigenverbrauchsoptimierung);\r\n• Geschwindigkeit und Umfang des Ausbaus der Sektorkopplung (Hochlauf und Veror\u0002tung sowie Einsatz der Elektrolyseure, Hochlauf und Umfang des Wasserstoffnetzes);\r\n• Gestaltung des Marktes und der Marktregeln (das Zieldesign in Deutschland, Europa so\u0002wie Offshore befindet sich noch in Diskussion);\r\n• Europäische Vernetzung – unklare Strategie in Bezug auf internationale Vernetzung, \r\ninsbesondere Gleichstromverbindungen Offshore wie Onshore.\r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, | Seite 2 von 10\r\nDer Netzentwicklungsplan Strom wird alle zwei Jahre erstellt und ermöglicht dadurch eine regel\u0002mäßige Anpassung der Netzplanung an die Unsicherheiten, die sich aus den verändernden \r\npolitischen, wirtschaftlichen und gesellschaftlichen Rahmenbedingungen ergeben.\r\nEin Kritikpunkt am NEP 2023 war, dass die Szenarien trotz unterschiedlicher Rahmenbedingungen \r\nim Ergebnis so dicht beieinander lagen, dass in allen Szenarien mit kleinen Nuancen beim Redis\u0002patch der gleiche Netzausbaubedarf identifiziert wurde. Eine Robustheitsprüfung von Netzaus\u0002bauprojekten innerhalb des NEP war dadurch nur eingeschränkt gegeben.\r\nDem wollen die ÜNB im kommenden NEP 2025 dadurch begegnen, dass im Szenariorahmen\u0002Entwurf ein deutlich breiterer Szenariotrichter aufgespannt wird – mit einem klimaneutralen Sze\u0002nario A unterhalb der energiepolitischen Zielsetzungen bzgl. Lastentwicklung und EE-Ausbau, ei\u0002nem Szenario B entlang der Vorgaben des EEG am unteren Ende der Systementwicklungsstrate\u0002gie (SES) sowie einem Szenario C mit ambitionierten Rahmenparametern bei Stromverbrauch, \r\ninternationaler Vernetzung und installierter EE-Kapazität am oberen Ende der SES.\r\nIn der Vergangenheit war wegen des langen Vorlaufs zwischen dem Start eines Netzausbaupro\u0002jektes bis zu dessen Realisierung durch das Durchlaufen mehrerer Netzentwicklungspläne mit ver\u0002änderten Rahmenparametern eine Robustheitsprüfung sichergestellt. Vor diesem Hintergrund \r\nhatten sich ÜNB und BNetzA darauf verständigt, dass bei Projekten ab dem Start des Planfeststel\u0002lungsverfahrens keine erneute Bedarfsprüfung im NEP vorgenommen wird.\r\nDurch die mittlerweile erfolgte Planungsbeschleunigung über die parallel zum NEP erfolgende Prä\u0002ferenzraumermittlung ergibt sich für die im NEP 2023 bestätigten neuen Gleichstromprojekte \r\nDC4x sowie einige Offshore-Netzanbindungen, dass diese sich ganz oder teilweise bis zur Ver\u0002öffentlichung des folgenden Netzentwicklungsplan 2025 bereits in der Planfeststellung befinden \r\nwerden. Eine Robustheitsprüfung wie z.B. bei A-Nord, SuedLink oder SuedOstLink fände somit \r\nzumindest für diese Gleichstromprojekte nicht (mehr) statt.\r\nAngesichts dessen stellt sich die Frage, ob insbesondere mit den kostenintensiven Gleichstrom\u0002Großprojekten on- wie offshore bereits gestartet werden soll – oder ob auf eine erneute Ro\u0002bustheitsprüfung der erstmals identifizierten Projekte im NEP 2025 gewartet wird.\r\nIn diesem Zusammenhang ist darauf hinzuweisen, dass die Übertragungsnetzinfrastruktur die \r\nGrundlage dafür bildet, dass gewisse Entwicklungen ermöglicht werden. Dies gilt für eine be\u0002stimmte wirtschaftliche Entwicklung der Industrie ebenso wie für die Energiewende allgemein. Es \r\ngeht demnach bei der Netzplanung auf Übertragungsnetzebene weniger darum, ob ein gewisser \r\nEntwicklungspfad als (sehr) wahrscheinlich eingestuft wird, sondern darum, dass mit der Planung \r\nund Realisierung der Infrastruktur die Grundlage dafür geschaffen wird, das wahrscheinliche oder \r\n(politisch) gewünschte Entwicklungspfade ermöglicht werden.\r\nIn diesem Sinne erscheint es sinnvoll und geboten, dass die von der BNetzA am 1.3.2024 bestä\u0002tigten Wechselstrommaßnahmen des NEP 2023 in den Bundesbedarfsplan überführt werden und \r\nmit den Planungs- und Genehmigungsverfahren begonnen wird – auch dann, wenn es am Bedarf \r\nbzw. an der Robustheit einzelner Projekte noch Zweifel geben könnte. \r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, | Seite 3 von 10\r\nAufgrund der großen finanziellen sowie überregionalen Bedeutung der Gleichstromprojekte sehen \r\nwir hier den Bedarf für eine Robustheitsprüfung. Bis zum Abschluss dieser Prüfung sollten die \r\nProjekte DC 40 und 42 wie ursprünglich vorgesehen mit jeweils 2GW sowie mit zusätzlichen Leer\u0002rohren beschlossen werden. Das Warten auf die Bestätigung der Robustheit im NEP 2025 ohne \r\nden sofortigen Start der Planungs- und Genehmigungsverfahren hätte einen Zeitverzug von bis zu \r\n2 1/2 Jahren zur Folge, der später bei der Projektrealisierung zu erheblichen zusätzlichen Kosten \r\nfür Engpassmanagement führen kann. Die Entwicklung, dass das Netz immer mit Zeitverzug dem \r\nEE-Ausbau folgt, können wir seit einigen Jahren beobachten – mit erheblichen Kosten für Netzen\u0002gpassmanagement, die zu den derzeit hohen Übertragungsnetzentgelten führen!\r\nUm der Diskussion über Robustheit und Kosteneffizienz Rechnung zu tragen, schlagen die ÜNB \r\nfolgende Maßnahmen vor:\r\n• Umstellung der Gleichstrom-Projekte DC4x (DC40/DC40plus, DC41, DC42/DC42plus) \r\naus dem NEP 2023 von Erdkabel auf Freileitung. Der Vorschlag liegt dem BMWK vor \r\nund führt zu einer Kosteneinsparung von mindestens 20 Mrd. € (langfristig 1 ct/kWh in \r\nden Netzentgelten). Hier sind allerdings schnelle Entscheidungen erforderlich, um Verzö\u0002gerungen bei den Projekten durch Umplanung zu verhindern. (Position von TenneT, \r\nTransnetBW, 50Hertz) \r\nDie Implikationen einer Umstellung von Kabel auf Freileitung sind vielfältig. Die projektspe\u0002zifischen Auswirkungen hinsichtlich Sicherheit gegenüber physischen Angriffen, Effekten \r\nder Grundstücks- und Immobilienpreise, häufigere Extremwetterereignisse, Planungsver\u0002zögerungen (insb. Vogelschutz) sowie technischer Restriktionen sind nicht abschließend \r\nbeurteilt. Um den in über einer Dekade gefundenen gesellschaftlichen Konsens nicht zu \r\ngefährden, empfehlen wir daher zunächst ein Festhalten am Erdkabelvorrang für DC-Pro\u0002jekte und weitere Analysen, um den politischen Diskurs faktenbasiert führen zu können. \r\n(Position von Amprion)\r\n• Robustheitsprüfung der Gleichstrom-Projekte DC4x sowie einiger Offshore-Netzan\u0002bindungssysteme im NEP 2025, statt wie bisher lediglich bis zum Beginn der Planfeststel\u0002lung. Dies ermöglicht einerseits, dass erste Planungen und Untersuchungen für die Pro\u0002jekte bereits durchgeführt werden können, um keine Zeit zu verlieren. Anderseits ist mit \r\nder Einschränkung der erneuten Prüfung sichergestellt, dass bis zur Bestätigung des NEP \r\n2025 hohe Investitionssummen (Bestellung von Assets) noch nicht erfolgen und keine \r\nnicht-umkehrbare Entscheidungen getroffen werden.\r\n• Robustheitsprüfung der Offshore-Netzanbindungssysteme und der Offshore-Netz\u0002konfiguration nach 2035 angesichts der Tatsache, dass diese mittlerweile 50% der Ge\u0002samtkosten des NEP ausmachen und sich zukünftig durch Verschattungseffekte in der \r\nNordsee eine ausgesprochen geringe Auslastung von z.T. nur noch 30% oder weniger \r\nabzeichnet. In diesem Zusammenhang ist auch die Flächenkonkurrenz in der Nordsee \r\ndurch die geplante Offshore-Wasserstofferzeugung zu berücksichtigen.\r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, | Seite 4 von 10\r\nII. SYSTEMPLANUNG UND -DIENSTLEISTUNGEN\r\nIntegrierte Planung\r\nDie energiewirtschaftliche Ratio und der europarechtliche Rahmen basieren auf der Annahme, \r\ndass die Infrastruktur der Erzeugung und dem Verbrauch folgen muss. Diese Überzeugung stammt \r\naus einer Zeit, als Investitionen und annuitätische Kosten der Netze weniger als ein Zehntel derer \r\nvon Kraftwerken betrugen. Durch die stark rückläufigen Kosten Erneuerbarer Energien (und \r\nebenso Batteriespeichern) in Verbindung mit dem durch die Offshore-Anbindung notwendigen \r\nTechnologiewechsel von Wechsel- auf Gleichstromübertragung sind die notwendigen Investitionen \r\n(rd. 330 Mrd Euro gem. NEP23) in etwa der gleichen Größenordnung wie die Kosten für den EE\u0002Ausbau und den Aufbau steuerbarer Reserven.\r\nDiese Verschiebung bietet den Schlüssel für einen der größten Hebel an Kosteneinsparungen. \r\nWenngleich eine Umsetzung weitreichende Anpassungen am europäischen und nationalen \r\nRechtsrahmen notwendig macht, sind die zu hebenden Potentiale gewaltig. Eine Optimierung von \r\nLast- und EE-Verortung im Rahmen des Projekts \"Robuste Pfade\" offenbart klimaneutrale Ein\u0002sparszenarien am NEP in der Größenordnung von über 10% der Netzinvestitionen. Andere Studien \r\nkommen bei höheren Freiheitsgeraden hinsichtlich der Anteile der verschiedenen EE-Technolo\u0002gien auf teils noch höhere Beträge.\r\nDie naheliegendste Herausforderung besteht in der Konkretisierung eines Systementwicklungs\u0002plans, dessen Einführung politisch bereits seit einiger Zeit gefordert wird, dessen Umsetzung sich \r\naber in der Praxis als schwierig gestaltet. So sind in diesem Jahr erstmalig die Erstellung eng \r\nabgestimmter Szenariorahmen für den NEP Strom und NEP Gas/H2 eingefordert worden. Der Pro\u0002zess der gemeinsamen Großverbraucherabfrage von ÜNB und FNB in Deutschland leistet hierfür \r\neinen wichtigen Beitrag, zeigt aber gleichzeitig den noch großen Weiterentwicklungsbedarf an die\u0002ser Schnittstelle. Die nicht nur qualitative Einbindung der Verteilerbetreiber über eine Synchroni\u0002sation von deren Netzausbauplanung (NAP) und NEP stellt eine noch deutlich größere Herausfor\u0002derung dar.\r\nAllokationssignale Elektrolyseure\r\nEin augenfälliges Beispiel für eine sinnvolle Steuerung bietet die Allokation von Elektrolyseuren \r\n(Power-To-Gas). Diese können vor allem in der Nähe der EE-Erzeugung allokiert werden. In der \r\ngegenwärtigen Situation bietet sich den Betreibern solcher Anlagen aber ein \"level-playing field\" \r\nvon Flensburg bis Passau. Anreize wie die Befreiung von Netzentgelten gelten bundesweit und \r\nspiegeln nicht die gesamtsystemischen Kostenunterschiede zur Einbindung der Anlagen wider.\r\nEin zusätzliches Risiko entsteht durch Verzögerungen beim Aufbau des Wasserstoffkernnetzes. \r\nBereits heute sind viele Industriezweige ihren Stake- und Shareholdern gegenüber zur zügigen \r\nReduktion von CO2-Emissionen verpflichtet. Wo dies im Wesentlichen nur durch Wasserstoff mög\u0002lich ist (beispielsweise Stahlerzeugung oder bei vielen chemischen Erzeugnissen) droht ein Aufbau \r\neiner ersten Generation von Elektrolyseuren \"auf dem Werksgelände\" verbunden mit zusätzlichen \r\nBedarfen für Netzanschlusskapazität und Strombelieferung. \r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, | Seite 5 von 10\r\nMit dem Anschluss an das Wasserstoffnetz sind diese Netzanschlusskapazitäten aus Sicht des \r\nStromnetzes ggf. „stranded investments“.\r\nAllokationssignale Kraftwerke Integrierte Planung\r\nÄhnliche Überlegungen drängen sich auch beim Bau neuer steuerbarer Kraftwerke (vorerst betrie\u0002ben auf Basis von Erdgas, mittel- bis langfristig durch Wasserstoff) auf. Vom Gesamtbedarf von \r\nca. 21 GW sollen ca. 10 GW über die Kraftwerksstrategie des BMWK beanreizt werden. Es kommt \r\njetzt darauf an, dass die Standorte neuer Kraftwerke in Deutschland netzdienlich verteilt werden. \r\nDabei spielen neben Redispatch auch andere Systemdienstleistungen eine wichtige Rolle für die \r\nStandortwahl. Grob lässt sich festhalten, dass etwa zwei Drittel der neuen Kraftwerke im Süden \r\nund Westen und etwa ein Drittel im Norden und Osten errichtet werden sollten. Konkret kann dies \r\ndurch eine Bonusregelung im Rahmen der Auktionen durch einen virtuellen Abschlag auf die ge\u0002botenen Zuschussbedarfe bei der Bildung einer merit order oder durch die Ausweisung von Kern\u0002anteilen in der elektrotechnisch vorteilhaften Region oder durch die Garantie zukünftiger Vergütun\u0002gen für erwartete Redispatch-Abrufe an systemdienlichen Standorten (Neubau-Vorschuss) erfol\u0002gen.\r\nDie vier ÜNB sprechen sich darüber hinaus für einen umfassenden zentralen Kapazitätsmarkt mit \r\nlokaler Komponente als Folgeinstrument nach der Kraftwerksstrategie aus.\r\nAllokationssignale Lastansiedlung \r\nAuch bei der Diskussion um die Ansiedlung anderer Lasten als Power-to-Gas-Anlagen greifen ähn\u0002liche Überlegungen. Die Teilung der einheitlichen Preiszone muss dabei jedoch nicht zwingend \r\ndas Mittel der Wahl sein. Andere weniger invasive Instrumente wie Änderungen an der Netzent\u0002geltsystematik oder regional unterschiedliche Baukostenzuschüsse können die Ansiedlung neuer \r\nVerbraucher beeinflussen.\r\nDenkbar ist auch die Einrichtung von \"elektrotechnischen Sonderwirtschaftszonen\" in räumlicher \r\nNähe zu solchen Umspannanlagen, die aufgrund von EE-Überschüssen oder starker netztechni\u0002scher Einbindung über Reservekapazität verfügen und somit Netzanschlüsse vereinfacht (und ver\u0002günstigt) zur Verfügung stellen könnten.\r\nRegelenergie - Rückwirkungen von Knappheitspreisen im Energiemarkt auf die Kosten der \r\nRegelleistungsvorhaltung \r\nAnlagen, die Regelleistung (MRL und SRL) anbieten, müssen diese über die gesamte Produkt\u0002scheibe (im aktuellen Marktdesign 4h) sicher erbringen können. Regelenergie wird dabei über zwei \r\nWege vergütet. Erstens über den Leistungspreis für die Vorhaltung und zweitens über den Arbeits\u0002preis, der für den Abruf gezahlt wird.\r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, | Seite 6 von 10\r\nNur der Leistungspreis fließt in der Netzentgelte ein. Im Q1 2024 lagen die Werte für die Leistungs\u0002vorhaltung positiver Regelleistung im Bereich von ~5 €/MWh. Sollten allerdings absehbar nicht \r\nausreichend Kraftwerkskapazitäten am Strommarkt zur Verfügung stehen, besteht die Gefahr von \r\nKnappheitspreisen, die zu erheblichen Kostensteigerungen beim Leistungspreis für Regelenergie \r\nführen können. Sollte es z.B. am Großhandelsmarkt z.B. in den Bereich von 10.000 €/MWh für \r\njeweils 4 Stunden pro Tag über 5 Tage kommen, sind Preise für die Regelleistungsvorhaltung im \r\nBereich von mehr als einer Milliarde EUR allein in einer Woche möglich.\r\nEinsparungen bei Redispatcherbringung\r\nEine Möglichkeit zur Reduktion der Redispatchkosten ergibt sich durch die Einführung des „hybri\u0002den Redispatchmodells“. Dabei werden dezentrale, lastseitige Flexibilitäten gebündelt und bieten \r\nüber marktliche Mechanismen Redispatchpotential. Diese werden nur dann abgerufen, wenn die \r\nAngebote günstiger sind als Anlagen aus dem regulierten Regime. Diverse Studien haben diese \r\nVorteile aufgezeigt und es gibt hierzu bereits Pilotprojekte.\r\nFerner ist die Ausgestaltung des EE-Mindestfaktors bei der Bildung der Redispatch Merit Order zu \r\nhinterfragen. Die starke Bevorteilung von Wind- und PV-Einspeisung beim Redispatch ist mittel\u0002fristig in einem weit überwiegend auf Erneuerbaren Energien basierenden Energiesystem nicht \r\nmehr notwendig und führt auch heute schon zu Verzerrungen, die volkswirtschaftlich nachteilig \r\nsind.\r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, | Seite 7 von 10\r\nIII. NETZAUSBAU\r\nBei der Energiewende weniger Partikularinteressen berücksichtigen und Bürokratie ab\u0002bauen \r\nBestimmte gesellschaftliche Partikularinteressen, die nichts mit dem Ziel Klimaneutralität zu tun \r\nhaben, und unnötige bürokratische Aufwände sollten zugunsten einer kosteneffizienten Energie\u0002wende zurückgestellt werden.\r\nDazu gehören zum Beispiel \r\n• Archäologische Baugrunduntersuchungen verursachen im Projekt SOL bisher Kosten \r\nvon über 80 Mio. €.\r\n• Mehrkosten für Umsetzung der Ersatzbaustoffverordnung in einem Projekt in Berlin von \r\n10 Mio. €.\r\n• Die Anzahl und die Art von Begleitfahrzeugen für Schwerlasttransporte hat sich durch \r\ndie aktuelle Praxis bei den Transportgenehmigungen stark verändert. Industriestandard \r\nvor einigen Jahren war der Einsatz von einem Begleitfahrzeug der Kategorie 3 (BF3) und \r\nPolizei / Hilfspolizei-Begleitung. Aufgrund von fehlenden Kapazitäten bei der polizeilichen \r\nBegleitung und der Erfüllung weiterer Auflagen steigt die Anzahl der Begleitfahrzeuge auf \r\nbis zu vier Fahrzeuge und es wird eine bessere Kategorie (BF4) gefordert. In einem Pro\u0002jekt mit etwa 1250 Transporten verdoppeln sich die damit verbundenen Kosten beispiel\u0002haft auf ca. 4 Mio. €. \r\n• Kosten für die Umsiedlung von Feldhamstern können ohne weiteres über 200.000 € pro \r\nProjekt betragen.\r\n• Kostentragung von Kampfmittelbeseitigungen: Im Rahmen der Netzausbauprojekte tra\u0002gen wir als Übertragungsnetzbetreiber hierfür üblicherweise die Kosten. Die Kostentra\u0002gung durch den Vorhabenträger ist die aktuell gängige Praxis oder wird im Falle eines \r\nOffshore-Projektes explizit von der Behörde gefordert. Beispielhafter Kostenpunkt für ein \r\nOffshore-Projekt: mehr als 30 Mio. €; 270.000 € für Kampfmittelsondierungen bei einem \r\nUmspannwerks-Projekt in Hamburg; bei SOL über 3 Mio. €. Eigentlich ist dies eine Auf\u0002gabe des jeweiligen Landes bzw. Bundes, wie dies teilweise im Hochbau der Fall ist. Eine \r\ngesetzliche Klarstellung, dass das Land beziehungsweise der Bund in Zukunft dafür auf\u0002kommt, würde die Kosten als solches natürlich nicht vermeiden, wohl aber zur Entlastung \r\nder Netznutzer beitragen.\r\n• In Planfeststellungsbeschlüssen werden häufig überbordende Schutzauflagen festge\u0002setzt. In aller Regel beschränken sich die Planfeststellungsbeschlüsse auf die schlichte \r\nAnordnung dieser Maßnahmen. Eine fachliche Herleitung ihrer Notwendigkeit lässt sich \r\ndem begründenden Teil der Verwaltungsakte zumeist ebenso wenig entnehmen wie eine \r\nAuseinandersetzung mit den entsprechenden Rechtsgrundlagen und verursacht nicht un\u0002erhebliche Aufwände:\r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, | Seite 8 von 10\r\n- Über 1 Mio. € Kosten für die Nachbehandlung frisch geförderten Grundwas\u0002sers im Vorhaben Kontek. Im konkreten Beispiel wurde eine Bauwasserhaltung \r\nbetrieben. Das frisch geförderte Grundwasser, welches durch unsere Tätigkeit \r\nnicht zusätzlich kontaminiert wurde, musste vor Ableitung in benachbarte Gewäs\u0002ser gereinigt werden. Diese Reinigung war technisch aufwändig, nach fachlicher \r\nAuffassung allerdings nicht notwendig. \r\n- Es wird zunehmend verlangt, dass der Vorhabenträger einen Stab von externen \r\nFachleuten (ökologisch, bodenkundlich, archäologisch, etc.) vorhält, die das Bau\u0002geschehen fortlaufend überwachen. Diese Baubegleitung hat die Aufgabe, bei \r\netwaigen Gefahren für bestimmte Schutzgüter die Baustelle stillzulegen, Schutz\u0002maßnahmen anzuordnen und die zuständigen Behörden fortlaufend über das Ge\u0002schehen zu informieren. Dies betrifft vor allem Fragen von Natur- und Boden\u0002schutz, Wasser und Archäologie. Die Kontrolldichte ist damit wesentlich enger als \r\nbei einer herkömmlichen behördlichen Aufsichtstätigkeit, weil einerseits eine Aus\u0002weitung der zu überwachenden Themen stattfindet (nicht mehr nur umweltfachlich, \r\nsondern auch z.B. archäologisch) und die externen Dienstleister vorsichtig agie\u0002ren, um keine Risiken einzugehen. Zudem werden die Kosten dieser Bauüberwa\u0002chung vollständig vom Vorhabenträger und damit vom Netzkunden getragen. Für \r\neine flächendeckende Beauftragung der Baubegleitung existiert keine Rechts\u0002grundlage.\r\n- Langzeitmonitoring für Maßnahmen aller Art: Häufig wird auch die Durchfüh\u0002rung von „Forschungsprojekten“ verlangt, welche die Wirksamkeit bzw. Langzeit\u0002folgen bestimmter Maßnahmen auf Natur und Umwelt untersuchen sollen. Vermag \r\nein solches Langzeitmonitoring die Wirksamkeit bestimmter Schutzmaßnahmen\r\nnicht zu belegen, entsteht ggf. zusätzlicher nachträglicher Handlungsbedarf und \r\ndamit auch weitere Kosten. Die Forderung des Wirksamkeitsnachweises von CEF\u0002Maßnahmen stellt ein Risiko von 1-2 Jahren auf der Zeitschiene dar. Ein zeitlich \r\nzur Bauphase paralleler Wirksamkeitsnachweis hätte signifikantes Beschleuni\u0002gungspotential\r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, | Seite 9 von 10\r\nIV. EUROPÄISCHE WECHSELWIRKUNGEN \r\nDie Europäische Energiewende \r\nDie Energiewende ist und bleibt ein europäisches Projekt. Die Verwirklichung einer europäischen \r\nEnergieunion muss daher ein grundlegendes Ziel bleiben. Eine bessere gemeinsame europäische \r\nStrategie etwa zu einem europäischen Kraftwerkspark könnte für mehr Effizienz beim Erreichen \r\nder Klimaschutzziele in Europa sorgen. Gleichzeitig muss im Blick behalten werden, dass Rege\u0002lungen der europäischen Union nicht zu unnötigen Kostenbelastungen bei der Energiewende füh\u0002ren. Gemeinsame europäische Grundregeln sind von zentraler Bedeutung. Trotzdem sind die \r\nEnergiekonzepte national sehr unterschiedlich, was auch künftig Spielraum für die oft schnellere \r\nund gezieltere nationale Gesetzgebung lassen muss. Deshalb sollte Deutschland sich bei der Um\u0002setzung der EU-Regeln grundsätzlich auf eine 1:1-Umsetzung beschränken - alles andere schafft \r\nKosten und Aufwand, Wettbewerbsnachteile und verzögert bzw. verteuert z. B. auch den Netzaus\u0002bau.\r\nEuropäisch denken, nationalen Spielraum schaffen\r\n• Keine nationalen Quoten oder Vorgaben zur Herkunft von grünem Wasserstoff. Die \r\nMenge an in Deutschland erzeugtem, grünen Wasserstoff hat automatisch Auswirkungen \r\nauf Erneuerbaren- und Netzausbau. Marktbasierte Entscheidungen über Import oder nati\u0002onale Produktion von grünem Wasserstoff sorgen für geringere Kosten.\r\n• Der Import von EE-Strom von europäischen Partnern kann günstiger sein als national er\u0002zeugter EE-Strom, z.B. dänischer Strom, etwa aus Bornholm, versus Strom aus weit ab\u0002gelegenen Windenergieanlagen außerhalb der AWZ in der Nordsee. \r\nKostentreiber europäische Regelungen:\r\nEinige der europäischen Richtlinien konterkarieren die Idee einer kosteneffizienten Energiewende \r\n– jegliche zusätzliche Bürokratie sollte im Sinne des Ziels Klimaneutralität vermieden werden.\r\n• 70%-Kriterium (minRAM): Mit Blick auf die freizugebende Handelskapazität auf Inter\u0002konnektoren führt das im Clean Energy Package eingeführte 70%-Kriterium dazu, dass \r\ndurch die Übertragungsnetzbetreiber in manchen Situationen mehr Handelskapazität frei\u0002gegeben werden muss, als physikalisch über das Netz transportiert werden kann. Dies \r\nzieht kostspielige Redispatch-Maßnahmen nach sich und kann auch eine zusätzliche Vor\u0002haltung von Kraftwerken explizit für Redispatch (Netzreserve) notwendig machen. Aktuell \r\ndiskutierte Alternativen zum 70%-Kriterium sind zwar komplex und eine Einführung würde \r\nvermutlich langwierige Verhandlungen sowie mehrere Jahre für die Umsetzung erfordern, \r\ndennoch kann natürlich auch das Setzen eines willkürlichen Grenzwerts in Gänze hinter\u0002fragt werden. Stromhandel und Netzsicherheit dürfen nicht isoliert betrachtet werden. Zu\u0002dem muss künftig auch verstärkt die jeweilige Wirkung auf die CO2-Bilanz bei jeglicher \r\nMethodenfestlegung betrachtet werden.\r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, | Seite 10 von 10\r\n• Bürokratischen Aufwand begrenzen. Beispiel: Derzeit existieren zollrechtliche Regelun\u0002gen, nach denen die Einfuhrmengen Strom von Offshore-Leitungen oder Interkonnektoren \r\nan die Zollämter gemeldet werden müssen, sobald eine Leitung die AWZ verlässt. Mit \r\nweiterer europäischer Vernetzung und Offshore-Ausbau werden deutlich mehr Leitungen \r\nperspektivisch davon betroffen sein und müssen als Einfuhrmenge gemeldet werden. Bei \r\nder Implementierung des „Net Zero Industry Act“ (NZIA) Bürokratie und Finanzaufwand im \r\nVergaberecht begrenzen.\r\n• CSRD: Ab 2024/25 gilt die Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD). Diese \r\nEU-Richtlinie ist zum einen umfangreicher als bisherige Nachhaltigkeitsberichterstattun\u0002gen, zum anderen wurde hierfür ein Prüfungsstandard (ESRS-European sustainability re\u0002porting standards) eingeführt. Dieser Standard enthält eine Vielzahl von Anforderungen \r\nan die Berichts- und Prüfungspflicht, die sowohl interne als auch externe Kosten verursa\u0002chen. Auch wenn der Nutzen der Nachhaltigkeitsberichterstattung in Bezug auf den Inves\u0002torenmarkt gegeben ist, ist in Frage zu stellen, ob der nun zu berichtende Umfang den er\u0002heblichen Aufwand rechtfertigt. \r\n• CBAM: Eine ab 1.10.2023 eingeführte Regelung zu Carbon Border Adjustment Mecha\u0002nism (CBAM): Alle Unternehmen innerhalb der Europäischen Union, die Eisen, Stahl, Ze\u0002ment, Aluminium, Elektrizität, Düngemittel, Wasserstoff, einige vor- und nachgelagerte \r\n(insb. Eisen- und Stahl-) Produkte – in reiner oder verarbeiteter Form – aus Nicht-EU \r\nStaaten importieren, fallen unter die Regeln des CBAM. Aktuell sind wir in einer Über\u0002gangsphase, in der die Anwendung geprüft wird, wir jedoch bereits erste Meldepflichten \r\nerfüllen müssen. Neben externen Kosten bindet diese Regelung und die daraus resultie\u0002renden Meldepflichten auch interne Ressourcen für die Umsetzung. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-05-29"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009520","regulatoryProjectTitle":"Hebung von Potenzialen zur Kosteneinsparung bei Netzausbau, -betrieb und damit verbundenen Themen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/d9/d4/324603/Stellungnahme-Gutachten-SG2406280033.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":"50HERTZ-POLICY BRIEF – BERLIN, JUNI 2024\r\n\r\nFAQ: Umstellung auf Freileitung bei den neuen Gleichstromprojekten DC 40, 41 und 42\r\n\r\nDie Höhe der Energiepreise ist ein wichtiger Faktor für den Wirtschaftsstandort Deutschland. Es braucht daher einen offenen Dialog über mögliche Kosteneinsparungen bei der Energiewende. Die Umstellung der neuen Gleichstromleitungen DC 40, 41 und 42 von der kostenintensiven Erdverkabelung auf Freileitungen stellt dabei einen der größten Hebel für Kosteneinsparungen beim Ausbau des Übertragungsnetzes dar. 50Hertz als einer der drei Übertragungsnetzbetreiber, die diese Gleichstromverbindungen realisieren und betreiben werden, begrüßt die Initiative, die Sachsen und Baden-Württemberg gerade dazu in den Bundesrat eingebracht haben. Die Umstellung auf Freileitungen bei den genannten Projekten sorgt über die Netzentgelte für Entlastung von Haushalten und Unternehmen im zweistelligen Milliardenbereich. \r\n\r\nWelche Gleichstromprojekte sollen künftig als Freileitung ausgeführt werden? \r\n\r\nEs geht ausschließlich um die im jüngsten Netzentwicklungsplan neu hinzugekommenen Gleichstromleitungen OstWestLink (DC40), NordWestLink (DC41) und SuedWestLink (DC42):\r\n\r\n-\tSuedWestLink wird von 50Hertz und TransnetBW geplant und umgesetzt. Auf rund 730 Kilometern Luftlinie verbindet die geplante Leitung den Suchraum Büchen/Breitenfelde/Schwarzenbek-Land in Schleswig-Holstein mit dem Landkreis Böblingen in Baden-Württemberg. Mit der Bestätigung hat die Bundesnetzagentur SuedWestLink um zwei Gigawatt und um einen weiteren Netzverknüpfungspunkt im bayrischen Trennfeld erweitert.\r\n-\tNordWestLink wird von TenneT und TransnetBW geplant und gebaut. Die zukünftige Leitung verläuft Luftlinie auf zirka 600 Kilometern zwischen dem niedersächsischen Alfstedt und dem baden-württembergischen Obrigheim.\r\n-\tOstWestLink wird von den beiden Übertragungsnetzbetreibern TenneT und 50Hertz geplant und realisiert. Der Suchraum für die Luftlinie zirka 600 Kilometer lange Trasse verläuft zwischen den Suchräumen „Nüttermoor“ in Niedersachsen und „Streumen“ in Sachsen.\r\n\r\nGleichstromleitungen, die bereits in Planungs- und Genehmigungsverfahren oder im Bau sind, wären von der Umstellung auf Freileitungen aufgrund des Projektfortschritts nicht betroffen. Dabei handelt es sich beispielsweise um die Projekte SuedOstLink oder NordOstLink.\r\n \r\nWie viel Kostenersparnis bringt diese Umstellung auf Freileitungen? \r\n\r\nAllein für die drei Projekte OstWestLink (DC40), NordWestLink (DC41) und SuedWestLink (DC42) würde eine Umstellung von Erdkabel auf Freileitungen insgesamt bis zu 20 Milliarden Euro einsparen. Diese Einsparung würde über mehrere Jahre verteilt über die Netzentgelte zu einer direkten Entlastung der Stromverbraucher führen.  \r\n\r\nVerlieren wir durch die Umstellung auf Freileitungen wichtige Zeit beim Netzausbau und bei der Energiewende? \r\n\r\nNein. Zwar sind für die drei genannten Leitungen schon sogenannte Präferenzräume erstellt worden. Daher würde durch die Umstellung des Verfahrens auf Freileitung etwas mehr Zeit für den Planungs- und Genehmigungsprozess benötigt werden. Allerdings lassen sich Freileitungsprojekte im Vergleich zu Erdkabelprojekten viel schneller bauen, sodass insgesamt keine Zeit bei den Projekten verloren geht. Wichtig ist jedoch, dass die Entscheidung für eine Umstellung auf Freileitungen zügig gefällt wird, damit mit der Planung begonnen und Projekte schnell realisiert werden können. \r\n\r\nSorgen Erdkabel für eine höhere Akzeptanz beim Netzausbau?\r\n\r\nIm Jahr 2015 ist die Erdverkabelung großer Gleichstromprojekte vor allem eingeführt worden, weil dadurch eine höhere Akzeptanz für diese Netzausbauprojekte erwartet wurde. Allerdings zeigt die Erfahrung mit Gleichstromprojekten, die gegenwärtig mit Erdkabeln realisiert werden, dass sich die Akzeptanzherausforderungen verlagert haben. Diskussion, die vorher mit Anwohnern geführt wurden, finden jetzt mit den Eigentümern und Nutzungsberechtigten der Grundstücke, auf der das Kabel verläuft, statt, da diese die Hauptlast während der Bau- und Betriebsphasen der Erdkabelprojekte tragen. Dabei handelt es sich häufig um Landwirte. Das liegt unter anderem daran, dass unter Freileitungen weiterhin Landwirtschaft betrieben werden kann, während es über den Erdverkabeln inklusive eines breiten Schutzstreifens diesbezüglich größere Beschränkungen gibt. Darüber hinaus stellt die Verlegung von Kabeln einen deutlicheren Eingriff in die Natur, vor allem in das Schutzgut Boden, dar, der zu erheblichen Kompensationsmaßnahmen führt. \r\nDarüber hinaus gilt auch: Hohe Strompreise schaden der Akzeptanz der Energiewende und wirken sich negativ auf die Wettbewerbsfähigkeit der Industrie aus. Deswegen ist es auch im Sinne der Akzeptanz für die Energiewende nötig, Einsparpotenziale zu realisieren. \r\n\r\nGibt es bei der Zuverlässigkeit während des Betriebes einen Unterschied zwischen Freileitungen und Erdkabeln? \r\n\r\nDer Aufwand für Wartung, Instandhaltung und Betrieb ist bei Freileitungssystemen im Vergleich zu Kabelsystemen mit Kabelübergangsstationen wesentlich geringer. Die Behebung von Fehlern bei Freileitungen ist im Regelfall signifikant schneller möglich als bei Erdkabeln. Dies ergibt sich u.a. aus aufwändigeren Fehlerortungs-, Behebungs- und Reparaturzeiten. So etwa können Blitzeinschläge, die bei einer Freileitung zu einem Ausfall der Leitung von wenigen Minuten führen, zu einem Isolierungsfehler bei Erdkabelsystemen und damit zu erheblich längeren Ausfallzeiten führen. Insbesondere die Kabelmuffen, die etwa alle 1,5 km zwei Kabelteillängen miteinander verbinden, sind bei Kabelsystemen fehleranfällig. Wegen der Reparaturzeiten für den Austausch einer Muffe kann daher ein Ausfall eines großen Gleichstromkabels für mehrere Wochen Auswirkungen auf die Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems haben.\r\n\r\nAnsprechpartner\r\n\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-06-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009520","regulatoryProjectTitle":"Hebung von Potenzialen zur Kosteneinsparung bei Netzausbau, -betrieb und damit verbundenen Themen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/bc/e6/500220/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310011.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":"Berlin, 03.03.2025 | Seite 1 von 2\r\nÖffentlich (Public)\r\nSTROMNETZAUSBAU KOSTENGÜNSTIG REALISIEREN \r\nKosteneffizienz und Akzeptanz erfordert eindeutige Technologiefestlegung –\r\nWechsel zwischen Freileitung und Erdkabel in einem Vorhaben vermeiden\r\nAngesichts der hohen Transformationskosten des Energiesystems sind alle Beteiligten gefordert, beim \r\nStromnetzausbau Kostensenkungspotenziale zu prüfen. In diesem Zusammenhang wird die Frage diskutiert, ob \r\nder Erdkabelvorrang für neue, in der Planung noch nicht fortgeschrittene Gleichstrom (DC)-Vorhaben zu Gunsten \r\nvon Freileitungen aufgegeben werden soll. Dies ist insbesondere unter den Aspekten der Beschleunigung, \r\nKostenreduktion und Akzeptanz integriert zu betrachten. \r\nDie vier Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) plädieren dafür, in der 21. Wahlperiode eine eindeutige Festlegung für \r\neine Technologie (Freileitung oder Erdkabel) zu treffen: Insbesondere hybride Ansätze (“oberirdisch wo möglich, \r\nunterirdisch wo nötig”) sollten dabei innerhalb eines Vorhabens kein Teil des politischen Lösungsraums sein. \r\nTechnische Alternativen innerhalb eines Vorhabens sind nach den eindeutigen, im Rahmen der \r\nTeilerdverkabelung von Wechselstrom (AC)-Vorhaben gesammelten Erfahrungen klar kontraproduktiv: Sie \r\ngefährden in hohem Maße die lokale und regionale Akzeptanz, sind weder kostengünstiger noch schnell \r\numsetzbar und bergen hohe technische Herausforderungen und Risiken. \r\nVor diesem Hintergrund ist aus unserer Perspektive eine eindeutige und verbindliche Festlegung der \r\ntechnischen Alternative innerhalb eines Vorhabens – entweder Erdkabel oder Freileitung – zwingend \r\nerforderlich. \r\nFür bereits begonnene Vorhaben ist unbedingt am Kabelvorrang festzuhalten. Eine Änderung wäre aufgrund \r\nbereits vorangeschrittener Planung und Beschaffungsverbindlichkeiten keine Kostenersparnis. Darüber hinaus \r\nwären erhebliche zeitliche Verzüge zu erwarten. \r\nIm Einzelnen:\r\nAkzeptanz, Planung, Zeitverzögerung\r\nDie Hybridvariante wäre nur ein scheinbarer “Kompromiss” und würde tatsächlich vor allem eine Reihe von \r\nnegativen Aspekten vereinigen. Sie verursacht sehr hohen zeitlichen Mehraufwand, da die theoretischen \r\nkombinatorischen Möglichkeiten aus Freileitungs- und Kabelabschnittalternativen zahlreich werden können und \r\ndas Genehmigungsverfahren durch die erforderlichen Doppelprüfungen massiven planerischen Mehraufwand\r\nzu bewältigen hätte. \r\nDie bisherigen Erfahrungen aus Planung, Bau und Betrieb zeigen, dass sowohl Freileitungen als auch Erdkabel \r\nBetroffenheiten auslösen und damit Ablehnung hervorrufen. Während bei Freileitungen insbesondere Anwohner \r\nbetroffen sind bzw. sich betroffen fühlen, sind dies bei Erdkabeln auf Grund der erforderlichen Tiefbauarbeiten \r\ninsbesondere die Grundstückseigentümer und Bewirtschafter von Flächen (mehrheitlich Land- und Forstwirte). Es \r\nist somit lediglich eine Verlagerung der Betroffenheiten erkenn- und wahrnehmbar. Aus \r\ngenehmigungsrechtlicher Sicht erfordern Hybridprojekte daher die Festlegung von entsprechenden Kriterien für \r\ndie Wahl von Freileitungen oder Erdkabeln an jeder Stelle. Die Kriterien müssen entlang einer Trasse einheitlich \r\nund gleichzeitig eindeutig sein, was kaum stringent und allgemein nachvollziehbar möglich ist. Dafür gibt es zu \r\nviele raumordnerische Abhängigkeiten, technische Restriktionen sowie Vor- und Nachteile der unterschiedlichen \r\nAusführungsarten. Umfangreichste Alternativenvergleiche und langwierige Prüfprozesse, die sowohl die \r\ntechnischen und räumlichen Varianten abhandeln, wären die notwendige Folge. Damit stiege auch der \r\nArgumentations- und Begründungsaufwand für eine rechtssichere Planung stark an. \r\nZudem ist bei einem mehrfachen Wechsel von Freileitungs- und Erdkabel-Technik in räumlicher Nähe davon \r\nauszugehen, dass erhebliche Diskussionen mit Trägern öffentlicher Belange und der Öffentlichkeit über die \r\nAusführungsart entstehen würden, die das Genehmigungsverfahren massiv in die Länge ziehen, mit allen \r\nBerlin, 03.03.2025 | Seite 2 von 2\r\nÖffentlich (Public)\r\nnegativen Konsequenzen für die Versorgungssicherheit und Redispatch-Kosten. Denn die von der jeweiligen \r\nAusführungsart Betroffenen würden jeweils versuchen, die sie selbst nicht oder weniger betreffende \r\nAusführungsart durchzusetzen. Hybridprojekte fördern nicht die Akzeptanz, sondern den Widerstand gegen \r\nProjekte und können erhebliche Konflikte zwischen den von den Ausführungsarten betroffenen Stakeholdern in \r\nden Regionen hervorrufen (landwirtschaftliche versus kommunale Belange). Bei den Pilotversuchen zur\r\nTeilerdverkabelung von AC-Projekten sind umfangreich die vorstehend beschriebenen Erfahrungen gesammelt \r\nworden. Der Versuch, mit der hybriden AC-Teilerdverkabelung Beschleunigung und Akzeptanz zu erzielen, kann \r\nsomit als gescheitert bezeichnet werden. Dies sollte Warnung und zugleich ein starkes Plädoyer sein, den gleichen \r\nFehler für zukünftige Projekte nicht zu wiederholen, sondern eine eindeutige Technologieentscheidung zu treffen.\r\nTechnische Risiken und Kosten\r\nAus technischer Sicht kommen bei der Kombination von Freileitungen und Erdkabeln in einem Vorhaben die \r\ntechnischen Nachteile beider Übertragungstechnologien zusammen. Freileitungen bergen das Risiko, dass durch \r\natmosphärische Einflüsse wie Blitzschlag oder Extremwetterereignisse Störungen in Form von Überspannungen \r\nim Übertragungssystem entstehen. Diese Überspannungen wirken bei Hybridprojekten auch auf die Kabel. \r\nHöchstspannungskabel sind aufgrund ihrer Konzipierung jedoch empfindlich gegenüber Überspannungen, so \r\ndass es zu Schadensfällen kommen kann, die eine mehrwöchige Reparaturdauer mit entsprechenden \r\nStillstandszeiten nach sich ziehen.\r\nDarüber hinaus entsteht bei Vermischung der Technologien aus der vorwiegend induktiven Freileitung und dem \r\nvorwiegend kapazitiven Kabel ein schwingfähiges System. In einem derartigen System kommt es bei ungünstigen \r\nVerhältnissen von Freileitungen und Kabeln zu zusätzlichen Überspannungen und Resonanzerscheinungen – mit \r\nder einhergehenden Beschädigungsgefahr für die Kabel und auch der Leistungselektronik in den Umrichtern. Neue \r\nKabel- und Umrichtertechnik, die derzeit nicht auf dem Markt verfügbar ist, müsste ggf. entwickelt werden Das \r\nbirgt neben dem großen zeitlichen Verzug auch das Risiko, dass notwendige Präqualifikationsprüfungen nicht \r\nbestanden werden und damit keine Technologie verfügbar ist.\r\nDes Weiteren muss jeder Übergang von Kabel zu Freileitung und umgekehrt durch ein entsprechendes \r\nÜbergangsbauwerk („Kabelübergabestation“) ausgestaltet sein. Hieraus ergibt sich ein zusätzlicher Flächen- (~2 \r\nha) und Investitionsbedarf (~60 Mio. €) sowie Wartungs- und Instandhaltungsaufwand. In Verbindung mit den \r\nGenehmigungs- und Akzeptanzgesichtspunkten nehmen Aufwand, Kosten, Betriebs- und Technologierisiken zu \r\nund in der Folge sinkt die Verfügbarkeit der Leitung mit jedem abschnittweisen Systemwechsel in einem \r\nerheblichen Umfang, was den Anstieg sowohl von Redispatch-Kosten als auch CO2-Emissionen zur Folge hat, \r\nda die Erneuerbaren Energien nicht abgenommen werden können.\r\nIn Summe führt ein hybrider Leitungsverlauf oder gar wiederkehrende Wechsel zu einer Steigerung von \r\nKomplexität, Umsetzungszeit und Kosten. Das wiederum konterkariert die vermeintlichen Vorteile von \r\nWechseln in der Bauausführung. Sollten sich daher Bundesregierung und Bundestag in Zukunft bei \r\nneuen, in der Planung noch nicht weit fortgeschrittenen Vorhaben dazu entscheiden, den Erdkabelvorrang \r\naufzugeben, dann muss dies mit der Konsequenz erfolgen, dass jeweils eine eindeutige \r\nTechnologieentscheidung für das gesamte Vorhaben getroffen wird. Politische Kompromisse zur \r\nVerlagerung der Entscheidung über die Ausführungsalternative in das Projekt führen hingegen zu \r\nmassiven Verzögerungen und Problemen durch Widerstand sowie sehr großer Komplexität in Planung, \r\nGenehmigung und Technik.\r\nIhre Ansprechpartner:"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-03-03"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009520","regulatoryProjectTitle":"Hebung von Potenzialen zur Kosteneinsparung bei Netzausbau, -betrieb und damit verbundenen Themen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/08/0d/500222/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310038.pdf","pdfPageCount":24,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"50Hertz – 1\r\nSicher,\r\nbezahlbar,\r\nklimaneutral:\r\nEnergie für einen starken\r\nWirtschaftsstandort\r\nVorwort...................................................................................................................................................4\r\n1. System- und Versorgungssicherheit gewährleisten ................................6\r\nNeue gesicherte Kapazitäten auf den Weg bringen........................................6\r\nNetzdienlichkeit in den Vordergrund stellen......................................................... 7\r\nMarktpreissignale für Erneuerbare Energien stärken......................................8\r\nSteuerbarkeit von Erneuerbare-Energien-Anlagen erhöhen.....................9\r\nSofortmaßnahmen initiieren........................................................................................... 10\r\nRedispatch im Verteilnetz zeitnah weiterentwickeln..................................... 10\r\n2. Bezahlbarkeit der Stromversorgung im Fokus ............................................. 11\r\nMehr Realismus bei den Ausbauplanungen..........................................................11\r\nFreileitungen als Standard für neue Gleichstromprojekte .............................\r\nfestlegen.........................................................................................................................................12\r\nNetzentgelte stabilisieren: Wirtschaft und Haushalte entlasten............12\r\n3. Attraktivität für Investitionen in das Übertragungsnetz......................\r\nerhalten..........................................................................................................................................14\r\nRegulatorischen Rahmen anpassen.......................................................................... 14\r\nCapital Allowances ermöglichen...................................................................................15\r\n2 – 50Hertz Inhalt\r\nInhalt 50Hertz – 3\r\n4. Offshore-Windenergiepotenziale heben: europäisch ..........................\r\nkoordiniert, national optimiert...................................................................................16\r\nOffshore-Ausbau in Deutschland optimieren..................................................... 16\r\nOffshore-Windenergie europäisch denken.......................................................... 16\r\n5. Projektrealisierung vereinfachen............................................................................18\r\nRechtssicherheit für Planungsverfahren schaffen / RED III ..........................\r\numsetzen....................................................................................................................................... 18\r\nFlächenverfügbarkeit erhöhen und Akzeptanz vor Ort sichern............. 19\r\nLieferkette entspannen – Vergaberecht vereinfachen.................................. 19\r\nInfrastruktur für Schwerlasttransporte erhalten.............................................. 20\r\n6. Energiewende smarter umsetzen ......................................................................... 22\r\nUnabhängigkeit bei digitalen Lösungen fördern ............................................22\r\nEinen Data-Hub für die Marktkommunikation auf ..............................................\r\nden Weg bringen ....................................................................................................................22\r\nPlanungsdaten digital teilen, Doppelerhebungen vermeiden...............23\r\nStrom zum Anfassen:\r\nder Podcast mit Hertz und Hirn\r\nHören Sie auf Apple Podcasts, Spotify,\r\nGoogle Podcasts oder Deezer rein.\r\n50Hertz-Magazin\r\nEntdecken Sie unsere neuste\r\neinhundertprozent oder erkunden\r\nSie unsere vergangenen Ausgaben.\r\n4 – 50Hertz Vorwort\r\nLiebe Leserinnen, liebe Leser,\r\nwir leben in dynamischen Zeiten. Als Übertragungsnetzbetreiber\r\nsehen\r\nwir uns auch in Zukunft in einer besonderen Verantwortung bei der\r\nBewältigung anstehender Herausforderungen.\r\nDie Richtung ist klar: die Transformation hin zu einer klimaneutralen\r\nStromversorgung. Beim Ausbau der Erneuerbaren Energien folgt eine\r\nErfolgsmeldung auf die andere. Die 50Hertz-Regelzone, also Ostdeutschland\r\nund Hamburg, ist hierbei Vorreiter. Im Jahr 2024 stammten\r\nhier bereits drei von vier verbrauchten Kilowattstunden Strom aus\r\nErneuerbaren Energien. Und bis 2032 strebt 50Hertz an zu ermöglichen,\r\ndass im Durchschnitt des Jahres die Last zu 100 Prozent aus\r\nErneuerbaren Energien gedeckt wird. Um das Ziel der Klimaneutralität\r\nzu erreichen und gleichzeitig die anderen Ziele – Bezahlbarkeit und\r\nZuverlässigkeit – nicht aus dem Blick zu verlieren, braucht es mehr\r\ndenn je sowohl einen klaren Kompass als auch die Fähigkeit, den\r\nKurs an die tatsächlichen Gegebenheiten anzupassen.\r\nDas Beispiel des boomenden PV-Zubaus der vergangenen Jahre zeigt,\r\ndass die Anforderungen an alle Akteure erheblich zunehmen. Wir haben\r\nim Bereich der Photovoltaik aufgrund mangelnder Reaktion auf Preissignale\r\nund fehlender Steuerbarkeit erhebliche Probleme, die zu jeder\r\nZeit in die Stromversorgung zu integrieren.\r\nVorwort 50Hertz – 5\r\nEs kann also nicht mehr nur darum gehen, so schnell wie möglich so viel\r\nwie möglich Erneuerbare Energien auszubauen. Vielmehr muss der Ausbau\r\nder Erneuerbaren Energien mit den anderen Notwendigkeiten der Energiewende,\r\nwie dem Stromnetz, dem Bau neuer gesicherter Kraftwerkskapazitäten\r\nund dem tatsächlichen Stromverbrauch, in Einklang gebracht\r\nwerden. Zudem müssen die Einspeisung der Erneuerbaren Energien und\r\nneuer Flexibilitäten wie etwa Speicher und Elektrolyseure stärker als bisher\r\nunter dem Primat der Systemdienlichkeit stehen.\r\nIn der vorliegenden Broschüre haben wir daher wichtige Maßnahmen\r\nformuliert, die in der kommenden Legislaturperiode angegangen werden\r\nmüssen, um den richtigen Ausbau der Energieinfrastrukturen und damit\r\ndie Energiewende auf Kurs zu bringen.\r\nSystem- und Versorgungssicherheit, Bezahlbarkeit und Klimaneutralität sind\r\ndie Grundlagen für einen starken Wirtschaftsstandort. Dieser ist wiederum\r\ndie Grundlage für eine stabile und resiliente Gesellschaft. Als 50Hertz fühlen\r\nwir uns diesen Zielen und unserem Beitrag dazu verpflichtet.\r\nIhr\r\nStefan Kapferer\r\nVorsitzender der Geschäftsführung (CEO)\r\n6 – 50Hertz System- und Versorgungssicherheit gewährleisten\r\nSystem- und Versorgungssicherheit gewährleisten 1\r\nIn Deutschland stammen mittlerweile über\r\n50 Prozent des verbrauchten Stroms aus\r\nErneuerbaren Energien. In der 50Hertz-Regelzone\r\nlag dieser Anteil im Jahr 2024 sogar\r\nbei 73 Prozent. Aktuelle temporäre Preisextreme\r\nan den Großhandelsmärkten, sowohl\r\nim negativen Bereich (Erzeugungsüberschuss)\r\nals auch im positiven Bereich (Dunkelflaute),\r\nzeigen, dass die Herausforderungen\r\nbei der Integration der Erneuerbaren Energien\r\nerheblich zunehmen. Noch handelt es\r\nsich vorrangig um Preisphänomene. Absehbar\r\nnehmen jedoch die Risiken von Transportund\r\nBilanzproblemen sowie die Gefahren\r\nfür den zuverlässigen Betrieb des Stromversorgungssystems\r\nerheblich zu. Gerade im\r\nBereich der Erzeugungsüberschüsse muss\r\ndringend gehandelt werden, da ansonsten die\r\nGefahr besteht, dass ganze Verteilnetzstränge\r\nund damit Endverbraucher temporär von der\r\nStromversorgung genommen werden müssen.\r\nEs kommt daher darauf an, dass der Gesetzgeber\r\nin der kommenden Legislaturperiode\r\nzügig gesetzliche Maßnahmen auf den Weg\r\nbringt, die sowohl die Steuerbarkeit dezentraler\r\nStromerzeugungsanlagen als auch die Versorgungssicherheit\r\nweiter erhöhen.\r\nNeue gesicherte Kapazitäten auf den\r\nWeg bringen\r\nMit dem Voranschreiten des Kohleausstiegs\r\ngehen für das deutsche Stromversorgungssystem\r\nsowohl durch administrative Kraftwerksstilllegungen\r\nals auch absehbar marktgetrieben\r\ngesicherte Kraftwerkskapazitäten\r\nverloren. Neue, gesicherte Kraftwerkskapazitäten\r\nmüssen in ausreichendem Maße zugeSystem-\r\nund Versorgungssicherheit gewährleisten 50Hertz – 7\r\nbaut werden, um auch in Zukunft Systemund\r\nVersorgungssicherheit zu gewährleisten.\r\nDie getroffene Grundsatzentscheidung für\r\neinen Kapazitätsmarkt sollte daher auch in\r\nder kommenden Legislaturperiode Bestand\r\nhaben. Zur möglichst zügigen Umsetzung\r\neines solchen Kapazitätsmarktes sollte eine\r\nrobuste Variante gewählt und komplexe Sonderwege\r\nvermieden werden. Die Anlehnung\r\nan bewährte und europarechtlich bereits\r\ngenehmigte zentrale Kapazitätsmärkte, wie\r\nzum Beispiel in Belgien, ist sinnvoll. Die Zeit\r\ndrängt. Um bis zur Ausarbeitung und Umsetzung\r\neines Kapazitätsmarktes nicht zu viel\r\nZeit zu verlieren, sollten in einem ersten Schritt\r\nmöglichst schnell steuerbare Erzeugungskapazitäten,\r\ndie über das in den Netzanschlussbedingungen\r\nvorgeschriebene Mindestmaß\r\nhinaus Systemdienstleistungen bereitstellen\r\nkönnen, ausgeschrieben werden.\r\nDer Kapazitätsmarkt sollte zudem eine Komponente\r\nzur regionalen Steuerung der Kraftwerke\r\nenthalten. Eine Aufteilung von einem\r\nDrittel der Kraftwerkskapazitäten im Norden\r\nund zwei Dritteln im Süden ist aus Systemstabilitätsgesichtspunkten\r\nsachgerecht und\r\ndaher geboten. Bis zur Inbetriebnahme neuer\r\ngesicherter Leistung ist darüber hinaus die\r\nVerlängerung der sogenannten Kapazitätsreserve\r\nsicherzustellen.\r\nZudem sollte sich die Bundesregierung auf\r\nEU-Ebene für weitere Vereinfachungen bei\r\nder Notifizierung und Bewertung von Kapazitätsmechanismen\r\neinsetzen.\r\nNetzdienlichkeit in den Vordergrund\r\nstellen\r\nDer bisherige Ausbau der Erneuerbaren Energien\r\n(EE) wurde von der Prämisse bestimmt,\r\nmöglichst schnell möglichst viele Kapazitäten\r\nzu errichten – unabhängig davon, ob diese\r\nAnlagen netz- oder systemdienlich sind. Dieser\r\nAnsatz ist an seine Grenzen gelangt. Beim\r\nweiteren Ausbau von EE-Anlagen, Speichern\r\nund Elektrolyseuren braucht es einen Paradigmenwechsel.\r\nDazu gehören eine bessere\r\nSynchronisierung des EE-Ausbaus mit\r\ndem Netzausbau sowie eine verstärkte Systemdienlichkeit\r\nfür Flexibilitäten (vor allem\r\nElektrolyseure,\r\nGroßspeicher, Hausspeicher)\r\nsowohl hinsichtlich ihrer Fahrweise als auch\r\nihres Standorts.\r\nNeben einer Synchronisierung ist auch das\r\nHeben von Synergien wichtig, damit die\r\nNetzplanung so effizient wie möglich gestaltet\r\nwerden kann. Durch die Nutzung eines\r\ngemeinsamen Netzverknüpfungspunktes für\r\nerneuerbaren Energieerzeuger, Speicher und\r\nsteuerbare Lasten kann die vorhandene Infrastruktur\r\n(wie Transformatoren, Umspannwerke,\r\nSchaltanlagen und Kabeltrassen) effizienter\r\ngenutzt werden. Da lange Lieferzeiten\r\nfür Transformatoren den Netzanschluss verzögern\r\nkönnen, ist eine Überbauung von\r\nNetzverknüpfungspunkten sowohl aus Kundensicht\r\nals auch gesamtwirtschaftlich sinnvoll.\r\nAus Sicht der Übertragungsnetzbetreiber\r\nermöglicht die Bündelung von Kunden\r\ndie gemeinsame Nutzung von Schaltfeldern,\r\nderen Verfügbarkeit zunehmend begrenzt\r\nist. Um eine Überbauung zu ermöglichen,\r\nsind rechtliche Anpassungen nötig, die so\r\nzügig wie möglich auf den Weg gebracht\r\nwerden sollten.\r\nBei der derzeitigen Ausbaugeschwindigkeit\r\nvon EE-Anlagen steigen auch die Herausforderungen\r\nfür die Energiewende, zum Beispiel\r\ndurch temporär sehr hohen Redispatchbedarf\r\noder sehr kurzfristig auftretende Netzengpässe.\r\nDies hat auch Auswirkungen auf\r\ndie Debatte um eine einheitliche Stromgebotszone\r\nin Deutschland. Hier muss zeitnah\r\ngemeinsam mit der neuen Bundesregierung\r\ngeprüft werden, welche Maßnahmen notwendig\r\nsind.\r\nMarktpreissignale für Erneuerbare\r\nEnergien\r\nstärken1\r\nEine der maßgeblichen Ursachen für die\r\nZunahme negativer Strompreise ist, dass in\r\nZeiten niedrigen Verbrauchs ein erheblicher\r\nAnteil der EE-Erzeugung nicht oder nicht\r\nausreichend auf Preissignale reagiert. Diese\r\nAnlagen speisen auch dann noch ein, wenn\r\ndie Einspeisung aufgrund negativer Strompreise\r\nKosten verursacht. Das gilt vor allem\r\nfür kleine PV-Anlagen, die sich in der Festvergütung\r\ngemäß Erneuerbare-Energien-Gesetz\r\n(EEG) befinden. Die entstehenden Kosten\r\n8 – 50Hertz System- und Versorgungssicherheit gewährleisten\r\n1 Redaktionsschluss dieses\r\nPapiers war am\r\n15.01.2025. Zu diesem\r\nZeitpunkt war nicht klar,\r\nob ein Gesetzentwurf,\r\nder einige der hier genannten\r\nHerausforderungen\r\nadressiert, in der\r\naktuellen Legislaturperiode\r\nnoch verabschiedet\r\nwird.\r\nträgt der Steuerzahler durch die Finanzierung\r\ndes EEG. Ein wichtiger erster Schritt wäre\r\ndaher, die feste Einspeisevergütung neuer\r\nEEG-Anlagen bei negativen Preisen zu streichen\r\nund zusätzlich eine Pönale für den Fall\r\neinzuführen, dass nicht steuerbare Anlagen in\r\nder EEG-Festvergütung dennoch einspeisen.\r\nDarüber hinaus sollte die Direktvermarktung\r\nprozessual vereinfacht und die bestehende\r\nDirektvermarktungsschwelle von EEG-Anlagen\r\nin Höhe von 100 kW auf 25 kW oder eher\r\nnoch niedriger abgesenkt werden. Mittelfristig\r\nsollte darüber hinaus auch die Förderung der\r\nAnlagen in der Direktvermarktung auf eine\r\nproduktionsunabhängige Förderung umgestellt\r\nwerden, um auch für diese Anlagen die\r\nWirksamkeit des Marktpreissignals\r\nzu verbessern.\r\nAuch beim Verbrauch sollten künftig\r\nPreissignale eine größere Rolle spielen. Dazu\r\nmuss die marktliche Flexibilität von Verbrauchern\r\nund Speichern gestärkt werden, etwa\r\nindem die marktpreisorientierte Nutzung von\r\nHeimbatteriespeichern ermöglicht, der Smart\r\nMeter Rollout beschleunigt und dynamische\r\nEndkundentarife beanreizt werden.\r\nSteuerbarkeit von Erneuerbare-Energien-\r\nAnlagen erhöhen\r\nNeben einer Verbesserung der Marktintegration\r\nkleiner EE-Anlagen muss die Steuerbarkeit\r\ndieser Anlagen sichergestellt werden.\r\nDafür sind verschiedene Maßnahmen notwendig.\r\nSo müssen künftig alle EE-Anlagen\r\nund Speicher mindestens ab einer Leistung\r\nvon 7 kW zuverlässig steuerbar sein. Des Weiteren\r\nbraucht es regelmäßige Funktionstests\r\netwa in Form eines Anlagen-„TÜVs“, durch den\r\ndie tatsächliche Steuerbarkeit der Bestandsanlagen\r\nsowie die Funktion der Steuerstrecke\r\nvom Anschlussnetzbetreiber gewährleistet\r\nwerden soll. Hierfür sollten die Leitlinien von\r\neiner Arbeitsgruppe bestehend aus Übertragungs-\r\nund Verteilnetzbetreibern festgelegt\r\nwerden. Darüber hinaus sollte die maximale\r\nWirkleistungseinspeisung neuer, nicht steuerbarer\r\nEE-\r\nAnlagen auf 60 Prozent begrenzt\r\nwerden können, bis die Steuerbarkeit über\r\nintelligente Messsysteme hergestellt und\r\ngetestet ist.\r\nSystem- und Versorgungssicherheit gewährleisten 50Hertz – 9\r\nSofortmaßnahmen initiieren\r\nDie oben genannten gesetzlichen Maßnahmen\r\nentfalten ihre volle Wirkung erst mittelfristig.\r\nEs ist jedoch möglich, dass bereits 2025\r\nund 2026 Transport- und Bilanzprobleme auftreten.\r\nUm schwierige Situationen kurzfristig\r\nbeherrschen zu können, sollte daher der\r\nWerkzeugkasten der Übertragungsnetzbetreiber\r\num Ad-hoc-Maßnahmen für Notfallsituationen\r\nauf Basis entsprechender Gesetzesänderungen\r\nerweitert werden. Denkbar wäre etwa\r\neine direkte Steuerung in absoluten Ausnahmefällen\r\nzum Beispiel über Wechselrichterhersteller-\r\nund/oder Direktvermarktersteuerzugänge\r\nfür den Fall, dass die Funktionsfähigkeit\r\nder Steuerstrecke über den Anschlussnetzbetreiber\r\nnicht gegeben ist.\r\nRedispatch im Verteilnetz zeitnah\r\nweiterentwickeln\r\nFür 50Hertz ist eine notwendige Änderung\r\ndes Energierechts mit Blick auf die Weiterentwicklung\r\ndes Redispatchs im Verteilnetz von\r\nherausragender Bedeutung. Es braucht einen\r\nkontrollierten und rechtssicheren Übergang\r\nvom nicht bilanzierten zum bilanzierten Redispatch.\r\nWichtige Schritte sind die Aufnahme\r\neiner finanziellen Kompensation in das Energiewirtschaftsgesetz\r\n(EnWG) und die Schaffung\r\neines geeigneten Anreizmodells zur proaktiven\r\nund qualitätsbewussten Teilnahme\r\nam Redispatch im Verteilnetz.\r\n10 – 50Hertz System- und Versorgungssicherheit gewährleisten\r\nBezahlbarkeit der Stromversorgung im Fokus 50Hertz – 1 1 2\r\nMehr Realismus bei den\r\nAusbauplanungen\r\nDie Beschleunigung des Netzausbaus ist weiterhin\r\nvon zentraler Bedeutung für Deutschland.\r\nDie bisher beschlossenen Maßnahmen\r\nder Genehmigungsbeschleunigung zeigen\r\nWirkung. In der neuen Legislaturperiode müssen\r\ndie Ausbauziele Erneuerbarer Energien\r\nund die damit verbundene Netzausbauplanung\r\njedoch einem Realitäts- und Notwendigkeitscheck\r\nunterzogen werden. Das heißt insbesondere:\r\nDer Fokus auf politisch gesetzte,\r\nzeitlich ambitionierte Elektrifizierungsziele,\r\netwa bei der Elektromobilität und beim Ausbau\r\nder Wärmepumpen, darf den Blick für die\r\ntatsächlichen Entwicklungen des Stromverbrauchs\r\nnicht verstellen.\r\nEine aktuelle Studie von e.venture aus dem\r\nJahr 2024 im Auftrag von 50Hertz zeigt, dass\r\nder Stromverbrauch bis 2045 deutlich ansteigen\r\nwird. Dieser Anstieg wird jedoch deutlich\r\nlangsamer erfolgen als bisherige Prognosen\r\nes vorsehen, auf denen die gegenwärtigen\r\nNetzausbauplanungen beruhen. Konkret\r\nheißt das: Der nächste Netzentwicklungsplan\r\nsollte ein Szenario beinhalten, das von einem\r\ngeringeren Anstieg des Stromverbrauchs\r\nausgeht. Auf dieser Basis ließe sich der notwendige\r\nÜbertragungsnetzausbau effizienter\r\nstaffeln. Dies wiederum sorgt für einen effektiveren\r\nInvestitionsmitteleinsatz beim Netzausbau\r\nund begrenzt so die Kosten des Systemumbaus\r\nfür die Netznutzer.\r\nBezahlbarkeit der Stromversorgung im Fokus\r\n12 – 50Hertz Bezahlbarkeit der Stromversorgung im Fokus\r\nFreileitungen als Standard für neue\r\nGleichstromprojekte festlegen\r\nDer aktuelle gesetzliche Rahmen sieht vor,\r\ndass große Gleichstromprojekte als Erdkabel\r\nausgeführt werden. Erdkabel sind\r\njedoch erheblich teurer als Freileitungsprojekte.\r\n50Hertz empfiehlt daher, die neuen DC\r\n4X-Projekte des Netzentwicklungsplans 2023\r\nauf Freileitungen umzustellen. In Summe würden\r\ndadurch etwa 20 Milliarden Euro für die\r\nNetzkunden eingespart.\r\nDazu kommen weitere Vorteile von Freileitungen,\r\netwa mit Blick auf die Verfügbarkeit\r\nund die Reparaturgeschwindigkeit im Falle\r\neines Schadens. Außerdem sollten auch mögliche\r\nweitere DC-Projekte künftiger Netzentwicklungspläne\r\nals Freileitungsprojekte ausgeführt\r\nwerden. Es sollte sich dabei um eine\r\nGrundsatzentscheidung handeln. Ein Wechsel\r\nzwischen Erdkabel und Freileitung innerhalb\r\neines Projektes ist weder aus Akzeptanz- noch\r\naus technischen Gründen zielführend.\r\nNetzentgelte stabilisieren:\r\nWirtschaft und Haushalte entlasten\r\nEine pragmatischere Netzplanung, die\r\ndamit einhergehende Staffelung neuer\r\nProjekte sowie mehr Netzdienlichkeit beim\r\nAnschluss von Erzeugern und Verbrauchern\r\nkönnen\r\ngemeinsam dazu beitragen, die Kosten\r\nder Energiewende zu senken und damit\r\ndie Akzeptanz in der Bevölkerung zu erhöhen.\r\nDennoch steht außer Frage, dass in den\r\nnächsten 15 bis 20 Jahren Investitionen in\r\nden Netzausbau in Höhe mehrerer Hundert\r\nMilliarden Euro getätigt werden müssen.\r\n20 Mrd. €\r\nEinsparungen würde die Umstellung auf\r\nFreileitungen in den DC 4X-Projekten\r\nbewirken.\r\nGleichzeitig werden die Redispatchkosten erst\r\nmit der Inbetriebnahme großer Netzausbauprojekte\r\nabsehbar sinken. Das bedeutet, dass\r\nin den kommenden Jahren hohe Investitionen\r\nin den Netzausbau mit nur langsam sinkenden\r\nRedispatchkosten zusammenfallen. Ohne konkrete\r\nMaßnahmen könnten die Netzentgelte\r\nauf dem gegenwärtig hohen Niveau verbleiben\r\noder weiter steigen und zu einer Belastung für\r\nHaushalte und Industrie werden.\r\nDaher sind Maßnahmen erforderlich, die zur\r\nStabilisierung der Netzentgelte beitragen und\r\ndie Wirtschaft und Haushalte im Bereich der\r\nStrompreise unmittelbar entlasten. Verschiedene\r\nOptionen sind denkbar: ein Bundeszuschuss\r\nzu den Übertragungsnetzentgelten\r\noder die Herausnahme einzelner Kostenbestandteile\r\naus den Netzentgelten mit einer\r\nFinanzierung über den Bundeshaushalt.\r\nAuch die Einführung eines Amortisationskontos\r\nStrom, über das die Netzentgelte in der\r\nTransformationsphase über Bundeszuschüsse\r\ngedämpft werden, die in der späteren Stabilisationsphase\r\nwieder zurückgezahlt werden,\r\noder die Finanzierung über einen Energiewendefonds\r\nwären denkbare Lösungswege.\r\nNeben der Frage nach der Finanzierung der\r\nNetzkosten sollte ebenfalls über die Kostenverteilung\r\nneu debattiert werden.\r\nAktuell werden die Netzkosten vor allem über\r\ndie Netznutzungsentgelte und Baukostenzuschüsse\r\nvon den Stromverbrauchern getragen.\r\nZukünftig sollten auch Einspeiser wie\r\netwa\r\nErneuerbare-Energien-Anlagen durch\r\ndie Erhebung von Baukostenzuschüssen an\r\nden Netzkosten beteiligt werden. Der Baukostenzuschuss\r\nkönnte zudem so ausgestaltet\r\nwerden, dass er zusätzlich eine system- und\r\nnetzdienliche Steuerungswirkung entfaltet.\r\nWeiterhin ist die Struktur der Netzentgelte so\r\nanzupassen, dass Fehlanreize (wie aktuell zum\r\nBeispiel aus der Bandlastregelung für Industriekunden)\r\nbehoben werden. Die angepasste\r\nNetzentgeltstruktur sollte flexibles Verhalten\r\nbelohnen, Netzdienlichkeit berücksichtigen\r\nsowie (bei flexiblem systemdienlichem Verhalten)\r\nzu keiner Zusatzbelastung für industrielle\r\nVerbraucher führen.\r\nBezahlbarkeit der Stromversorgung im Fokus 50Hertz – 13\r\n14 – 50Hertz Attraktivität für Investitionen in das Übertragungsnetz erhalten\r\nRegulatorischen Rahmen anpassen\r\nInvestitionen in Infrastrukturen sind zentral\r\nfür das Gelingen der Energiewende und\r\ndie Stärkung des Wirtschaftsstandortes. Der\r\nenorme Kapitalbedarf der Energiewende wird\r\nvor allem durch private Investitionen gedeckt.\r\nUm die Investitionen in ein klimaneutrales\r\nEnergiesystem zu stemmen, sind dringend\r\nVerbesserungen am regulatorischen Rahmen\r\nerforderlich. Denn die gegenwärtigen\r\nregulatorischen Rahmenbedingungen passen\r\n– auch vor dem Hintergrund des harten\r\ninternationalen Wettbewerbs – nicht zum notwendigen\r\nKapitalbedarf. So liegt der Eigenkapitalzinssatz\r\nfür Netzbetreiber in Deutschland\r\nderzeit mit 4,13 Prozent nach Steuern für\r\nalle Investitionen bis 2023 deutlich unter dem\r\ninternationalen Durchschnitt in Höhe von\r\n3\r\n4,13 %\r\nAttraktivität für Investitionen in das\r\nÜbertragungsnetz erhalten\r\nDer Eigenkapitalzins für deutsche Netzbetreiber\r\nliegt derzeit mit 4,13 Prozent\r\nnach Steuern für alle Investitionen bis\r\n2023 deutlich unter dem internationalen\r\nDurchschnitt.\r\n6,1 Prozent nach Steuern. Für Neuinvestitionen\r\nab 2024 gilt ein stark volatiler, sich täglich\r\nändernder Zins, welcher derzeit bei ca. 5,65\r\nProzent nach Steuern liegt. Daher braucht es\r\njetzt eine Anpassung der Rahmenbedingungen\r\ndurch die Bundesnetzagentur, welche\r\ninfolge des EuGH-Urteils nunmehr auch die\r\nChance hat, den Regulierungsrahmen insbesondere\r\nab 2029 weiterzuentwickeln.\r\nAttraktivität für Investitionen in das Übertragungsnetz erhalten 50Hertz – 15\r\nNeben dem Eigenkapitalzins sind weitere\r\nRegulierungsbausteine entsprechend so auszugestalten,\r\ndass die Finanzierungsfähigkeit\r\nins Übertragungsnetz gestärkt wird. Dazu\r\ngehören unter anderem die Festlegung einer\r\nangemessenen Referenzzinsreihe für die\r\nAnerkennung von Fremdkapitalkosten und\r\ndie vollständige Betriebskostenrefinanzierung\r\nmit ausgewogenen Anreizsystemen, um die\r\nInnenfinanzierung zu sichern.\r\nCapital Allowances ermöglichen\r\nEine wirksame Maßnahme zur Verbesserung\r\nder Liquidität der Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber\r\nsowie zur Schaffung von\r\nAnreizen für Lieferanten könnten steuerliche\r\nSonderabschreibungen für Investitionen\r\nim Zusammenhang mit dem Netzausbau im\r\nEnergiebereich darstellen. Diese Maßnahme\r\nkönnte auch dazu beitragen, Ressourcen in\r\ndie Branche der Lieferanten der Netzbetreiber\r\numzulenken, um Lieferengpässe langfristig\r\nzu reduzieren.\r\nEin Vorschlag wäre die Einführung sogenannter\r\n„Capital Allowances“ (Kapitalfreibeträge),\r\nalso steuerlicher Sonderabschreibungen für\r\nInvestitionen, die unmittelbar für den Netzausbau\r\nrelevant sind. Diese Regelung könnte\r\nsowohl für Netzbetreiber als auch für deren\r\nZulieferer gelten. In einigen Ländern wie Großbritannien,\r\nIrland, Estland, Lettland sowie Australien\r\nund Singapur existieren bereits solche\r\nModelle. Dort können, abhängig von der\r\nKategorie des Investitionsgutes, erheblich\r\nkürzere steuerliche Nutzungsdauern angesetzt\r\nwerden.\r\n16 – 50Hertz Of fshore-Windenergiepotenziale heben: europäisch koordiniert, national optimiert\r\nOffshore-Windenergie spielt eine zentrale\r\nRolle bei der Energiewende. Sie bietet erhebliche\r\nPotenziale zur Reduzierung von CO₂-\r\nEmissionen und zur Sicherstellung einer nachhaltigen\r\nund stabilen Stromversorgung.\r\nOffshore-Ausbau in Deutschland\r\noptimieren\r\nIn Deutschland führen die aktuellen Planungen\r\nvon 70 GW Offshore-Windenergie bis\r\nzum Jahr 2045 aufgrund begrenzter Flächenverfügbarkeiten\r\nzu einem verdichteten Ausbau\r\nund steigenden Verschattungseffekten\r\nder Offshore-Windparks, insbesondere in\r\nden Zonen 2 und 3 in der Nordsee. Dies hat\r\nzur Folge, dass die Volllaststunden und damit\r\ndie tatsächliche Windstromerzeugung in den\r\ndort geplanten Offshore-Windparks erheblich\r\nsinken. Mehr installierte Leistung führt somit\r\nnicht automatisch zu mehr Stromproduktion,\r\nsondern bei falscher Planung zu Mehrkosten\r\npro installiertem Megawatt.\r\nUm die Kosten für den Offshore-Ausbau und\r\ndie Netzanschlüsse zu reduzieren, sollten Maßnahmen\r\nwie ein Neuzuschnitt noch nicht vergebener\r\nOffshore-Windparkflächen ergriffen\r\nwerden, um Verschattung zu minimieren. Dies\r\nwürde zudem zu einem effizienteren Netzausbau\r\nund damit auch zu einer geringeren\r\nBelastung der Offshore-Netzumlage führen.\r\nOffshore-Windenergie europäisch\r\ndenken\r\nDie Offshore-Windenergiepotenziale sind in\r\nEuropa unterschiedlich verteilt. Um mögliche\r\n4Offshore-Windenergiepotenziale heben:\r\neuropäisch koordiniert, national optimiert\r\nOf fshore-Windenergiepotenziale heben: europäisch koordiniert, national optimiert 50Hertz – 17\r\nKostensenkungspotenziale zu heben, sollten\r\nauch andere europäische Länder wie Dänemark\r\nund die baltischen Staaten ihre Offshore-\r\nWindenergiepotenziale in der Nordund\r\nOstsee über den eigenen Bedarf hinaus\r\nerschließen und ausbauen können. Dafür ist\r\neine länderübergreifende, idealerweise europäische\r\nKoordination sinnvoll. Dies erfordert\r\ninternationale Dialoge und Vereinbarungen\r\nsowie gesetzliche Regelungen, die den Übertragungsnetzbetreibern\r\ndie Refinanzierung\r\nder Anbindungskosten ermöglichen.\r\nZur Förderung einer verstärkten europäischen\r\nZusammenarbeit beim Ausbau der Offshore-\r\nWindenergie in Nord- und Ostsee sind verschiedene\r\npolitische Maßnahmen auf bilateraler\r\nund europäischer Ebene notwendig. Dazu\r\ngehören die Initiierung und das Vorantreiben\r\nkonkreter Projekte durch zwischenstaatliche\r\nVereinbarungen sowie die Einführung\r\nvon regulatorischen Rahmenbedingungen in\r\nDeutschland und auf EU-Ebene zur Förderung\r\nund Unterstützung von Kooperationsprojekten,\r\neinschließlich gemeinsamer Planung\r\nund Finanzierung grenzüberschreitender\r\nOffshore-Anbindungen. Außerdem sollte\r\nstärker als bisher die Möglichkeit in Betracht\r\ngezogen werden, ausländische Windparks,\r\netwa aus Dänemark, anzuschließen. Radiale\r\nAnbindungen von Windparks aus ausländischen\r\nGewässern nach Deutschland können,\r\nje nach Standort, kostengünstiger angeschlossen\r\nwerden als weit entfernte nationale\r\nFlächen. Dies zahlt bei einem effizienteren\r\nMitteleinsatz ebenfalls auf das Erreichen der\r\nKlimaziele ein.\r\n18 – 50Hertz Projektrealisierung vereinfachen\r\nRechtssicherheit für Planungsverfahren\r\nschaffen / RED III umsetzen\r\nFür die Energiewende ist entscheidend, dass\r\ndie Rahmenbedingungen für den Ausbau der\r\nStromnetze so ausgestaltet sind, dass die aufwendigen\r\nPlanungs- sowie Genehmigungsverfahren\r\nin einem sicheren Rechtsrahmen\r\nerfolgen können. Unabdingbar ist hierbei die\r\ngute und verlässliche Zusammenarbeit mit\r\nden jeweiligen Behörden. Ein weiterer wichtiger\r\nBaustein für die Akzeptanz und damit\r\nauch die Realisierung der Projekte ist die frühe\r\nÖffentlichkeitsbeteiligung, durch welche die\r\nwichtige Vertrauensbildung sowie Akzeptanz\r\nder Planungsverfahren ermöglicht wird.\r\nDer Prozess der frühen Öffentlichkeitsbeteiligung\r\nim Rahmen der Änderung des § 25a Verwaltungsverfahrensgesetz\r\nsollte dabei nicht\r\nzu stark formalisiert werden, um auf örtliche\r\nBesonderheiten weiterhin individuell eingehen\r\nzu können.\r\nIn den letzten drei Jahren wurden bereits fortschrittliche\r\ngesetzliche Regelungen umgesetzt,\r\ndie zum einen eine Beschleunigung\r\nder Planungs- und Genehmigungsprozesse\r\nermöglichen und zum anderen administrative\r\nProzesse verschlanken. Zu nennen sind hier\r\ninsbesondere der Pakt für Planungs-, Genehmigungs-\r\nund Umsetzungsbeschleunigung\r\nsowie die nationale Umsetzung der EU-Notfallverordnung.\r\nFür die nächste Legislaturperiode\r\nbraucht es die zügige Umsetzung\r\nder Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III)\r\nsowie eine Überprüfung und den Beschluss\r\ndes Bundesbedarfsplangesetzes, um die notwendige\r\nRechtssicherheit für die Planungs-\r\n5 Projektrealisierung vereinfachen\r\nund Genehmigungsverfahren der neuen\r\nNetzausbauprojekte zu schaffen.\r\nAuf europäischer Ebene sollte sich die Bundesregierung\r\ndafür einsetzen, die Umwelthaftungsrichtlinie\r\nmit den Regelungen der\r\nNotfallverordnung und Erneuerbare-Energien-\r\nRichtlinie in Einklang zu bringen. Weiteres\r\nBeschleunigungspotenzial kann zudem durch\r\ndie Erweiterung des RED-III-Rahmens um die\r\nWasserrahmenrichtlinie sowie durch eine Harmonisierung\r\nvon FFH- und Vogelschutz-Richtlinie\r\ngehoben werden.\r\nFlächenverfügbarkeit erhöhen und\r\nAkzeptanz vor Ort sichern\r\nDie Flächenverfügbarkeit für die Stromnetzinfrastruktur\r\nwird zunehmend problematisch.\r\nDies betrifft insbesondere die Erweiterung\r\nvon Umspannwerken. Zur Verknappung\r\nverfügbarer Flächen tragen unter anderem\r\nheranwachsende Bebauung oder der Landkauf\r\nfür den Bau von Batteriespeichern\r\noder Photovoltaikanlagen bei. Es bedarf\r\ndaher einer gesetzlichen Regelung für ein\r\nVorkaufsrecht für Netzbetreiber für Grundstücke,\r\ndie unmittelbar an Umspannwerke\r\noder ein Projekt grenzen.\r\nZu diesem Thema gehört auch: Städte und\r\nGemeinden fordern in laufenden Planungsverfahren\r\nhäufig Kompensationen für die auf\r\nsie zukommenden Lasten ein. Genannt werden\r\nhier unter anderem die Beschränkung\r\nder eigenen Entwicklungsfähigkeit oder die\r\nBeeinträchtigung von Siedlungsbereichen.\r\nDas für die Planung gültige Bündelungsgebot\r\nverstärkt diesen Effekt. Hierauf geben bislang\r\nAusgleichszahlungen für Freileitungen, wie sie\r\nderzeit in § 5 Abs. 4 StromNEV geregelt sind,\r\neine Antwort. Diese Regelung läuft 2028 aus\r\nund sollte fortgeschrieben werden.\r\nLieferkette entspannen – Vergaberecht\r\nvereinfachen\r\nDie Energiewende birgt ein erhebliches industrielles\r\nProduktionspotenzial für die europäische\r\nIndustrie. Die Nachfrage etwa nach\r\nsogenannten strategischen Netto-Null-Technologien\r\n(zum Beispiel HVDC-Kabel, Konver-\r\nProjektrealisierung vereinfachen 50Hertz – 19\r\nter) steigt in Europa und der Welt an und\r\nübertrifft in großen Teilen das Angebot. Es\r\nsollten daher sowohl die heimischen Lieferketten\r\nals auch die Attraktivität des europäischen\r\nAbsatzmarktes gestärkt werden, um den massiven\r\nNetzausbauzielen und den damit verbundenen\r\nnotwendigen Investitionen in technische\r\nAnlagen und Dienstleistungen gerecht\r\nzu werden.\r\nNational und insbesondere auf europäischer\r\nEbene sollte sich dafür eingesetzt werden,\r\ndass die Bemühungen zur weiteren Entbürokratisierung\r\nvon Auftragsvergaben, zu der\r\nFlexibilisierung von Vergabeprozessen, der\r\nErhöhung von Gestaltungsspielräumen für\r\n(Sektoren-)Auftraggeber sowie Bestrebungen\r\nzur Beschleunigung von Vergaben bei\r\nder vorgesehenen Evaluierung des europäischen\r\nVergaberechts fortgesetzt werden. Dies\r\ngilt gleichermaßen für die Implementierung\r\ndes Net-Zero Industry Acts. Hier sollte sich\r\ndie Bundesregierung in den entsprechenden\r\nKomitologieverfahren dafür einsetzen, dass\r\neuropäische Regelungen nicht zu zusätzlichen\r\nEngpässen in der Lieferkette führen.\r\nDas europäische Rahmenwerk des Vergaberechts\r\nsollte insbesondere dazu beitragen, die\r\nQualität der Angebote differenziert abzubilden\r\nund damit die Grundlage für wirtschaftlich\r\nnachhaltige Entscheidungen zu schaffen.\r\nFür das Gelingen einer zügigen und wirtschaftlichen\r\nEnergiewende ist es vor allem\r\nerforderlich, die vergaberechtsfreien Kooperationsmöglichkeiten\r\nzwischen Sektorenauftraggebern\r\nzu stärken.\r\nInfrastruktur für Schwerlasttransporte\r\nerhalten\r\nStromnetzbetreiber müssen große und\r\nschwere Betriebsmittel, insbesondere Transformatoren\r\nund Kabel, für den Bau von Projekten\r\nund für Reparaturen im Störungsfall transportieren.\r\nDer zunehmend schlechte Zustand\r\nder Infrastruktur, die Verringerung von Durchfahrtshöhen,\r\ndie Erhöhung von Bahnsteigkanten\r\nund die Ablastung von Brücken führen\r\ndabei zu erheblichen Einschränkungen.\r\nAlternative Konstruktionen oder Transportwege\r\nstehen nur bedingt zur Verfügung. Eine\r\nbereits bestehende Arbeitsgruppe für das\r\n20 – 50Hertz Projektrealisierung vereinfachen\r\nThema Schienentransporte, an der die Deutsche\r\nBahn, das Bundesministerium für Wirtschaft\r\nund Klimaschutz (BMWK), das Bundesministerium\r\nfür Digitales und Verkehr (BMDV)\r\nund die vier Übertragungsnetzbetreiber mitwirken,\r\nsollte auch in der nächsten Legislaturperiode\r\nfortgesetzt werden und zeitnah\r\nzu greifbaren Ergebnissen führen. Mit dem\r\njüngsten Bundesratsbeschluss zur VwV-StVO\r\nGroß- und Schwertransport vom 20.12.2024\r\nwurden bereits einige Forderungen der ÜNB\r\nberücksichtigt. Dazu zählen insbesondere die\r\nAusweitung der Nachtfahrten sowie die Priorisierung\r\nvon Transporten von Kabelrollen und\r\nGroßtransformatoren im Reparaturfall.\r\nProjektrealisierung vereinfachen 50Hertz – 21\r\n22 – 50Hertz Energiewende smarter umsetzen\r\nUnabhängigkeit bei digitalen Lösungen\r\nfördern\r\nDie Digitalisierung bietet immense Möglichkeiten,\r\nden Ausbau und Betrieb des Stromnetzes\r\neffizienter und resilienter zu gestalten.\r\nGerade für letztgenannten Aspekt ist es\r\nwichtig, dass die Abhängigkeit bei der Steuerung\r\ndes Stromnetzes so gering wie möglich\r\ngehalten wird und die Stromnetzbetreiber in\r\ndie Lage versetzt werden, eigenverantwortlich\r\nLösungen digitaler Herausforderungen\r\nzu entwickeln. Zur Bewältigung der digitalen\r\nHerausforderungen sind Open-Source-Projekte\r\nein wichtiger Ansatz, den die Bundesregierung\r\ndurch gezielte Förderprogramme\r\nfür Open-Source-Projekte und Entwicklergemeinschaften\r\nstärken sollte.\r\nEinen Data-Hub für die Marktkommunikation\r\nauf den Weg bringen\r\nGegenwärtige, aber auch künftige Anforderungen\r\nan das Energiesystem und die damit\r\neinhergehende Zunahme der Komplexität des\r\nDatenaustauschs zwischen den Marktteilnehmern\r\nam deutschen Energiemarkt (Marktkommunikation)\r\nlassen sich bisher nur sehr\r\nineffizient, unzureichend oder gar nicht abbilden:\r\nDas Datenaufkommen steigt unter anderem\r\ndurch den Smart-Meter-Rollout, neue\r\nAnwendungsfälle (zum Beispiel dynamische\r\nStromtarife), eine zunehmende Anzahl auch\r\nkleinerer und nicht professioneller Akteure\r\n(zum Beispiel Haushalte mit E-Autos und Wärmepumpen)\r\nsowie die notwendige Interoperabilität\r\nvon Daten über Sektoren- und Ländergrenzen\r\nhinweg massiv an – gleichzeitig\r\n6 Energiewende smarter umsetzen\r\nsteigen auch die Anforderungen an die\r\nQualität dieser Daten sowie das Maß und\r\ndie Geschwindigkeit, in welcher diese untereinander\r\nausgetauscht werden müssen.\r\nDie Energiewirtschaft braucht deshalb ein\r\nlangfristig tragfähiges, neues Datenökosystem,\r\neinen Datenraum bzw. „Data Hub“, der\r\nvon Anfang an als modulares System, also\r\nerweiterbar, ausgelegt werden sollte.\r\nPlanungsdaten digital teilen, Doppelerhebungen\r\nvermeiden\r\nDie Beschleunigung von Planungsverfahren\r\nkann vor allem durch die Bereitstellung digitaler,\r\nöffentlich verfügbarer Umweltdaten gelingen.\r\nDiese Daten können entweder für die\r\nRaumordnung bzw. Bundesfachplanung oder\r\ndie Vorbereitung von Planfeststellungsverfahren\r\ndienen. Auch die noch umzusetzende\r\nRED-\r\nIII-Richtlinie setzt auf öffentlich verfügbare\r\nUmweltdaten. Damit steht und fällt künftig die\r\nQualität eines ausgewiesenen Infrastrukturgebietes,\r\ndas wiederum Grundlage für die Planunterlagen\r\nvon 50Hertz sein soll.\r\nMit der Bereitstellung vorhandener Daten\r\naller in einer Region tätigen Vorhabenträger,\r\netwa von Windenergieanlagen, können\r\nDatenlücken und unnötige wie teure Doppelkartierungen\r\nvermieden werden. Dafür sollten\r\ndie in unterschiedlichen Verfahren erhobenen\r\nDaten sowohl für Behörden als auch für\r\nDritte bereitgestellt werden. Die landesseitig\r\nzuständigen Behörden sollten zudem in die\r\nLage versetzt werden, die Qualität der Daten\r\nvor ihrer Bereitstellung zügig zu prüfen. Dafür\r\nbraucht es vor allem Personal und den Austausch\r\nder Behörden untereinander. So ließe\r\nsich auch ein weiteres Ziel besser erreichen:\r\ndie Umweltdaten aktuell zu halten. Es braucht\r\nein konzertiertes Zusammenwirken aller am\r\nPlanungsprozess beteiligten Akteure, um den\r\ndann aufgebauten Datenstock zielgerichtet\r\nfür anstehende Vorhaben zu aktualisieren.\r\nEnergiewende smarter umsetzen 50Hertz – 23\r\n50Hertz – 24\r\n50hertz.com\r\n50Hertz Transmission GmbH\r\nHeidestraße 2\r\n10557 Berlin\r\nT +49 30 5150 0\r\npolitik@50hertz.com\r\n50hertz.com/de/Transparenz/\r\nPositionenundKontakte\r\nAnsprechpartner*innen\r\nBrigita Jeroncic\r\nLeiterin Kommunikation\r\nPolitik & Reputationsmanagement\r\nT +49 30 5150 2794\r\nBrigita.Jeroncic@50hertz.com\r\nAlexander Sewohl\r\nFachgebietsleiter Energiepolitik\r\nT +49 30 5150 4605\r\nAlexander.Sewohl@50hertz.com\r\nKonzept\r\n50Hertz\r\nGestaltung\r\nHeimrich & Hannot GmbH\r\nBildnachweis\r\nTitelbild – Jan Pauls, S. 3 – 50Hertz\r\nDruck\r\nDruckteam Berlin\r\nStand\r\nJanuar 2025\r\nWofür wir uns einsetzen?\r\nHier finden Sie die Positionspapiere\r\nund Stellungnahmen von\r\n50Hertz zu energiepolitischen\r\nThemen."},"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 Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-01-27"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009522","regulatoryProjectTitle":"Angemessene Lärmvorgaben für das Höchstspannungsnetz","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/3a/78/324605/Stellungnahme-Gutachten-SG2406280022.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":"1\r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, 18.06.2024 | Seite 1 von 2\r\nSTELLUNGNAHME DER ÜBERTRAGUNGSNETZBETREIBER\r\nZUM REFERENTENENTWURF DER BUNDESREGIERUNG \r\nFÜR DIE ZWEITE VERWALTUNGSVORSCHRIFT \r\nZUR ÄNDERUNG DER TA LÄRM VOM 24.05.2024\r\nAllgemeine Bewertung des Entwurfes\r\nDie vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) mit Regelzonenverantwortung warnen vor einer Regelung für her\u0002anrückende Wohnbebauung an Anlagen und Leitungen des Höchstspannungsnetzes, die keine angemessene Rücksicht \r\nauf Ausbaubedarfe der Stromnetze und die dabei einzuhaltenden Lärmvorgaben nehmen würde. Eine solche Regelung \r\nwürde den Stromnetzausbau in ganz Deutschland aufgrund der dann geltenden strengeren Regeln erheblich behindern.\r\nDer vorliegende Vorschlag hat das Problem grundsätzlich erkannt, es besteht allerdings noch deutlicher Nachbesse\u0002rungsbedarf, der in den folgenden Detailkommentierungen aufgezeigt wird.\r\nDetailkommentierung\r\nArtikel 1\r\nNummer 6.1 Abs. 1 Buchstabe e neu:\r\nFür Umspannwerke und Konverter-Stationen, soweit diese außerhalb von witterungsbedingten Immissionen nicht unter \r\n§ 49 Abs. 2b EnWG fallen, kann die Absenkung der Richtwerte gegenüber dem bisherigen Dorfgebiet eine Einschrän\u0002kung bezüglich der Anlagen bedeuten. Die absehbar schwierige Abgrenzung zwischen Dorfgebiet und dörflichem \r\nWohngebiet bietet zudem erhebliches zusätzliches Konfliktpotential.\r\nNummer 7.5 neu:\r\nZu Abs. 4\r\nist klarzustellen, \r\n• welche Richtwerte gelten, wenn eine (Industrie-)Anlage umgebaut wird, die in der Nähe einer bereits „heran\u0002gerückten“ Wohnbebauung liegt.\r\n• welche Regelung nach dem 31.Dezember 2032 gilt. Werden dann die Richtwerte der Nr. 6.1 der TA Lärm An\u0002wendung finden? Muss dann die industrielle oder gewerbliche Nutzung, die dann zu erhöhten Immissionen \r\nbeiträgt, von der Wohnbebauung weichen oder gar komplett zurückbauen? \r\nNach unserem Verständnis entfallen die erhöhten Werte nicht rückwirkend für die betroffenen, herangerück\u0002ten Gebiete, sondern bei Gebieten, die nach dem Stichtag heranrücken, greift die Experimentierklausel nicht \r\nmehr. Dies sollte entsprechend klargestellt werden. \r\nIn Abs. 5 \r\nwerden sonstige bestehende Möglichkeiten der planerischen Lärmkonfliktbewältigung bei dem Heranrücken von \r\nWohnbebauung an gewerblich, industriell oder hinsichtlich ihrer Geräuscheinwirkungen vergleichbar genutzte Gebiete \r\nnicht ausgeschlossen. Derartige sonstige Lärmkonfliktbewältigung sollte jedoch vorrangig vor der Sonderfallregelung \r\ngenutzt werden und nicht nur nicht ausgeschlossen sein (vgl. auch Begründung zu der Regelung, die sich jedoch nicht \r\nim Wortlaut spiegelt). \r\nZu Abs. 6:\r\nIn der Normbegründung sollte ein Hinweis ergänzt werden, dass für Anlagengeräuschen von Höchstspannungsnetzen \r\ngemäß § 49 Abs. 2b EnWG eine Sonderregelung besteht. \r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, | Seite 2 von 2\r\nEs ist insgesamt darauf zu achten, dass Abs. 6 und Abs. 1 harmonisiert werden hinsichtlich der Gebietseinstufungen, \r\ndenn ansonsten besteht das Risiko, dass das schützenswürdigste Gebiet gerade nicht von der Ausnahme erfasst wird:\r\nDie Rückausnahme in Abs. 6 für solche Vorhaben, deren Änderung oder Erweiterung im öffentlichen Interesse liegen \r\n(insbesondere Hochspannungsfreileitungen), ist scheinbar nicht vollständig. Denn sie bezieht sich nur auf Heranrücken \r\nvon Wohnbebauung in urbanen Gebieten sowie in Kern- und Mischgebieten. Absatz 1 bezieht sich jedoch auf das Her\u0002anrücken von Wohnbebauung in urbanen Gebieten, in Kern- und Mischgebieten sowie in allgemeinen Wohngebieten.\r\nFür heranrückende Wohnbebauung in allgemeinen Wohngebieten gilt die Rückausnahme für Hochspannungsfreileitun\u0002gen also nicht. Das Allgemeine Wohngebiet muss nach Auffassung der ÜNB in Abs. 6 ergänzt werden.\r\nIm Abs. 6 sollte unter dem Gesichtspunkt der Anlagenerweiterung auch der Neubau von Hochspannungsleitungen ne\u0002ben einer vorhandenen Hochspannungsleitung benannt werden, insbesodere auch der Parallelneubau.\r\nEs wird begrüßt, dass Hochspannungsfreileitungen von der Experimentierklausel explizit ausgenommen werden. Es \r\nsollte hierbei ergänzend klargestellt werden, dass alle Anlagen und Leitungen des Höchstspannungsnetzes von der \r\nKlausel ausgenommen sind, also insbesondere auch Umspannanlagen. Zudem wäre eine Klarstellung wünschenswert, \r\ndass es um Hochspannungsfreileitungen im Sinne des § 43 I 1 Nr. 1 EnWG geht, also mit Spannung von 110 kV oder \r\nmehr.\r\nWeiterhin erscheint es, dass der Trennungsgrundsatz des § 50 BImSchG durch diese Regelung nicht konkretisiert, \r\nsondern konterkariert wird. Dies entspricht nicht den Anforderungen an eine allgemeine Verwaltungsvorschrift, die die \r\ngesetzlichen Regelungen konkretisieren soll. \r\nDarüber hinaus geben die ÜNB folgenden allgemeinen Hinweis zu Nummer 7.5:\r\nDurch die Verringerung des Abstands zwischen den geräuschemittierenden Anlagen und den Wohnnutzungen können \r\nbelästigende Geräuschcharakteristiken wie Ton- oder Impulshaltigkeiten deutlich pegelbestimmender sein. In der Be\u0002gründung wird auf mögliche Töne und Impulse Bezug genommen, der Verweis auf das zu erreichende Bauschalldämm\u0002maß der Fassade erscheint dabei aber nicht ausreichend. Insbesondere bei gekippten Fensterflächen können sich diese \r\nGeräusche trotz ausreichender Dämpfung durch die Fassade sehr störend auf die Nachtruhe auswirken. Darüber hinaus \r\nliegt der maßgebliche Immissionsort weiterhin vor dem Fenster, so dass die mindernden Eigenschaften der Fassade \r\nkeinen Einfluss auf die Bildung von Zuschlägen für Ton- und Impulshaltigkeiten haben.\r\nWeiterhin besteht ein höheres Konfliktpotential durch mögliche tieffrequente Geräuscheinwirkungen, welche durch die \r\nleichteren Teile der Außenfassaden keine ausreichende Dämpfung erfahren.\r\nAus diesem Grund wird zu Absatz 5 (siehe oben) der explizite Wunsch geäußert, dass Umspannwerke und Konverter\u0002Stationen in die Ausnahme der Nummer 7.5 inkludiert werden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"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}}]},"sendingDate":"2024-06-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009523","regulatoryProjectTitle":"Systemdienlicher Hochlauf der Wasserstoffinfrastruktur","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/cc/a5/328465/Stellungnahme-Gutachten-SG2407010033.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":"Systemdienliche Elektrolyse\r\nim Rahmen des WindSeeG\r\nEine gemeinsame Analyse von TenneT & 50Hertz\r\n11.12.2023 | TenneT & 50Hertz\r\n\r\nEignungsgebiete für eine netzdienliche Verortung\r\nvon Elektrolyseuren im Rahmen des §96 Abs. 6 WindSeeG (1/\r\nGemeinsame Ergebnisse von 50Hertz & TenneT zeigen:\r\n–\r\nIm Jahr 2030 ist eine besonders hohe engpasssenkende\r\nWirkung für Elektrolyseure in den nördlichen Bundesländern\r\ngegeben.\r\n–\r\nDer räumliche\r\nZuschnitt ähnelt der von der BNetzA ermittelten\r\n„Netzausbauregion“ (vgl. Graphik unten rechts).\r\n–\r\nDie Anschlussmöglichkeiten von Elektrolyseuren im\r\nEignungsgebiet sind begrenzt. Langfristig ist bei hohen\r\ninstallierten Leistungen eine großflächigere Verteilung\r\nnotwendig. Hier ist neben dem geplanten Netzausbau auch der\r\nangestrebte stärkere Ausbau von Erneuerbaren in\r\nSüddeutschland nützlich.\r\nSystemdienliche Elektrolyse 2\r\nQuellen: (1) Berechnungen auf Basis der Langfristanalysen 2030 (Netzausbauzustand P50): Ermittlung der Differenz der Engpassm\r\nana gementkosten\r\nim Vergleich zur Referenz ohne zusätzlichen Elektrolyseur (500 MW);\r\n(2) QuoVadis Studie https://www.element eins.eu/_Resources/Persistent/ca8686dd02b383a73ff56cd160bdbb139dc846ed/Quo Vadis Elektrolyse_DIN A4_quer_V8_ download.pdf\r\nEignungsgebiete für 3 GW systemdienliche Elektrolyseure\r\nin Deutschland im Rahmen des\r\nWindSeeG bis 2030\r\n\r\nNetzdienliche Verortung und Betriebsweise\r\nvon Elektrolyseuren im Rahmen des §96 Abs. 6 WindSeeG\r\nGemeinsame Ergebnisse von 50Hertz & TenneT zeigen:\r\n–\r\nDer\r\nvollumfängliche Nutzen systemdienlicher Elektrolyse erfolgt bei einer systemdienlichen Verortung plus\r\neiner systemdienlichen Betriebsweise . Dies sollte sich auch in den Ausschreibungsanforderungen\r\nwiederspiegeln.\r\n–\r\nEine systemdienliche Betriebsweise kann eine suboptimale Verortung von Anlagen nicht ausgleichen; aber bei\r\neiner günstigen Verortung die Vorteile weiter erhöhen.\r\n–\r\nEine systemdienliche Betriebsweise ermöglicht insb. auch eine Zu\r\nbzw. Abschaltung auf Anweisung des ÜNBs im\r\nRahmen eines effizienten und kostenoptimierten Netzengpassmanagements.\r\n–\r\nDer Beitrag von Elektrolyseuren zum Netzengpassmanagement hat kostensenkende Effekte und kommt damit\r\nden Endkunden zugute.\r\nSystemdienliche Elektrolyse 3\r\n\r\nSystemdienliche Elektrolyse\r\niSd §96 Abs. 6 WindSeeG\r\nAnforderungen an Stromnetzdienlichkeit\r\nSystemdienliche Elektrolyse 4\r\nStandort\r\nBetriebsweise\r\nAnlagengröße\r\n–\r\nGrundsätzlich: Verortung in\r\nNorddeutschland zur Vermeidung\r\nzusätzlicher Nord Süd Engpässe im\r\nÜbertragungsnetz.\r\n–\r\nStandorte direkt an Offshore\r\nNetzverknüpfungspunkten besonders\r\nsinnvoll (insb. bei Abhängigkeiten zu\r\nOnshore Netzausbau).\r\n–\r\nDefinition von Regionen vorab\r\nnotwendig.\r\n–\r\n50Hertz/TenneT bieten Unterstützung bei\r\nder Definition netzdienlicher Standorte\r\nan.\r\n–\r\nGrundsätzliche Betriebsweise erfolgt\r\nmarktbasiert bzw. entsprechend den\r\nKriterien für grünen Wasserstoff.\r\n–\r\nDarüber hinaus sollte ergänzend Zu\r\noder Abschaltung auf Anweisung durch\r\nÜNB (vorzugsweise kostenbasiert)\r\nmöglich sein.\r\n–\r\nGgf. können auch alternative\r\nSteuerungsinstrumente genutzt werden\r\n(vgl. § 13k EnWG).\r\n–\r\nAnlagengröße >100 MW sinnvoll\r\n–\r\nOffshore\r\nNetzanschlüsse stellen hohe\r\npunktuelle Stromeinspeisung dar;\r\ngroße Elektrolyseure hier besonders\r\nnetzdienlich.\r\n–\r\nDirekt am Übertragungsnetz\r\nangeschlossene Anlagen können u.U.\r\nweitere Systemdienstleistungen (z.B.\r\nBlindleistung) erbringen.\r\n–\r\nZwingende Notwendigkeit zur\r\nverbindliche Definition von erweiterten\r\nAnschlussanforderungen für\r\nGroßverbraucher, z.B. Arbeitsbereiche,\r\nFault Ride Through, Robustheit."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-03-20"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009524","regulatoryProjectTitle":"Optimierung von Flächenzuschnitten, Netzinfrastruktur und Prozessen beim Ausbau von Offshore Wind in der AWZ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c1/f9/500224/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310010.pdf","pdfPageCount":6,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"BMWK-Termin zum Thema \r\nOffshore-Kooperation\r\n29.01.2025\r\nOffshore Kooperationen 1 31.01.2025\r\nHLM intern\r\n01 Auslöser Investitionsentscheidung\r\n02 Verhältnis ex-ante-Regelung im Gesetz zur Kostenanerkennung zu ex-post-Prüfung\r\n03 Risiken der Kostenanerkennung aus ÜNB-Sicht\r\n04 Regelung der Haftungsrisiken\r\nAgenda\r\nOffshore Kooperationen 2 31.01.2025\r\n• Grundsätzlich ist der NEP Auslöser für Investitionen der ÜNB (bei Offshore zunächst Planung via FEP).\r\n• Ein Staatsvertrag zwischen den beteiligten Staaten ist für die Projektumsetzung notwendig und Grundlage für die \r\nAufnahme des Projektes in den NEP-Entwurf durch die ÜNB.\r\n• BNetzA sollte in die Erstellung Staatsvertrag mit eingebunden werden (Ausgestaltung rechtlich zu prüfen), so dass der \r\nStaatsvertrag im Einvernehmen von BMWK und BNetzA abgeschlossen wird. Im Staatsvertrag sollten bereits \r\nGrundsätze zur Kostentragung geregelt sein. \r\n• Eine klare Regelung zu den Kosten könnte ähnlich wie § 28f EnWG ausgestaltet werden, wobei zur Kostenaufteilung in \r\nAbs. 3 dann die jeweilige Vereinbarung festgehalten wird.\r\n• Gesetzlich (§ 12b EnWG) könnte definiert werden, dass der Staatsvertrag die gesetzliche Grundlage für die Aufnahme \r\nin den NEP bildet.\r\n• Zusätzlich zum Staatsvertrag ist ein Kooperationsvertrag zwischen den beteiligten ÜNBs notwendig.\r\nWas löst die Investitionskostenentscheidung aus, kann etwa zur \r\nKostenhöhe/Investitionshöhe auf den Staatsvertrag verwiesen werden? Ist der \r\nStaatsvertrag der Auslöser?\r\nOffshore Kooperationen 3 31.01.2025\r\n• Aktuelle Handhabung: NEP als Auslöser, zusätzlich Absicherung via IMA-Ersatzschreiben/Projektsteckbrief (Ex-ante\u0002Antrag, danach Ist-Abrechnung).\r\n• Die Regelung zur Wälzung über § 17f EnWG könnte auf hybride Interkonnektoren (Offshore) erweitert werden. \r\n• Grundsätze der Kostenanerkennung und Kostentragung sollte im Sinne der ÜNB auch im Staatsvertrag definiert \r\nwerden. Der Staatsvertrag regelt, welche Kosten im Projekt geteilt werden oder von einer Partei allein getragen werden \r\nund wie die Aufteilung dieser Kosten erfolgt (50/50 oder anderweitig). Auf dieser Basis würde die BNetzA dann das \r\nProjekt im NEP bestätigen. Alle Kosten, wie im Staatsvertrag festgehalten wären dann, vorbehaltlich Effizienzvergleich, \r\nanerkennungsfähig.\r\nReicht eine ex-ante-Regelung im Gesetz zur Kostenanerkennung für die ÜNB insb. mit Blick \r\nauf die BNetzA aus, die ja eher eine ex-post-Prüfung durchführt, kann dies vor dem \r\nHintergrund überhaupt in der Form geregelt werden?\r\nOffshore Kooperationen 4 31.01.2025\r\n• Generelles Risiko der Kostenanerkennung / Kürzung ineffizienter Kosten besteht auch heute (da keine IMAs mehr bei \r\nOffshore).\r\n• Aufnahme der Kostenpositionen und Aufteilung bereits im Staatsvertrag unter Einbezug der BNetzA.\r\n• Kostenteilung ist wesentlich für die spätere Projektumsetzung und kann von der grundsätzlichen politischen \r\nEntscheidung der Projektumsetzung nicht getrennt werden.\r\n• Bei der Kostenverteilung sind verschiedene Faktoren zu berücksichtigen (z. B. Verteilung der Grünstrommengen und \r\nEngpasserlöse, sonstige politische Belange), die in einem nachgelagerten Prozess voraussichtlich nicht bzw. schwer zu \r\nlösen sind und bei einer „Nichteinigung“ der Regulierungsbehörden zu einem Projektstopp führen könnte, was der \r\nVerpflichtung aus dem Staatsvertrag entgegenstehen würde.\r\n• Eine vom Standard abweichende Kostenteilung wäre dann im NEP aufzunehmen. \r\nWas sind aus ÜNB-Sicht die Risiken der Kostenanerkennung? Was bedarf überhaupt einer \r\nKostenregelung?\r\nOffshore Kooperationen 5 31.01.2025\r\n• Nichtverfügbarkeit (Verzögerung, Störung,…): \r\n• Entschädigung nach Regelung des Landes des OWP (Gerichtsstand je OWP zu definieren), Aufteilung im \r\nvereinbarten Verhältnis zwischen den Staaten wäre grds. denkbar. Möglichkeit Verursachungsprinzip: Kostentragung \r\ndurch das Land, auf dessen Assets der Fehler auftritt (Regelungen in Staatsvertrag zu definieren).\r\n• Mögliche Ergänzung § 17e EnWG um grds. Möglichkeit der Entschädigung ausländischer OWP, Details könnten im \r\nStaatsvertrag geregelt werden, da die Projekte im Einzelfall erheblich voneinander abweichen. \r\n• Keine Entschädigung für Störungen wären auch denkbar (würde dann entsprechend durch den OWP eingepreist), für \r\nVerzögerung wahrscheinlich schwer durchsetzbar.\r\n• Definition eines hybriden Interkonnektors zu klären (z. B. auch als ONAS (§ 3 Nr. 5 WindSeeG) oder in Analogie zu §\r\n3 Nr. 20c EnWG als hybride, grenzüberschreitende Elektrizitätsverbindungsleitung).\r\nHaftung: Wie können Haftungsrisiken geregelt werden, durch Verweis auf Staatsvertrag \r\n(Staatsvertrag als Auslöser), Verschiebung der Risiken auf den Windpark? Kosten würden \r\nin die ONU fließen?\r\nBMWK-Termin zum Thema \r\nOffshore-Kooperation\r\n29.01.2025\r\nOffshore Kooperationen 1 31.01.2025\r\nHLM intern\r\n01 Auslöser Investitionsentscheidung\r\n02 Verhältnis ex-ante-Regelung im Gesetz zur Kostenanerkennung zu ex-post-Prüfung\r\n03 Risiken der Kostenanerkennung aus ÜNB-Sicht\r\n04 Regelung der Haftungsrisiken\r\nAgenda\r\nOffshore Kooperationen 2 31.01.2025\r\n• Grundsätzlich ist der NEP Auslöser für Investitionen der ÜNB (bei Offshore zunächst Planung via FEP).\r\n• Ein Staatsvertrag zwischen den beteiligten Staaten ist für die Projektumsetzung notwendig und Grundlage für die \r\nAufnahme des Projektes in den NEP-Entwurf durch die ÜNB.\r\n• BNetzA sollte in die Erstellung Staatsvertrag mit eingebunden werden (Ausgestaltung rechtlich zu prüfen), so dass der \r\nStaatsvertrag im Einvernehmen von BMWK und BNetzA abgeschlossen wird. Im Staatsvertrag sollten bereits \r\nGrundsätze zur Kostentragung geregelt sein. \r\n• Eine klare Regelung zu den Kosten könnte ähnlich wie § 28f EnWG ausgestaltet werden, wobei zur Kostenaufteilung in \r\nAbs. 3 dann die jeweilige Vereinbarung festgehalten wird.\r\n• Gesetzlich (§ 12b EnWG) könnte definiert werden, dass der Staatsvertrag die gesetzliche Grundlage für die Aufnahme \r\nin den NEP bildet.\r\n• Zusätzlich zum Staatsvertrag ist ein Kooperationsvertrag zwischen den beteiligten ÜNBs notwendig.\r\nWas löst die Investitionskostenentscheidung aus, kann etwa zur \r\nKostenhöhe/Investitionshöhe auf den Staatsvertrag verwiesen werden? Ist der \r\nStaatsvertrag der Auslöser?\r\nOffshore Kooperationen 3 31.01.2025\r\n• Aktuelle Handhabung: NEP als Auslöser, zusätzlich Absicherung via IMA-Ersatzschreiben/Projektsteckbrief (Ex-ante\u0002Antrag, danach Ist-Abrechnung).\r\n• Die Regelung zur Wälzung über § 17f EnWG könnte auf hybride Interkonnektoren (Offshore) erweitert werden. \r\n• Grundsätze der Kostenanerkennung und Kostentragung sollte im Sinne der ÜNB auch im Staatsvertrag definiert \r\nwerden. Der Staatsvertrag regelt, welche Kosten im Projekt geteilt werden oder von einer Partei allein getragen werden \r\nund wie die Aufteilung dieser Kosten erfolgt (50/50 oder anderweitig). Auf dieser Basis würde die BNetzA dann das \r\nProjekt im NEP bestätigen. Alle Kosten, wie im Staatsvertrag festgehalten wären dann, vorbehaltlich Effizienzvergleich, \r\nanerkennungsfähig.\r\nReicht eine ex-ante-Regelung im Gesetz zur Kostenanerkennung für die ÜNB insb. mit Blick \r\nauf die BNetzA aus, die ja eher eine ex-post-Prüfung durchführt, kann dies vor dem \r\nHintergrund überhaupt in der Form geregelt werden?\r\nOffshore Kooperationen 4 31.01.2025\r\n• Generelles Risiko der Kostenanerkennung / Kürzung ineffizienter Kosten besteht auch heute (da keine IMAs mehr bei \r\nOffshore).\r\n• Aufnahme der Kostenpositionen und Aufteilung bereits im Staatsvertrag unter Einbezug der BNetzA.\r\n• Kostenteilung ist wesentlich für die spätere Projektumsetzung und kann von der grundsätzlichen politischen \r\nEntscheidung der Projektumsetzung nicht getrennt werden.\r\n• Bei der Kostenverteilung sind verschiedene Faktoren zu berücksichtigen (z. B. Verteilung der Grünstrommengen und \r\nEngpasserlöse, sonstige politische Belange), die in einem nachgelagerten Prozess voraussichtlich nicht bzw. schwer zu \r\nlösen sind und bei einer „Nichteinigung“ der Regulierungsbehörden zu einem Projektstopp führen könnte, was der \r\nVerpflichtung aus dem Staatsvertrag entgegenstehen würde.\r\n• Eine vom Standard abweichende Kostenteilung wäre dann im NEP aufzunehmen. \r\nWas sind aus ÜNB-Sicht die Risiken der Kostenanerkennung? Was bedarf überhaupt einer \r\nKostenregelung?\r\nOffshore Kooperationen 5 31.01.2025\r\n• Nichtverfügbarkeit (Verzögerung, Störung,…): \r\n• Entschädigung nach Regelung des Landes des OWP (Gerichtsstand je OWP zu definieren), Aufteilung im \r\nvereinbarten Verhältnis zwischen den Staaten wäre grds. denkbar. Möglichkeit Verursachungsprinzip: Kostentragung \r\ndurch das Land, auf dessen Assets der Fehler auftritt (Regelungen in Staatsvertrag zu definieren).\r\n• Mögliche Ergänzung § 17e EnWG um grds. Möglichkeit der Entschädigung ausländischer OWP, Details könnten im \r\nStaatsvertrag geregelt werden, da die Projekte im Einzelfall erheblich voneinander abweichen. \r\n• Keine Entschädigung für Störungen wären auch denkbar (würde dann entsprechend durch den OWP eingepreist), für \r\nVerzögerung wahrscheinlich schwer durchsetzbar.\r\n• Definition eines hybriden Interkonnektors zu klären (z. B. auch als ONAS (§ 3 Nr. 5 WindSeeG) oder in Analogie zu §\r\n3 Nr. 20c EnWG als hybride, grenzüberschreitende Elektrizitätsverbindungsleitung).\r\nHaftung: Wie können Haftungsrisiken geregelt werden, durch Verweis auf Staatsvertrag \r\n(Staatsvertrag als Auslöser), Verschiebung der Risiken auf den Windpark? Kosten würden \r\nin die ONU fließen?\r\nOffshore Kooperationen 6 31.01.2025\r\nOffshore Kooperationen 6 31.01.2025"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-01-30"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009525","regulatoryProjectTitle":"Beschleunigung der Planungs- und Genehmigungsverfahren von Strom-Höchstspannungsleitungen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/cb/04/324607/Stellungnahme-Gutachten-SG2406280024.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":"Betreff: Planänderung vor Fertigstellung gemäß § 43d i.V.m § 76 Abs. 2 VwVfG bei zwischenzeitlicher Änderung der\r\nRechtslage\r\nDatum: Mittwoch, 6. März 2024 10:09:57\r\nAnlagen: image003.gif\r\nLiebe \r\nwie in Cottbus diskutiert und besprochen nachfolgend noch ein Vorschlag, wie man die Thematik\r\nPlanänderungen vor Fertigstellung des Vorhabens gemäß § 43d EnWG i.V.m. § 76 VwVfG bei\r\nzwischenzeitlichen Rechtsänderungen so lösen kann, dass die größtmögliche Flexibilität und\r\ndamit Beschleunigung erzielt wird.\r\nWir haben den Vorschlag unter den Juristen der 4 ÜNB diskutiert und abgestimmt.\r\n\r\n_____________________\r\nVorschlag zur Regelung:\r\nIn § 43d EnWG wird folgender neuer Satz 2 eingefügt:\r\n„Hat sich gegenüber der Feststellung des Plans die zur Beurteilung der Planänderung\r\nmaßgebliche Rechtslage geändert, findet im Rahmen des Verfahrens nach § 76 VwVfG die\r\ngeänderte Rechtslage Anwendung, es sei denn der Vorhabenträger beantragt zusammen mit\r\ndem Antrag der Planänderung die Fortführung der zum Zeitpunkt der Feststellung des Plans\r\nzugrunde gelegten Rechtslage. \r\nDer bisherige Satz 2 wird neuer Satz 3.\r\nBegründung:\r\nPlanänderungen nach Planfeststellungsbeschluss und vor Fertigstellung des Vorhabens können\r\ninsbesondere aufgrund von praktischen Umsetzungsherausforderungen zB. durch Erkenntnisse\r\naus zusätzlichen Baugrunduntersuchungen und daraus resultierenden zwingend erforderlichen\r\nAnpassungen nicht ausgeschlossen werden. Aufgrund der hohen Zahl von sehr grundsätzlichen\r\nRechtsänderungen zur Beschleunigung der Genehmigungsverfahren muss zur Vermeidung von\r\nRechtsunsicherheiten klargestellt werden, welche Rechtslage zur Beurteilung der Planänderung\r\nzur Anwendung kommen soll. Grundsätzlich soll zur Erstreckung der Beschleunigungswirkung die\r\nneue Rechtslage Anwendung finden. Gerade bei kleineren Planänderungen kann dies jedoch\r\nauch verzögernd wirken. Daher kann der Vorhabenträger insbesondere zur Vermeidung von\r\nVerzögerungen beantragen, dass die zum Zeitpunkt der Feststellung des Plans zugrunde gelegte\r\nRechtslage fortgeführt werden soll. Maßgeblich ist dabei die der Feststellung des Plans zugrunde\r\ngelegte Rechtslage, denn aufgrund von Übergangsregelungen ist es nicht ausgeschlossen, dass\r\nauch zum Zeitpunkt der Feststellung des Plans bereits eine andere Rechtslage galt, als die\r\naufgrund einer Übergangsregelung der Feststellung des Plans zugrunde liegende. Werden\r\nmehrere Planänderungen erforderlich ist für jede Planänderung neu zu entscheiden, ob anstatt\r\nder neuen Rechtslage die bei ursprünglicher Feststellung des Plans zugrunde gelegte Rechtslage\r\nfortgeführt werden soll. Damit findet z.B. auch der bei der Feststellung des Plans noch nicht zur\r\nAnwendung gekommene § 43m EnWG nun auf die Fälle des § 76 Absätze 1 bis 3 VwVfG\r\nAnwendung, es sei denn der Vorhabenträger beantragt die Fortführung der Rechtslage ohne\r\nAnwendung des § 43m EnWG. Gleiches gilt für übrige Rechtsänderungen wie insbesondere die\r\nÄnderungen der § 43 Abs. 3 bis 3c EnWG."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-03-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009525","regulatoryProjectTitle":"Beschleunigung der Planungs- und Genehmigungsverfahren von Strom-Höchstspannungsleitungen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ad/31/324609/Stellungnahme-Gutachten-SG2406280025.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":"Betreff: AW: Entwurf für eine Stichtagsregelung\r\nDatum: Dienstag, 14. Mai 2024 14:31:00\r\nLiebe\r\nDie ÜNB bedanken sich für die Einbindung in Ihre Überlegungen zur Stichtagsregelung.\r\nAus Sicht der ÜNB bringt der vorliegende Vorschlag keine Verbesserung zur aktuellen Situation und bleibt\r\ndeutlich hinter den Vorschlägen der ÜNB zurück. Zudem würde die Regelung Offshore-Vorhaben, die nicht im\r\nBBPl gelistet sind, nicht umfassen.\r\n• Der erste Satz kodifiziert lediglich den Status quo und enthält darüber hinaus mit der Formulierung\r\n„offensichtlich unvollständig“ ein erhöhtes Risiko für zusätzliche Angriffspunkte (Nr. 3 Buchstabe b), insbes.\r\nim Querbezug zu § 43m Abs. 2a EnWG-E und § 43n Abs. 5 EnWG-E.\r\n• Die Überprüfungspflicht zur Datenaktualität in Satz 3 wird künftig auf sämtliche Datenarten erstreckt, geht\r\ndamit über den Status quo hinaus und verschlechtert somit die aktuelle Situation (Bsp.: hydrogeologische\r\nDaten).\r\n Das behördliche Verlangen nach aktuelleren Daten kann in Widerspruch zum Ziel der Regelung zur\r\nVollständigkeitserklärung durch den Vorhabenträger nach § 22 Abs. 3a NABEG geraten.\r\n• Satz 5 erscheint wenig zielführend, da die dort ausgenommenen Daten sicherlich im Zentrum der\r\nBemühungen um eine Stichtagsregelung stehen sollten.\r\n Die Nichtanwendung der Sätze 1 und 2 würden die aktuellen Regelungen zur Beschränkung auf\r\nBestandsdaten in § 43m EnWG, § 12j EnWG-E und § 43n EnWG-E konterkarieren.\r\n Insofern wäre eine Formulierung § 43m EnWG, § 12j EnWG-E und § 43n EnWG-E bleiben unberührt\r\nmindestens notwendig.\r\nMit freundlichen Grüßen"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-05-14"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009525","regulatoryProjectTitle":"Beschleunigung der Planungs- und Genehmigungsverfahren von Strom-Höchstspannungsleitungen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/f2/3e/324611/Stellungnahme-Gutachten-SG2406280026.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":"1 \r\nAG Genehmigung der 4 ÜNB – \r\nBeschleunigungsvorschläge zum Themenfeld „Umweltprüfungen (Europarecht)“ \r\nStand 14.05.2024\r\nEuroparecht\r\nNr. Stichwort / rechtliche Anknüpfung Kurzbeschreibung des Ansatzes\r\nFFH Komplexität reduzieren und Rechtsunsicherheiten beseitigen.\r\n1. Populationsbezug statt Individuenbezug Aufgabe eines individuenbezogenen Schutzansatzes in den Verboten des Art. 5 lit. a bis c RL 2009/147/EG (Vogelschutzrichtlinie) sowie Art. 12 Abs. 1 lit. a bis c RL 92/43/EWG (FFH\u0002Richtlinie) und Einführung eines Populationsbezugs\r\n2. Schadensbegrenzungsmaßnahmen Klarstellung zum Umfang von Schadensbegrenzungsmaßnahmen in der FFH-Vorprüfung \r\n3. Kumulationsprüfung Begrenzung der Prüftiefe der Kumulationsprüfung durch Einführung eines Verhältnismäßigkeitsansatzes analog BVerwG Trianel Urt v. 15.5.2019 /C 27/17, Rn. 23ff.\r\n4. Umgebungsschutz Reichweite des Umgebungsschutzes klar definieren und eingrenzen\r\n5. Abweichung Standarddatenbogen/\r\nnationale Schutzgebietsverordnung\r\nKlarstellung, ob Erhaltungsziele und Erhaltungszustände bei inhaltlicher Abweichung aus dem ursprünglichen Standarddatenbogen, dem aktuellsten Standarddatenbogen oder der \r\nnationalen Schutzgebietsverordnung zu entnehmen sind.\r\n6. Abweichungsprüfung Klarstellung und Begrenzung der in die FFH-Abweichungsprüfung einzubeziehenden Alternativen und deren Prüftiefe\r\n7. Signifikanzkriterium Einführung eines Signifikanzkriteriums in Art. 12 Abs. 1 lit a FFH-RL analog zur nationalen Regelung zum Artenschutz in § 44 Abs. 5 Nr. 1 BNatSchG\r\n8. Fortpflanzungs- und Ruhestätten Klarstellung des räumlichen und zeitlichen Geltungsbereichs der Fortpflanzungs- und Ruhestätten (FuR) in Art. 12 Abs. 1 lit. d RL 92/43/EWG (FFH-Richtlinie) sowie der Nester in Art. 5 \r\nRL 2009/147/EG (Vogelschutzrichtlinie): Kein Schutz nicht mehr genutzter FuR oder Nester; Beschränkung auf den Ort der Fortpflanzung oder Ruhe, Ausschluss des Umfelds\r\n9. Natur auf Zeit Klarstellung in Art. 12 FFH-RL (und Art. 9 VSR), dass temporäre Natur nicht denselben Schutzanforderungen genügen muss\r\n10. Anpassung Bewertungsmaßstäbe Anpassung Art. 6 Abs. 3 RL 92/43/EWG zur Übernahme der maßgeblichen Standards für dier FFH-Verträglichkeitsprüfung aus dem Artenschutzrecht, da in der Verträglichkeitsprüfung \r\nnach der Rspr. des EuGH der strengere Maßstab der „besten wissenschaftlichen Erkenntnisse“ (EuGH, Urteil vom 11. April 2013 – C-258/11 (Sweetman u.a.), Rn. 40, juris; Urteil vom 7. \r\nSeptember 2004 – C-127/02 (Herzmuschelfischerei), Rn. 59, juris) gegenüber dem bei der Prüfung der Verbotstatbestände im Artenschutz zugrunde gelegten Maßstab der „praktischen \r\nVernunft“ (BVerwG, Urteil vom 9. Juli 2008 – 9 A 14/07 –, Rn. 57, juris) gilt; zudem könnte in oder zu Art. 6 Abs. 3 RL 92/43/EWG (wie von der Rechtsprechung zum Artenschutzrecht \r\nangenommen) das Bestehen einer naturschutzfachlichen Einschätzungsprärogative geregelt werden, die entsprechend auch bei der gerichtlichen Kontrolle zu beachten wäre (vgl. zum \r\nArtenschutzrecht etwa BVerwG, Urteil vom 28. April 2016 – 9 A 9/15, NVwZ 2016, 1710, Rn. 128)\r\nVogelschutz-Richtlinie (VSR) \r\n11. Ausnahmetatbestand anpassen Angleichung des Ausnahmetatbestands der VSR an die FFH-RL durch Aufnahme eines zusätzlichen Ausnahmegrundes in Art. 9 Abs. 1 lit a VSR „andere zwingende Gründe des \r\nüberwiegenden öffentlichen Interesses“\r\n12. Ubiquitäre Vogelarten Beschränkung des sich grds. auf sämtliche wild lebenden Vogelarten erstreckenden Anwendungsbereichs des strengen Artenschutz nach Art. 5 VRL durch Herausnahme von \r\nVogelarten, die ubiquitär sind oder nachweislich EU-weit ungefährdet\r\nVSR/FFH \r\n13. Vereinheitlichung der FFH und der VSR Vereinheitlichung der Tatbestandsmerkmale, Maßstäbe und Ausnahmevoraussetzungen (Maßstab für den Nachweis einer Nichtbeeinträchtigung sollte die praktische Vernunft anstelle \r\nder besten einschlägigen wissenschaftlichen Erkenntnisse sein, die Ausnahmevoraussetzungen in der VRL sollten von der FFH-RL übernommen werden)\r\n2 \r\nEuroparecht\r\nNr. Stichwort / rechtliche Anknüpfung Kurzbeschreibung des Ansatzes\r\nWRRL\r\n14. Privilegierung bestimmter Vorhaben bei \r\nAnwendung der WRRL\r\nPrivilegierung von Vorhaben mit einer besonderen Relevanz für den Klimaschutz sowie für die nationale / europäische Versorgungssicherheit.(gemäß nationaler Liste dieser Vorhaben, \r\nz.B. für Deutschland im Bereiche Netzausbau: Listung der BBPl-Vorhaben) analog Art. 6 NotfallVO und Art. 15e RED III, z.B. durch eine \r\nGeneralausnahme -> keine Prüfung bzgl. WRRL -> kein Fachbeitrag WRRL -> ggf. Festlegung von Minderungsmaßnahmen (Zahlungen)\r\nSoweit eine Privilegierung nicht möglich ist – als Rückfallposition Punkte 15-18: \r\n15. Verschlechterungsverbot Korrektur EuGH zu Art. 4 WRRL, Verschlechterungsverbot: Gesamtzustand statt Einzelkomponente\r\n16. Verschlechterungsverbot Änderung von Art. 4 Abs. 1 RL 2000/60/EG (Wasserrahmenrichtlinie) dahingehend, dass das Verschlechterungsverbot bei der Zulassung von Infrastrukturvorhaben nur als \r\nAbwägungsbelang berücksichtigt wird\r\n17. Verschlechterungsverbot Ausdrückliche Einführung von Irrelevanzschwellen in Art. 4 RL 2000/60/EG (Wasserrahmenrichtlinie), unterhalb derer eine (feststellbare) nachteilige Veränderung nicht als \r\nVerschlechterung gilt; in diesem Zusammenhang sollten auch Einwirkungen von lediglich temporärer Natur miterfasst werden\r\n18. Gestuftes Prüfverfahren analog Art. 6 III \r\nFFH-RL\r\nEinführung eines zweistufigen Prüfverfahrens mit Vor- und Hauptprüfung nebst Ausnahmeprüfung nach Art. 4 Abs. 7 WRRL; \r\nweitere Vereinfachung in der Vorprüfung für besondere Vorhabenkategorien \r\n-> Verzicht auf projektspezifische Prüfung, stattdessen standardisierte Prüfung von Vorhabenkategorien bspw. für Zubeseilung- und (Ersatz- und Parallel-)Neubauprojekte von \r\nFreileitungen und für Standardverlegeverfahren bei Erdkabel\r\nMeeresstrategie-Rahmenrichtlinie \r\n(MSRL) \r\n19. Privilegierung bestimmter Vorhaben bei \r\nAnwendung der MSRL\r\nPrivilegierung von Vorhaben mit einer besonderen Relevanz für den Klimaschutz sowie für die nationale / europäische Versorgungssicherheit.(gemäß nationaler Liste dieser Vorhaben, \r\nz.B. für Deutschland im Bereiche Netzausbau: Listung der BBPl-Vorhaben) analog Art. 6 NotfallVO und Art. 15e RED III, z.B. durch eine Generalausnahme -> keine Prüfung bzgl. MSRL \r\n-> kein Fachbeitrag MSRL\r\nSoweit eine Privilegierung nicht möglich ist – als Rückfallposition Punkte 20-21: \r\n20. Verschlechterungsverbot Berücksichtigung von räumlichen Bezugsgrößen MSRL und Relevanzschwellen hinsichtlich Art. 9, 10 sowie Anhang I und III der MSRL (Maßstab zur Prüfung Verschlechterungsverbot)\r\n21. Gestuftes Prüfverfahren Einführung eines zweistufigen Prüfverfahrens mit Vor- und Hauptprüfung\r\nUVP-RL\r\n22. Prüftiefe SUP Sicherstellung und Beibehaltung einer ebenengerechten Prüftiefe für Pläne und Programme und damit Vermeidung einer Übernahme der Prüftiefe der UVP für Projekte (Negativbsp. \r\nSUP zur Bundesfachplanung)\r\n23. Prüftiefe Alternativen Klarstellung, dass ebenengerecht auch Grobanalysen zulässig sind\r\n24. Verhältnis UVP/nationales Fachrecht Klarstellung, dass das UVP –Verfahrensrecht keine Auswirkung auf die Anforderungen des nationalen materiellen Fachrechts hat, z BRs Prenninger, die Frage der UVP-Pflicht nicht den \r\nWaldbegriff nationaler Waldgesetze verändern kann\r\n25. Materielle Präklusion Anpassung von Art. 11 RL 2011/92/EU (UVP-Richtlinie) durch Einfügung einer Regelung, wonach mitgliedstaatliche materielle Präklusionsregelungen (wieder) zulässig sind, sodass \r\nverspätet eingebrachte Einwendungen nicht mehr berücksichtigt werden müssen (vgl. EuGH, Urteil vom 15. Oktober 2015 – C-137/14, Rn. 75 bis 82, juris), ggf. unter der zusätzlichen \r\nVoraussetzung, dass den Betroffenen und Vereinigungen ausreichend Zeit für ihre Stellungnahme zur Verfügung stand;\r\nKlarstellung der Zulässigkeit mitgliedstaatlicher materieller Präklusionsregelungen im Anwendungsbereich des Art. 9 Abs. 3 Aarhus-Konvention\r\n3 \r\nEuroparecht\r\nNr. Stichwort / rechtliche Anknüpfung Kurzbeschreibung des Ansatzes\r\nUVP-RL\r\n26. Rechtsschutzkonzentration Klarstellung in Art. 11 Abs. 2 RL 2011/92 (UVP-Richtlinie) und im Einklang mit der Aarhus Konvention, dass bei gestuften Genehmigungsentscheidungen eine Rechtsschutzkonzentration \r\nerst auf der Zulassungsebene zulässig ist, wenn die Inzidenzkontrolle eine effektive Überprüfungsmöglichkeit bietet\r\n27. Kausalitätskriterium bei \r\nVerfahrensfehlern\r\nKlarstellung in Art. 11 RL 2011/92/EU (UVP-Richtlinie), unter welchen Umständen im Falle einer fehlerhaft durchgeführten UVP (insbesondere etwa durch eine fehlerhafte \r\nBekanntmachung) in Bezug auf das Kausalitätskriterium eine Rechtsverletzung im Sinne der UVP-Richtlinie vorliegt\r\n28. Materielle Fehler im Verfahren Klarstellung in Art. 11 RL 2011/92/EU (UVP-Richtlinie), dass materielle Fehleinschätzungen im Rahmen einer Umweltverträglichkeitsprüfung keinen UVP-Verfahrensfehler begründen, \r\nmit dem der betroffenen Öffentlichkeit die Garantien genommen wird, die geschaffen wurden, um ihr im Einklang mit den Zielen der RL 2011/92, Zugang zu Informationen und die \r\nBeteiligung am Entscheidungsprozess zu ermöglichen.\r\nUSchad-RL\r\n29. Anpassung Umweltschadensrecht an \r\nErleichterungen an EU-NotfallVO und \r\nRed III \r\nEine nachteilige Veränderung von geschützten Arten im Sinne des Artikel 2 Nummer 3 der Richtlinie 2004/35/EG aufgrund einer Ausführung eines Projektes im Rahmen einer \r\nGenehmigung stellt keinen Umweltschaden im Sinne von Artikel 2 Nummer 1 der Richtlinie 2004/35/EG dar, soweit sich diese Veränderung aus einer Anwendung der Sätze 1 bis 3 \r\nergibt.\r\n30. Privilegierung bestimmter Vorhaben bei \r\nAnwendung der USchadG-Regelungen\r\nGeneralausnahme für Vorhaben mit einer besonderen Relevanz für den Klimaschutz sowie für die nationale / europäische Versorgungssicherheit -> EE / Netze\r\nSoil Monitoring Law\r\n 31. Privilegierung bestimmter Vorhaben bei \r\nAnwendung der geplanten Regelungen\r\nGeneralausnahme für Vorhaben mit einer besonderen Relevanz für den Klimaschutz sowie für die nationale / europäische Versorgungssicherheit -> EE / Netze\r\nEU Guidelines / Reviews\r\n32. z.B. zu den Themen UVP, \r\nGenehmigungsbeschleunigung, RED III\r\nBei Fortschreibung bzw. erstmaliger Erstellung nur formale (nachrichtliche) Aktualisierung / Darlegung der neuen Rechtslage (z.B. bzgl. NotfallVO, RED III)\r\nKeine neuerlichen, vertiefenden oder veränderten Auslegungen oder Definitionen, keine Einengung der Spielräume für die nationale Umsetzung"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-05-14"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009525","regulatoryProjectTitle":"Beschleunigung der Planungs- und Genehmigungsverfahren von Strom-Höchstspannungsleitungen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c2/d5/324613/Stellungnahme-Gutachten-SG2406280028.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":"RICHTLINIE DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS UND DES RATES\r\nzur Bodenüberwachung und -resilienz (Bodenüberwachungsgesetz (2023/0232)) vom 05.07.2023\r\nArtikel 11 Grundsätze zur Minderung des Flächenverbrauchs\r\nDie Mitgliedstaaten werden beim stellen sicher, dass bei Flächenverbrauch die folgenden Grundsätze \r\nberücksichtigen eingehalten werden:\r\na. Vermeidung des Verlusts der Fähigkeit des Bodens, zahlreiche Ökosystemleistungen wie \r\nunter anderem die Erzeugung von Nahrungsmitteln zu erbringen, oder dessen Verringerung \r\nauf das kleinste, technisch und wirtschaftlich mögliche Maß, unter Anwendung folgender \r\nMittel: \r\ni. Verringerung der vom Flächenverbrauch betroffenen Fläche auf ein \r\nMindestmaß; \r\nii. Auswahl von Gebieten, in denen der Verlust von Ökosystemleistungen \r\nmöglichst gering gehalten würde;\r\niii. Durchführung des Flächenverbrauchs auf eine Art und Weise, durch die die \r\nnegativen Auswirkungen auf den Boden minimiert werden; \r\nb. weitestgehende Kompensierung des Verlusts der Fähigkeit des Bodens, zahlreiche \r\nÖkosystemleistungen zu erbringen.\r\nDie AG Genehmigung der 4 ÜNB empfiehlt, die Formulierung von Art. 11 wie oben dargestellt\r\nanzupassen.\r\nNach dem bisherigen Richtlinien-Entwurf zu Art. 11 ist die Formulierung als Grundsatz ausgestaltet. \r\nDurch die Klarstellung kann vermieden werden, dass die Anforderungen als strikt zu beachtendes \r\nRecht verstanden werden könnten. Als striktes Recht würden zusätzliche Anforderungen an den \r\nBodenschutz insbes. auch beim Netzausbau gestellt werden. Dies ist im Rahmen von \r\nAbwägungsprozessen weder sachgerecht noch würde es den Beschleunigungszielen des \r\nNetzausbaus dienen.\r\nWeiterhin sollte besonderes Augenmerk darauf gelegt werden, dass bei der nationalen Umsetzung \r\nvon Art. 11 die national geltenden Maßstäbe für das SG Boden (aus UVPG, des BBodSchG sowie \r\nder Eingriffsregelung nach §§ 13 ff. BNatSchG) nicht verschärft werden. \r\nWeitergehende Hinweise: \r\nDie 4 ÜNB halten weitere Teile des Richtlinienentwurfs im Hinblick auf die angestrebte \r\nBeschleunigung von Netzausbauvorhaben und die damit verbundene Energiesicherheit für sehr \r\nrisikobehaftet. Er wirft vor dem Hintergrund des europarechtlich in Art. 5 EUV geregelten \r\nSubsidiaritätsprinzips Fragen auf (vgl. insbes. Ziffer 26 der BR-Stellungnahme Drucksache 444/23 \r\nvom 15.12.2023). \r\nMit einem permanenten Ausschuss in Art. 21 sowie der Befugnis zu umfangreichem Erlass \r\ndelegierter Rechtsakte in Art. 20, u.a. zu Messung und Methodik von Bodenproben nach Art. 8 (!),\r\nsowie zur Anpassung der Grundsätze der nachhaltigen Bodenbewirtschaftung an den \r\nwissenschaftlichen und technischen Fortschritt legt nach Art. 10 legt die Richtlinie den Grundstein für \r\nweiteren Bürokratieaufbau auf europäischer und nationaler Ebene. Gleiches gilt für Art. 15 zum \r\nUmgang mit kontaminierten Standorten und entsprechenden Registern gemäß Art. 16 über derzeitige \r\nund geplante Landnutzung."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-03-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009525","regulatoryProjectTitle":"Beschleunigung der Planungs- und Genehmigungsverfahren von Strom-Höchstspannungsleitungen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/6a/4d/324615/Stellungnahme-Gutachten-SG2406280030.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":"Von:\r\nAn:\r\nBetreff: BMUV / 4 ÜNB-Austausch: Zsatzinformationen zu unserem gestrigen Austausch\r\nDatum: Dienstag, 30. April 2024 07:44:14\r\nAnlagen: image001.png\r\n,\r\nvielen Dank für das gestrige vertrauensvolle Gespräch!\r\nIch hatte Ihnen versprochen, noch einige Informationen nachzuliefern – dem möchte ich hiermit\r\nnachkommen\r\n(die Terminvorschläge für unsere nächste webCo ca. Mitte Juni werde ich Ihnen vrsl. bis Anfang\r\nnächster Woche nach Abstimmung im ÜNB-Kreis zusenden können):\r\n1. Webinar von Herrn Dr. Lütges zum Thema EU Restauration Law:\r\nDie neue EU-Verordnung zur Wiederherstellung der Natur - was kommt da auf uns zu? am\r\n16.05.2024 in Berlin (WB245726) (vhw.de)\r\n2. Querbezug zwischen BImSchG und einem „Beschleunigungsgesetz“\r\n(als mögliche Blaupause für eine Verknüpfung der RED III-Umsetzung im EnWG und dem\r\nBImSchG in Bezug eine Geltung der RED III Regelungen auch für Umspannwerke)\r\n§ 45c BNatSchG in Verbindung mit § 16b BImSchG im Kontext von Wind an Land\r\n3. Grünes Netz / TenneT Initiative „Large Biotopes Germany\r\nUnabhängig davon, ob sich auf gesetzlicher Ebene noch etwas zum Thema grünes Netz tun wird,\r\nmöchte ich Sie auf eine aktuelle TenneT-Initiative hinweisen, die Sie ggf. interessieren könnte:\r\n„Large Biotopes Germany“ = Initiative der TenneT TSO GmbH\r\nHintergrund\r\nErheblicher Kompensationsflächenbedarf, insbes. auch für die neuen Projekte aus dem NEP\r\n2023/2037-2045 \r\n>> rund 4.200 Kilometer AC-Verbindungen und rund 2.200 Kilometer DC-Verbindungen\r\n>> entspricht abgeschätzt ca. 100 km² Kompensationsflächen (= Größe Sylts)\r\n>> zusätzlich ca. 500 ha Kompensationsflächen für Umspannwerke\r\nHauptziele\r\n1. Frühzeitige, projektübergreifende Flächensuche in der gesamten TenneT-Regelzone\r\n2. Sicherung und Entwicklung von Ökokonten und Flächenpools \r\n- durch Entwicklung / Kauf großer zusammenhängende Kompensationsprojekte (möglichst\r\n>> 20 ha) \r\n- mit Stakeholdern (vorwiegend Flächenagenturen, öffentlichen Institutionen und\r\nStiftungen) \r\n- in den betroffenen und relevanten Naturräumen, insbes. in solchen, in denen mehrere\r\nNetzausbauprojekte liegen\r\n3. Zugriff mehrerer Projekte auf eine große Kompensationsflächen und Ökokonten\r\nHerausforderungen & Chancen\r\nMit der Initiative sollen\r\nHerausforderungen, die mit den Kompensationserfordernissen bei der Umsetzung der\r\nEingriffsregelung (und der forstrechtlichen Kompensation) verbunden sind, proaktiv\r\nangenommen und\r\nvorhandene Chancen genutzt werden.\r\nHerausforderungen:\r\nBeschleunigungsanspruch\r\nFlächendruck (Solar, ESG - Biodiversität/Nachhaltigkeit, Infrastrukturausbau)\r\nweniger verfügbare Zeit für Flächensuche bei gleichem Aufwand\r\nHohe Komplexität der Thematik\r\nChancen:\r\nBündelung von Projekt-Ressourcen, erhebliche Synergieeffekte\r\nKostenreduzierung\r\nEntzerrung Zeitschiene\r\nMarktposition sichern\r\nNutzung von Expertise/Erfahrung\r\nRisikomitigation\r\nMit freundlichen Grüßen "},"recipientGroups":[{"recipients":{"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}}]},"sendingDate":"2024-04-30"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009525","regulatoryProjectTitle":"Beschleunigung der Planungs- und Genehmigungsverfahren von Strom-Höchstspannungsleitungen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/93/a7/357706/Stellungnahme-Gutachten-SG2409260049.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":"Korrektur eines Verweisfehlers in § 43n Absatz 2 EnWG:\r\nArtikel 2\r\n8. Nach § 43m werden die folgenden §§ 43n und 43o eingefügt:\r\n„§ 43n\r\nVorhaben in Infrastrukturgebieten\r\n[…]\r\n„(2) Absatz 1 Satz 1 bis 2 und Satz 4 bis 10 3 sowie die Absätze 3 bis 6 und 8 bis 10 sind entsprechend \r\nanzuwenden für Maßnahmen im Sinne des § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 bis 4 und des § 1 des \r\nBundesbedarfsplangesetzes und des § 1 des Energieleitungsausbaugesetzes, für die vor dem Ablauf des 19. \r\nNovember 2023\r\n1. die Bundesfachplanung nach § 12 des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz \r\nabgeschlossen wurde oder\r\n2. ein Gebiet vorgesehen wurde, für das eine Strategische Umweltprüfung durchgeführt wurde, \r\ninsbesondere die Untersuchungsräume des nach § 12c Absatz 2 erstellten Umweltberichts.\r\nDiese in der Bundesfachplanung bestimmten Trassenkorridore, Untersuchungsräume und sonstigen \r\nvorgesehenen Gebiete sind Infrastrukturgebiete im Sinne von Artikel 15e Absatz 2 Satz 2 der Richtlinie (EU) \r\n2018/2001 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 11. Dezember 2018 zur Förderung der Nutzung \r\nvon Energien aus erneuerbaren Quellen (ABl. L 328 vom 21.12.2018, S. 82), die zuletzt durch die Richtlinie (EU) \r\n2023/2413 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 18. Oktober 2023 (ABl. L, 2023/2413, 31.10.2023) \r\ngeändert worden ist. Der Verweis auf Absatz 1 Satz 3 in Absatz 1 Satz 4 und der Verweis auf Maßnahmen nach \r\n§ 12j Absatz 7 in Absatz 3 Satz 2 sind nicht anzuwenden.“\r\nBegründung:\r\n[…]\r\nNach § 43n Absatz 2 gelten Absatz 1 Satz 1 bis 2 und Satz 4 bis 10 sowie Absatz 3 bis 6 und 8 bis 10 3 (neu) \r\nentsprechend für Vorhaben, für die vor dem 20. November 2023 im Rahmen der Bundesfachplanung ein \r\nTrassenkorridor festgelegt wurde oder die in einem für sie vorgesehenen Gebiet liegen, für das vor dem zuvor \r\ngenannten Datum eine Strategische Umweltprüfung durchgeführt wurde.\r\nDazu zählen insbesondere die Untersuchungsräume des nach § 12c Absatz 2 erstellten Umweltberichts. Es \r\nkönnen aber auch auf Landesebene Gebiete für entsprechende Vorhaben ausgewiesen sein. Die Voraussetzung, \r\ndass das ausgewiesene Gebiet einer Strategischen Umweltprüfung gemäß der Richtlinie 2001/42/EG unterzogen \r\nworden ist, wird durch die bestehenden Strategischen Umweltprüfungen zur Bundesfachplanung und zum \r\nBundesbedarfsplan erfüllt. Auch bei anderen Vorhaben nach § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 bis 4 EnWG und \r\nnach § 1 des Energieleitungsausbaugesetzes (EnLAG) können Strategische Umweltprüfungen auf vorgelagerter \r\nPlanebene vorgenommen werden. Artikel 15e Absatz 2 Satz 2 der Richtlinie (EU) 2018/2001 lässt diese \r\nAnerkennung von Bestandsgebieten ausdrücklich zu, ohne dass die weiteren Voraussetzungen des Artikel 15e \r\nAbsatz 1 der Richtlinie (EU) 2018/2001 an die Gebietsausweisung erfüllt sein müssen. Von diesem \r\nBestandsschutz macht Absatz 2 (neu) Gebrauch. Für den Fall, dass sowohl Ziffer 1 als auch Ziffer 2 einschlägig \r\nist, gilt das Infrastrukturgebiet aus Ziffer 1. Satz 3 stellt klar, dass § 12j Absatz 7 EnWG (neu) nicht für die \r\nBestandsgebiete gilt. Die fehlende Bezugnahme auf Abs. 7 S. 3 stellt klar, dass bei Bestandsgebieten \r\ngrundsätzlich eine Bundesfachplanung durchzuführen ist, sofern diese nach dem \r\nNetzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz vorgesehen ist.\"\r\nErgänzende Anmerkung :\r\nZur Klarstellung wird empfohlen, auch den § 43n Abs. 7 abzuändern und die Entsprechungsklausel bzgl. § 5a \r\nAbs. 4a NABEG zu streichen. Da gesetzgeberisch gewollt ist, dass die BFP entfällt, bedarf es der \r\nEntsprechungsregelung nicht. Insbesondere stellt sich ansonsten die Frage, ob der Bezug zu den \r\nPräferenzräumen in § 5a Abs. 4a von Bedeutung ist. Vom Gesetzgebungszweck her soll jedoch in allen Fällen \r\ndie Bundesfachplanung entfallen. \r\nAbs. 7\r\n(7) Für Maßnahmen, für die ein Infrastrukturgebiet in einem Infrastrukturgebiete-plan nach § 12j ausgewiesen \r\nwurde, ist die Trasse sowie eine Prüfung ernsthaft in Betracht kommender Alternativen für den beabsichtigten \r\nVerlauf der Trasse auf dieses Infrastrukturgebiet beschränkt. Eine Prüfung außerhalb dieses Infrastrukturgebiets \r\nist nur aus zwingenden Gründen durchzuführen. Für Vorhaben, für die das Netzausbaubeschleunigungsgesetz \r\nÜbertragungsnetz anzuwenden ist, entfällt in entsprechender Anwendung des § 5a Absatz 4a \r\nNetzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz die Bundesfachplanung. In entsprechender Anwendung \r\ndes § 16 Absatz 7 des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz kann die Planfeststellungsbe\u0002hörde für diese Vorhaben Veränderungssperren erlassen.\r\nBegründung Zu Nr. 8: \r\n„§ 43n Absatz 7 Satz 1 bestimmt, dass ein in einem Infrastrukturgebieteplan nach § 12j ausgewiesenes \r\nInfrastrukturgebiet in der Planfest-stellung eine Bindungswirkung entfaltet, die mit der der Präferenzräume nach § \r\n18 Absatz 3c Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz vergleichbar ist. Allerdings kann § 34 Absatz \r\n2 Bundesnaturschutzgesetz hier anders als bei den Präferenzräumen keinen zwingenden Grund darstellen, der \r\neine Abweichung von dem Infrastrukturgebiet rechtfertigen könnte. Dem steht Absatz 1 (neu) entgegen. Absatz 6 \r\nSatz 1 (neu) gilt über § 18 Absatz 5 Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz auch in \r\nPlanfeststellungsverfahren nach dem Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz.\r\nIn Verfahren nach dem Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz entfällt nach Absatz 6 Satz 2 7 Satz \r\n3 (neu) über die entsprechende Anwendung von § 5a Absatz 4a Netzaus-baubeschleunigungsgesetz \r\nÜbertragungsnetz die Bundesfachplanung. Dies entspricht der Regelung des § 5a Absatz 4a des \r\nNetzausbaubeschleunigungsgesetzes. Die zuständige Be-hörde kann zudem über die entsprechende \r\nAnwendung von § 16 Absatz 7 Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz ab Ausweisung des \r\nInfrastrukturgebiets Veränderungssperren erlassen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-06-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009525","regulatoryProjectTitle":"Beschleunigung der Planungs- und Genehmigungsverfahren von Strom-Höchstspannungsleitungen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/76/80/357708/Stellungnahme-Gutachten-SG2409260050.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":"§ 43n Absatz 6 EnWG wird wie folgt gefasst (entsprechende Anpassung paralleler Regelungen):\r\n„(6) Werden in der Genehmigung für wildlebende Tiere oder Pflanzen der besonders geschützten \r\nArten Maßnahmen oder ein finanzieller Ausgleich angeordnet, ist auch für die Bauphase die \r\nEinhaltung der Vorschriften des § 44 Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes gewährleistet. Für \r\nwildlebende Tiere und Pflanzen der besonders geschützten Arten, für die in der Genehmigung \r\nmangels Kenntnis der Vorkommen zum Zeitpunkt der Genehmigung keine Maßnahmen angeordnet \r\nwerden und die von den Auswirkungen des Vorhabens in der Bauphase betroffen sind, sind \r\nverhältnismäßige Minderungsmaßnahmen zu ergreifen, soweit dies ohne zeitliche Verzögerung \r\nmöglich ist; hierdurch ist auch für die Bauphase die Einhaltung der Vorschriften des § 44 Absatz 1 des \r\nBundesnaturschutzgesetzes gewährleistet. Eine Ausnahme nach § 45 Absatz 7 des \r\nBundesnaturschutzgesetzes ist im Fall der Sätze 1 und 2 nicht erforderlich. Eine Schädigung im Sinne \r\ndes § 19 des Bundesnaturschutzgesetz liegt im Fall der Sätze 1 und 2 nicht vor. Eine Handlung nach \r\n§ 69 Abs. 2 Satz 1 Nummern 1 bis 4 des Bundesnaturschutzgesetzes ist nicht ordnungswidrig und eine \r\nHandlung nach § 71 Absatz 1 Nummern 1 und 2 des Bundesnaturschutzgesetzes ist nicht strafbar, \r\nwenn diese im Rahmen des Vollzugs einer Genehmigung erfolgt, bei der eine Prüfung des \r\nArtenschutzes nach den Vorschriften des § 44 Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes nach \r\nMaßgabe des § 43n Absatz 1 Satz 1, Absatz 3 und Absatz 4 nicht erfolgt ist oder wenn diese \r\nHandlung im Rahmen des Satzes 2 erfolgt.“\r\nGesetzesbegründung:\r\n§ 43n Absatz 6 Satz 1 stellt klar, dass auch für die Bauphase die Einhaltung der Vorschriften des § 44 \r\nAbsatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes gewährleistet ist, der Verbotstatbestand somit nicht erfüllt \r\nist. Durch die Klarstellungen soll sichergestellt werden, dass die ausführenden Personen – bei \r\nEinhaltung der in der Genehmigung im Hinblick auf die Bauphase angeordneten Maßnahmen oder \r\ndes finanziellen Ausgleichs – keinen straf- oder ordnungswidrigkeitenrechtlichen Risiken ausgesetzt \r\nsind, die sich aus dem Auffinden bestimmter Tier- und Pflanzenarten in der Bauphase ergeben \r\nkönnten. Maßnahmen, die bereits im Planfeststellungsbeschluss angeordnet wurden, und die einer \r\nerst in der Bauphase bekannt gewordenen Art zugutekommen, werden berücksichtigt. Es sind keine \r\nweiteren Maßnahmen zu ergreifen und die Erteilung einer artenschutzrechtlichen Ausnahme ist nicht \r\nerforderlich.\r\nSatz 2 regelt den Fall, dass wildlebende Tiere und Pflanzen der besonders geschützten Arten, für die \r\nin der Genehmigung mangels Kenntnis der Vorkommen zum Zeitpunkt der Genehmigung keine \r\nMaßnahmen angeordnet wurden, von den Auswirkungen des Vorhabens in der Bauphase betroffen \r\nsind. Für diese sind verhältnismäßige Minderungsmaßnahmen zu ergreifen, soweit dies ohne zeitliche \r\nVerzögerung möglich ist. Die Erteilung einer artenschutzrechtlichen Ausnahme ist nicht erforderlich.\r\nDie Erwägungen in der Begründung zu Satz 1 zur Einhaltung der Vorschriften des § 44 Absatz 1 des \r\nBundesnaturschutzgesetzes gelten für Satz 2 entsprechend.\r\nSatz 3 stellt ausdrücklich fest, dass es in den Fällen des Satzes 1 und 2 keiner Ausnahmeerteilung \r\nnach § 45 Absatz 7 des Bundesnaturschutzgesetzes bedarf.\r\nSatz 4 stellt klar, dass in den Fällen des Satzes 1 und 2 eine Schädigung im Sinne des § 19 des \r\nBundesnaturschutzgesetz nicht vorliegt. Das Umweltschadensgesetz kommt somit nicht zur \r\nAnwendung.\r\nSatz 5 stellt klar, dass Auswirkungen des Vorhabens in der Bauphase auf wildlebende Tiere und \r\nPflanzen der besonders geschützten Arten auch dann nicht zu einer Erfüllung eines \r\nOrdnungswidrigkeiten- oder Straftatbestandes führen können, wenn mangels Kenntnis der \r\nVorkommen zum Zeitpunkt der Genehmigung keine Maßnahmen angeordnet werden konnten oder \r\nverhältnismäßige Minderungsmaßnahmen nach Satz 2 nicht ohne zeitliche Verzögerung ergriffen \r\nwerden können.“\r\nErläuterung zu den oben vorgeschlagenen Anpassungen (in rot):\r\nDie obigen Ergänzungen sind erforderlich, weil allein der Hinweis auf eine fehlende Schädigung nach \r\n§ 19 BNatSchG in § 43n Abs. 6 Satz 4 EnWG-E aus unserer Sicht nicht ausreichend sichergestellt, \r\ndass ordnungswidrigkeiten- bzw. strafrechtliche Risiken ausgeschlossen sind.\r\nBei einem Verstoß gegen ein artenschutzrechtliches Verbot nach § 44 Abs. 1 BNatSchG liegt nämlich \r\nnicht zwangsläufig auch eine Schädigung im Sinne des § 19 BNatSchG vor:\r\n• § 44 Abs. 1 BNatSchG und § 19 BNatSchG weisen unterschiedliche Bezugsrahmen auf. \r\nWährend die Verbote des § 44 Abs. 1 BNatSchG grundsätzlich individuenbezogen\r\nAnwendung finden (Gläß, in: Giesberrts/Reinhardt, BeckOK Umweltrecht, 70. Ed. 01.04.2024, \r\n§ 44 BNatSchG Rn. 39; Gellermann, in: Landmann/Rohmer, Umweltrecht, 102. EL \r\nSeptember 2023, § 44 BNatSchG Rn. 23), gilt für die Schädigung nach § 19 BNatSchG ein\r\npopulationsbezogener Maßstab (so auch: Fellenberg, in: Lütkes/Ewer, BNatSchG, 2. Aufl. \r\n2018, § 19 Rn. 21; Bruns/Kieß/Peters, NuR 2009, 149 (153))\r\n• Die Definition der Arten und natürlichen Lebensräume in § 19 Abs. 2 und 3 BNatSchG stimmt \r\nnicht vollständig mit den nach § 44 Abs. 1 BNatSchG geschützten Arten und Stätten überein.\r\nWichtig ist zudem, dass die entsprechende Anpassung der parallelen Regelungen\r\n(§ 43m EnWG, § 72a Abs. 2 WindSeeG) erfolgen\r\n(Verweise im letzten Satz des § 43n Abs. 6 besonders beachten und anpassen)."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-06-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009525","regulatoryProjectTitle":"Beschleunigung der Planungs- und Genehmigungsverfahren von Strom-Höchstspannungsleitungen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/87/6b/357710/Stellungnahme-Gutachten-SG2409260052.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":"Berlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, 19.07.2024 | 1 of 2\r\nPOSITION PAPER ON ENVIRONMENTAL SUSTAINABILITY CRITERIA \r\nSET OUT IN THE NET ZERO INDUSTRY ACT (NZIA)\r\nThe electricity grid is the backbone of the European energy system. To achieve the European \r\ngoal of net-zero emissions by 2045/50, the main task of transmission system operators (TSOs) is \r\nto put ambitious grid development plans into practice, by building an electricity grid fit for the future \r\nand capable to accommodate the rapidly growing share of renewable electricity.\r\nThe four German TSOs, or 4ÜNB, (50Hertz, Amprion, Tennet and TransnetBW) therefore \r\nwelcome the Net-Zero Industry Act (NZIA), which will help to boost production capacities and cut \r\nred tape for net-zero grid technologies made in Europe. A robust transmission grid supply chain \r\nis thus key to the completion of the energy transition and to a resilient European energy system. \r\nSustainable and reliable grid technologies are basic criteria for TSOs in procurement processes, \r\nas electrical assets are designed to last until the end of their planned life cycle (usually 40+ years). \r\nOn 16 March 2023, the European Commission (EC) proposed a regulation (document 2023/0081 \r\n(COD)) for establishing a framework of measures for strengthening Europe’s net-zero technology \r\nproducts manufacturing ecosystem. This proposal was accepted by the European Parliament and \r\nCouncil on 27 May 2024. However, by 30 March 2025, the Commission shall adopt an \r\nimplementing act specifying minimum requirements on environmental sustainability for public \r\nprocurement. \r\nThe 4ÜNB welcome the opportunity to provide their views on the implementing act on minimum \r\nrequirements on environmental sustainability for public procurement procedures. This position \r\npaper authored by the 4ÜNB contains corresponding proposals in section 2.\r\n01. EXECUTIVE SUMMARY\r\n• 4ÜNB strongly support the EC’s decision to boost the production of and investment in \r\nclean technologies in Europe with the Net Zero Industry Act (NZIA), as it ensures that the \r\nEU will not suffer from a lack of manufacturing capacities, or specialised skills. \r\n• The definition of criteria for minimum requirements on environmental sustainability should \r\nsupport environmental sustainability while avoiding disproportionate increase in costs and \r\ndelays in delivering the needed grid infrastructure. We therefore propose the criteria to be \r\noriented towards harmonising existing definitions, contributing to the purpose of not further \r\ncomplicating public procurement. \r\n• For Article 25 (4a), we propose using elements of the primal proposal of the EC from 16 \r\nMarch 2023. For Article 25 (4b), we propose applying the already established definitions \r\nof the Taxonomy Directive (EU) 2020/852.\r\n• We ask the European Commission to share Best Practice Guidelines for implementing \r\nminimum requirements on sustainability in procurement which establish a uniform \r\nassessment basis/ basis for calculation to guarantee comparability of environmental \r\nsustainability across Member States.\r\n02. PROPOSALS\r\nDefinitions for technical specifications (Article 25 (4a)) should follow the original proposal \r\nof the Commission \r\nIn its proposal of the NZIA on 16 March 2023, the Commission proposed contracting authorities \r\nand contracting entities consider various elements with an impact on the climate and the \r\nenvironment for public procurement. Therefore, contracting authorities or contracting entities \r\nshould select criteria from a list of elements that are compatible with the five existing European \r\nSustainability Reporting Standards (ESRS E1-E5), for instance:\r\n• The ease and quality of recycling \r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, 19.07.2024 | 2 of 2\r\n• The consumption of energy, water, and other resources in one or more life cycle stages \r\nof the product \r\n• The carbon footprint of the product \r\n• Amounts of waste generated \r\n• Emissions to air, water, or soil released in one or more life cycle stages of the product. \r\n• Expected lifetime of the product \r\n• Environmental reserves \r\n• Simple repair and/or replacement \r\n• Technical reserves \r\nWe propose that minimum mandatory requirements regarding environmental sustainability orient \r\ntowards the elements above when taking the form of technical specifications (Article 25 (4a)). \r\nDefinitions for contract performance clauses (Article 25 (4b)) should be oriented towards \r\nexisting EU definitions \r\nThe Taxonomy Directive (EU) 2020/852 defines six environmental sustainability goals. These \r\ninclude:\r\n• Substantial contribution to climate change adaptation\r\n• Climate change mitigation\r\n• Sustainable use and protection of water and marine resources\r\n• Transition to a circular economy\r\n• Pollution prevention and control\r\n• Protection and restoration of biodiversity and ecosystems \r\nWe propose that minimum mandatory requirements regarding environmental sustainability orient \r\ntowards these already established goals when taking the form of contract performance clauses \r\n(cf. Article 25 (4b)). Our proposal would assure that no additional criteria on environmental \r\nsustainability need to be defined, contributing to the purpose of not further complicating public \r\nprocurement.\r\nCommission to provide an overview of existing requirements for environmental \r\nsustainability in procurement\r\nArticle 25 mentions the option to apply additional sustainability criteria. As there are numerous \r\nlaws, specifications and guidelines, both at EU and at country level, it is difficult for all parties \r\ninvolved to keep track of applicable rules. We therefore propose for the EC to provide an overview \r\nof all applicable minimum requirements regarding sustainability criteria in procurement. Without \r\na predefined overview, each contractor must analyse the requirements individually, which \r\nharbours the risk of different interpretations and in turn causes delays in implementation. The EC \r\nshould therefore ensure that industry stakeholders are sufficiently informed about existing \r\nminimum requirements on sustainability in procurement on the one hand, and upcoming or new \r\nrequirements on the other hand. This should ideally occur within a short period of time. \r\nAlso, it would be beneficial to share Best Practice Guidelines for implementing the requirements \r\non sustainability in procurement and which establish a uniform assessment basis/ basis for \r\ncalculation to guarantee comparability of environmental sustainability across Member States. \r\nTherefore, the definition and calculation or composition of KPI mustn’t leave room for \r\ninterpretation. An example is the calculation of a product carbon footprint: as different calculation \r\nmethods can be applied, there is no comparability among products. Adding a uniform procedure \r\nto the definition of requirements on sustainability is hence beneficial."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-07-19"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009525","regulatoryProjectTitle":"Beschleunigung der Planungs- und Genehmigungsverfahren von Strom-Höchstspannungsleitungen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/36/83/358828/Stellungnahme-Gutachten-SG2409270099.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nAG Genehmigung der 4 ÜNB –\r\nBeschleunigungsvorschläge zum Themenfeld „Umweltprüfungen (Europarecht)“\r\nStand 14.05.2024 – Priorität / Beschleunigungspotenzial für den Netzausbau: hoch – mittel – gering\r\nEuroparecht\r\nNr. Stichwort / rechtliche Anknüpfung Kurzbeschreibung des Ansatzes\r\nFFH Komplexität reduzieren und Rechtsunsicherheiten beseitigen.\r\n1. Populationsbezug statt Individuenbezug Aufgabe eines individuenbezogenen Schutzansatzes in den Verboten des Art. 5 lit. a bis c RL 2009/147/EG (Vogelschutzrichtlinie) sowie Art. 12 Abs. 1 lit. a bis c RL 92/43/EWG (FFH\u0002Richtlinie) und Einführung eines Populationsbezugs\r\n2. Schadensbegrenzungsmaßnahmen Klarstellung zum Umfang von Schadensbegrenzungsmaßnahmen in der FFH-Vorprüfung \r\n3. Kumulationsprüfung Begrenzung der Prüftiefe der Kumulationsprüfung durch Einführung eines Verhältnismäßigkeitsansatzes analog BVerwG Trianel Urt v. 15.5.2019 /C 27/17, Rn. 23ff.\r\n4. Umgebungsschutz Reichweite des Umgebungsschutzes klar definieren und eingrenzen\r\n5. Abweichung Standarddatenbogen/\r\nnationale Schutzgebietsverordnung\r\nKlarstellung, ob Erhaltungsziele und Erhaltungszustände bei inhaltlicher Abweichung aus dem ursprünglichen Standarddatenbogen, dem aktuellsten Standarddatenbogen oder der \r\nnationalen Schutzgebietsverordnung zu entnehmen sind.\r\n6. Abweichungsprüfung Klarstellung und Begrenzung der in die FFH-Abweichungsprüfung einzubeziehenden Alternativen und deren Prüftiefe\r\n7. Signifikanzkriterium Einführung eines Signifikanzkriteriums in Art. 12 Abs. 1 lit a FFH-RL analog zur nationalen Regelung zum Artenschutz in § 44 Abs. 5 Nr. 1 BNatSchG\r\n8. Fortpflanzungs- und Ruhestätten Klarstellung des räumlichen und zeitlichen Geltungsbereichs der Fortpflanzungs- und Ruhestätten (FuR) in Art. 12 Abs. 1 lit. d RL 92/43/EWG (FFH-Richtlinie) sowie der Nester in Art. 5 \r\nRL 2009/147/EG (Vogelschutzrichtlinie): Kein Schutz nicht mehr genutzter FuR oder Nester; Beschränkung auf den Ort der Fortpflanzung oder Ruhe, Ausschluss des Umfelds\r\n9. Natur auf Zeit Klarstellung in Art. 12 FFH-RL (und Art. 9 VSR), dass temporäre Natur nicht denselben Schutzanforderungen genügen muss\r\n10. Anpassung Bewertungsmaßstäbe Anpassung Art. 6 Abs. 3 RL 92/43/EWG zur Übernahme der maßgeblichen Standards für die FFH-Verträglichkeitsprüfung aus dem Artenschutzrecht, da in der Verträglichkeitsprüfung \r\nnach der Rspr. des EuGH der strengere Maßstab der „besten wissenschaftlichen Erkenntnisse“ (EuGH, Urteil vom 11. April 2013 – C-258/11 (Sweetman u.a.), Rn. 40, juris; Urteil vom 7. \r\nSeptember 2004 – C-127/02 (Herzmuschelfischerei), Rn. 59, juris) gegenüber dem bei der Prüfung der Verbotstatbestände im Artenschutz zugrunde gelegten Maßstab der „praktischen \r\nVernunft“ (BVerwG, Urteil vom 9. Juli 2008 – 9 A 14/07 –, Rn. 57, juris) gilt; zudem könnte in oder zu Art. 6 Abs. 3 RL 92/43/EWG (wie von der Rechtsprechung zum Artenschutzrecht \r\nangenommen) das Bestehen einer naturschutzfachlichen Einschätzungsprärogative geregelt werden, die entsprechend auch bei der gerichtlichen Kontrolle zu beachten wäre (vgl. zum \r\nArtenschutzrecht etwa BVerwG, Urteil vom 28. April 2016 – 9 A 9/15, NVwZ 2016, 1710, Rn. 128)\r\nVogelschutz-Richtlinie (VSR)\r\n11. Ausnahmetatbestand anpassen Angleichung des Ausnahmetatbestands der VSR an die FFH-RL durch Aufnahme eines zusätzlichen Ausnahmegrundes in Art. 9 Abs. 1 lit a VSR „andere zwingende Gründe des \r\nüberwiegenden öffentlichen Interesses“\r\n12. Ubiquitäre Vogelarten Beschränkung des sich grds. auf sämtliche wild lebenden Vogelarten erstreckenden Anwendungsbereichs des strengen Artenschutz nach Art. 5 VRL durch Herausnahme von \r\nVogelarten, die ubiquitär sind oder nachweislich EU-weit ungefährdet\r\nVSR/FFH\r\n13. Vereinheitlichung der FFH und der VSR Vereinheitlichung der Tatbestandsmerkmale, Maßstäbe und Ausnahmevoraussetzungen (Maßstab für den Nachweis einer Nichtbeeinträchtigung sollte die praktische Vernunft anstelle \r\nder besten einschlägigen wissenschaftlichen Erkenntnisse sein, die Ausnahmevoraussetzungen in der VRL sollten von der FFH-RL übernommen werden)\r\n2\r\nEuroparecht\r\nNr. Stichwort / rechtliche Anknüpfung Kurzbeschreibung des Ansatzes\r\nWRRL\r\n14. Privilegierung bestimmter Vorhaben bei \r\nAnwendung der WRRL\r\nPrivilegierung von Vorhaben mit einer besonderen Relevanz für den Klimaschutz sowie für die nationale / europäische Versorgungssicherheit.(gemäß nationaler Liste dieser Vorhaben, \r\nz.B. für Deutschland im Bereiche Netzausbau: Listung der BBPl-Vorhaben) analog Art. 6 NotfallVO und Art. 15e RED III, z.B. durch eine \r\nGeneralausnahme -> keine Prüfung bzgl. WRRL -> kein Fachbeitrag WRRL -> ggf. Festlegung von Minderungsmaßnahmen (Zahlungen)\r\nSoweit eine Privilegierung nicht möglich ist – als Rückfallposition Punkte 15-18: \r\n15. Verschlechterungsverbot Korrektur EuGH zu Art. 4 WRRL, Verschlechterungsverbot: Gesamtzustand statt Einzelkomponente\r\n16. Verschlechterungsverbot Änderung von Art. 4 Abs. 1 RL 2000/60/EG (Wasserrahmenrichtlinie) dahingehend, dass das Verschlechterungsverbot bei der Zulassung von Infrastrukturvorhaben nur als \r\nAbwägungsbelang berücksichtigt wird\r\n17. Verschlechterungsverbot Ausdrückliche Einführung von Irrelevanzschwellen in Art. 4 RL 2000/60/EG (Wasserrahmenrichtlinie), unterhalb derer eine (feststellbare) nachteilige Veränderung nicht als \r\nVerschlechterung gilt; in diesem Zusammenhang sollten auch Einwirkungen von lediglich temporärer Natur miterfasst werden\r\n18. Gestuftes Prüfverfahren analog Art. 6 III \r\nFFH-RL\r\nEinführung eines zweistufigen Prüfverfahrens mit Vor- und Hauptprüfung nebst Ausnahmeprüfung nach Art. 4 Abs. 7 WRRL;\r\nweitere Vereinfachung in der Vorprüfung für besondere Vorhabenkategorien \r\n-> Verzicht auf projektspezifische Prüfung, stattdessen standardisierte Prüfung von Vorhabenkategorien bspw. für Zubeseilung- und (Ersatz- und Parallel-)Neubauprojekte von \r\nFreileitungen und für Standardverlegeverfahren bei Erdkabel\r\nMeeresstrategie-Rahmenrichtlinie \r\n(MSRL)\r\n19. Privilegierung bestimmter Vorhaben bei \r\nAnwendung der MSRL\r\nPrivilegierung von Vorhaben mit einer besonderen Relevanz für den Klimaschutz sowie für die nationale / europäische Versorgungssicherheit.(gemäß nationaler Liste dieser Vorhaben, \r\nz.B. für Deutschland im Bereiche Netzausbau: Listung der BBPl-Vorhaben) analog Art. 6 NotfallVO und Art. 15e RED III, z.B. durch eine Generalausnahme -> keine Prüfung bzgl. MSRL \r\n-> kein Fachbeitrag MSRL -> ggf. Festlegung von Minderungsmaßnahmen (Zahlungen)\r\nSoweit eine Privilegierung nicht möglich ist – als Rückfallposition Punkte 20-21:\r\n20. Verschlechterungsverbot Berücksichtigung von räumlichen Bezugsgrößen MSRL und Relevanzschwellen hinsichtlich Art. 9, 10 sowie Anhang I und III der MSRL (Maßstab zur Prüfung Verschlechterungsverbot)\r\n21. Gestuftes Prüfverfahren Einführung eines zweistufigen Prüfverfahrens mit Vor- und Hauptprüfung\r\nUVP/SUP-RL\r\n22. Prüftiefe SUP Sicherstellung und Beibehaltung einer ebenengerechten Prüftiefe für Pläne und Programme und damit Vermeidung einer Übernahme der Prüftiefe der UVP für Projekte (Negativbsp. \r\nSUP zur Bundesfachplanung)\r\n23. Prüftiefe Alternativen Klarstellung, dass ebenengerecht auch Grobanalysen zulässig sind\r\n24. Verhältnis UVP/nationales Fachrecht Klarstellung, dass das UVP –Verfahrensrecht keine Auswirkung auf die Anforderungen des nationalen materiellen Fachrechts hat, z BRs Prenninger, die Frage der UVP-Pflicht nicht den \r\nWaldbegriff nationaler Waldgesetze verändern kann\r\n25. Materielle Präklusion Anpassung von Art. 11 RL 2011/92/EU (UVP-Richtlinie) durch Einfügung einer Regelung, wonach mitgliedstaatliche materielle Präklusionsregelungen (wieder) zulässig sind, sodass \r\nverspätet eingebrachte Einwendungen nicht mehr berücksichtigt werden müssen (vgl. EuGH, Urteil vom 15. Oktober 2015 – C-137/14, Rn. 75 bis 82, juris), ggf. unter der zusätzlichen \r\nVoraussetzung, dass den Betroffenen und Vereinigungen ausreichend Zeit für ihre Stellungnahme zur Verfügung stand;\r\nKlarstellung der Zulässigkeit mitgliedstaatlicher materieller Präklusionsregelungen im Anwendungsbereich des Art. 9 Abs. 3 Aarhus-Konvention\r\n3\r\nEuroparecht\r\nNr. Stichwort / rechtliche Anknüpfung Kurzbeschreibung des Ansatzes\r\nUVP/SUP-RL\r\n26. Rechtsschutzkonzentration Klarstellung in Art. 11 Abs. 2 RL 2011/92 (UVP-Richtlinie) und im Einklang mit der Aarhus Konvention, dass bei gestuften Genehmigungsentscheidungen eine Rechtsschutzkonzentration \r\nerst auf der Zulassungsebene zulässig ist, wenn die Inzidenzkontrolle eine effektive Überprüfungsmöglichkeit bietet\r\n27. Kausalitätskriterium bei \r\nVerfahrensfehlern\r\nKlarstellung in Art. 11 RL 2011/92/EU (UVP-Richtlinie), unter welchen Umständen im Falle einer fehlerhaft durchgeführten UVP (insbesondere etwa durch eine fehlerhafte \r\nBekanntmachung) in Bezug auf das Kausalitätskriterium eine Rechtsverletzung im Sinne der UVP-Richtlinie vorliegt\r\n28. Materielle Fehler im Verfahren Klarstellung in Art. 11 RL 2011/92/EU (UVP-Richtlinie), dass materielle Fehleinschätzungen im Rahmen einer Umweltverträglichkeitsprüfung keinen UVP-Verfahrensfehler begründen, \r\nmit dem der betroffenen Öffentlichkeit die Garantien genommen wird, die geschaffen wurden, um ihr im Einklang mit den Zielen der RL 2011/92, Zugang zu Informationen und die \r\nBeteiligung am Entscheidungsprozess zu ermöglichen.\r\nUSchad-RL\r\n29. Anpassung Umweltschadensrecht an \r\nErleichterungen an EU-NotfallVO und \r\nRED III \r\nEine nachteilige Veränderung von geschützten Arten im Sinne des Artikel 2 Nummer 3 der Richtlinie 2004/35/EG aufgrund einer Ausführung eines Projektes im Rahmen einer \r\nGenehmigung stellt keinen Umweltschaden im Sinne von Artikel 2 Nummer 1 der Richtlinie 2004/35/EG dar, soweit sich diese Veränderung aus einer Anwendung des Art. 6 der Notfall\u0002VO sowie Art. 15 e RED III ergibt.\r\n30. Privilegierung bestimmter Vorhaben bei \r\nAnwendung der USchadG-Regelungen\r\nGeneralausnahme für Vorhaben mit einer besonderen Relevanz für den Klimaschutz sowie für die nationale / europäische Versorgungssicherheit -> EE / Netze\r\nSoil Monitoring Law\r\n 31. Privilegierung bestimmter Vorhaben bei \r\nAnwendung der geplanten Regelungen\r\nGeneralausnahme für Vorhaben mit einer besonderen Relevanz für den Klimaschutz sowie für die nationale / europäische Versorgungssicherheit -> EE / Netze\r\nEU Guidelines / Reviews\r\n32. z.B. zu den Themen UVP, \r\nGenehmigungsbeschleunigung, RED III\r\nBei Fortschreibung bzw. erstmaliger Erstellung nur formale (nachrichtliche) Aktualisierung / Darlegung der neuen Rechtslage (z.B. bzgl. NotfallVO, RED III)\r\nKeine neuerlichen, vertiefenden oder veränderten Auslegungen oder Definitionen, keine Einengung der Spielräume für die nationale Umsetzung\r\n4\r\nBeispiele aus der Praxis zur Veranschaulichung von Verzögerungen zu ausgewählten obigen Punkten\r\nNr. Stichwort / rechtliche Anknüpfung Kurzbeschreibung des Beispiels / ggf. Hinweise zur damit verbundenen Verzögerung\r\nÜbergreifend\r\nFehlende Stichtagsregelung Der Planfeststellungsbeschluss muss aktuell die Rechtslage und die Datenlage zum Zeitpunkt seines Erlasses zugrunde legen. Werden von Dritten zwischen der Einreichung der \r\nPlanfeststellungsunterlagen und insbes. zwischen dem Erörterungstermin und dem Planfeststellungsbeschluss neue, aktuellere Daten eingebracht, führt dies zu erheblichen Aufwänden,\r\nz.B. infolge von Nachbearbeitungen und Anpassungen der Planfeststellungsunterlagen und damit zu massiven zeitlichen Verzögerungen. Eine große Herausforderung stellen auch \r\nÄnderungen von Raumordnungsplänen dar, deren aktuellste Fassung auch bis zum Tag des PFB berücksichtigt werden muss. Dies bedeutet erheblichen planerischen und zeitlichen \r\nAufwand, wenn die Antragsunterlage aufgrund der Änderungen anzupassen ist und führt unmittelbar zur Verschiebung des Erlasses des PFB.\r\n1\r\n3\r\n6\r\n7\r\n10\r\n11 \r\n12 \r\n13\r\n14 \r\n(18) \r\n19,\r\n(21)\r\nMarktsituation Umweltplanungsbüros Ähnlich wie bei Trassierungsbüros ist die Marktsituation auch bei Umweltplanungsbüros aktuell so angespannt (mit weiter zunehmender Tendenz), dass bei Ausschreibungen für \r\nUmweltdienstleistungen oft nur noch ein Angebot oder zum Teil gar keine Angebote abgegeben werden. Jede Entlastung der Dienstleister bei der Unterlagenerstellung (z.B. bei der \r\nErstellung des Fachbeitrags zur WRRL oder zur MSRL siehe insbes. Punkt 14 und 19 bzw. Rückfallposition in den Punkten 18 und 21 oder bei der Erstellung von Natura 2000-\r\nVerträglichkeitsprüfungen siehe Punkt 1 bis 13, insbes. aber die Punkte 1, 3, 6, 7, 10-13) kann daher helfen, den Markt zu entlasten und Projekte im abgestimmten Terminplan umsetzen \r\nzu können.\r\nBsp.:\r\n• Die Umweltplanungsleistungen für das im NEP gerade bestätigte Vorhaben P490 wurden seitens TenneT inzwischen bereits zwei Mal ausgeschrieben, ohne dass ein Bieter ein \r\nAngebot abgegeben hat. Aktuell wird eine dritte Ausschreibung vorbereitet. Sollte auch hier kein Bieter ein Angebot abgeben, ist der angedachte Projektterminplan nicht zu \r\nhalten und muss angepasst werden (die Verzögerung hängt dabei unmittelbar davon ab, wann ein Umweltdienstleister gebunden werden kann).\r\n22 \r\n29\r\n30 \r\n31 \r\n32\r\nVerhinderung von \r\nEntschleunigungsrisiken\r\nDie Punkte 22 und 29-32 fokussieren nicht auf eine Beschleunigung von Projekten, sondern auf die Verhinderung des Eintretens möglicher Entschleunigungsrisiken.\r\nDiese können durch\r\n• einer Verlagerung der Prüftiefe in vorgelagerte Prüfphasen (Punkt 22)\r\n• massiven zeitlichen Verzögerungen beim Bau insbes. durch Baustopps (Punkt 29 und 30)\r\n• den Aufbau zusätzlicher Anforderungen bei Geländearbeiten und bei der Erstellung von Unterlagen zum Bodenschutz und der Einführung neuer rechtlicher \r\nBefreiungsvoraussetzungen (Punkt 31)\r\n• veränderte, vertiefende Auslegungen, die eine Umarbeitung oder veränderte Bearbeitung von Unterlagen auslösen würden (Punkt 32)\r\nentstehen. \r\nSofern diese Risiken eintreten würden, ergäben sich hierdurch unmittelbar – in ihrer zeitlichen Dimension jeweils abhängig vom Umfang des eintretende Risikos –\r\nnegative Auswirkungen / Verzögerungen bei der Unterlagenerstellung (bei angespannter Dienstleistersituation, s.-o.) bzw. beim Bau.\r\nFFH\r\n1\r\n2\r\n3\r\n4\r\n5\r\nVerzögerung und Kapazitätsbindung \r\nvermeiden\r\nDie unter den Ziffern 1-5 dargestellten Probleme betreffen die Auslegung unklarer Regelungen inkl. teils sehr weitgehender Rspr des EuGH zum FFH-Recht. Sie führt in vielen Projekten, \r\ndie mit FFH-Gebieten Berührung haben, zu erheblichen Unsicherheiten und umfangreichen Abstimmungen zwischen VHT, seinen Umweltdienstleistern und eingebundenen Juristen zur \r\nErarbeitung einer Lösung sowie anschließend Diskussion mit der Genehmigungsbehörde und ggf. erneuter Anpassung der Vorschläge zum Umgang mit den Aspekten in den FFH\u0002Antragsunterlagen. Fehler bei diesen Fragestellungen stellen erhebliche Klagerisiken dar. Klarstellungen sowie Korrekturen zu weiter Rspr des EuGH können hier erheblichen \r\nErmittlungs- und Bewertungsaufwand in den Verfahren reduzieren und zu einer Beschleunigung führen. Eine zeitliche Einschätzung dazu ist kaum möglich.\r\nBsp. zu 1: So stand etwa bei dem Ersatzneubauvorhaben Vorhaben Nr. 14 Röhrsdorf-Weida-Remptendorf der artenschutzfachliche Individuenbezug einer Anwendung der sog. \r\nDeltaprüfung (Beschränkung der Umweltauswirkungen des höheren Ersatzneubaus auf die Erhöhung des Mastes) der Individuenbezug entgegen, sodass hier umfangreichere Prüfungen \r\nerforderlich wurden und der Ersatzneubau im Ausgangspunkt rechtlich wie ein Neubau zu betrachten war. \r\nBsp. zu 2: Das Thema der Schadensbegrenzungsmaßnahmen betraf in SuedLink und SuedOstLink etwa die Frage, inwiefern die Berücksichtigung der Erdverkabelung eine in der FFH\u0002Vorprüfung nicht zu berücksichtigende Schadensbegrenzungsmaßnahme darstellen könnte. Die Verfahren laufen noch, insofern ist zu überlegen, wie öffentlich man diese Punkte \r\nmachen will. Auch stellt sich diese Frage z.B. für die Berücksichtigung von Vogelschutzmarkern als Minderungsmaßnahmen in der FFH-Vorprüfung, da diese nach jüngerer Rspr des \r\nBVerwG artspezifisch in ihrer Wirksamkeit zu berücksichtigen sind und dies nur schwerlich in einer nur überschlägigen Vorprüfung möglich sein dürfte.\r\n5\r\nBeispiele aus der Praxis zur Veranschaulichung von Verzögerungen zu ausgewählten obigen Punkten\r\nBsp. zu 3: In Vorhaben 14 (Röhrsdorf-.Weida-Remptendorf) und Vorhaben 5 (SOL) sowie 3 und 4 (SL) stellte sich die Frage, wieviel Ermittlungsaufwand in die Kumulationsprüfung, also \r\ndie Ermittlung zusätzlicher Umweltauswirkungen aufgrund bereits bestehender Anlagen, zu investieren ist. Viele Altanlagen haben keine oder nur lückenhafte Umweltbewertungen, \r\nsodass sich die Frage stellt, ob zu Drittanlagen eigene Ermittlungen und Bewertungen anzustellen sind. Dies würde ganz erheblichen planerischen und zeitlichen Aufwand verursachen.\r\nBsp. zu 4 und 5: Auch zu diesen Fragen wurde in den Vorhaben 14 und 5 umfangreich diskutiert, zu Standarddatenbögen auch in Vorhaben 5a (SOL+).\r\nUVP/SUP-RL\r\n22\r\n23\r\nPrüftiefe SUP\r\nPrüftiefe Alternativen\r\nWeservertiefungs-Rspr: Getrennte \r\nBetrachtung von gemeinsam geplanten \r\nVorhaben\r\nVorhaben 2 (Ultranet): Aufgrund des Sachverhalts wurde im Rahmen der Bundesfachplanung eine Nachbeteiligung durchgeführt, die rund 1 Jahr Verzögerung auslöste. Eine \r\nKlarstellung hätte dies verhindern können. Mit der künftig reduzierten Bedeutung der Bundesfachplanung entschärft sich das Thema allerdings.\r\nVorhaben 1 (A-Nord): Die ebenengerechte Prüftiefe bei der SUP hätte bei der Bundesfachplanung einiges an Arbeit erspart. \r\nBei A-Nord sind alle alternativen Trassenkorridore aus dem § 6 Antrag mit aufgegeben worden, um diese in den § 8 Anträgen nochmals vertieft zu prüfen.\r\nDadurch entstanden unzählige Kombinationsmöglichkeiten (bis zu 2,3 Mio.). Eine Klarstellung, dass eine Grobanalyse zielführend und auch ausreichend ist, hätte damals geholfen, um \r\ndie alternativen Trassenkorridore nicht mehr in den § 8er Anträgen betrachten zu müssen. \r\nAuch in den § 21er Unterlagen sind Alternativen zur Prüfung aufgegeben worden, die u. E. frühzeitig hätten abgeschichtet werden können/müssen bzw. erst gar nicht zur Prüfung \r\naufgegeben werden müssten (z. B. Trassenalternativen durch Altlastenverdachtsflächen).\r\nBei Vorhaben 3, 4 und 5 BBPl wurde über 1,5 Jahre eine Lösung für diese Anforderung des BVerwG gesucht, da hier eine parallele Planung fachplanerisch eigenständiger Vorhaben \r\ndurchgeführt wurde, die nach der Rspr des BVerwG möglicherweise erfordert, dass eine getrennte Betrachtung der Umweltauswirkungen stattfindet, was aber bei so eng verknüpften \r\nVorhaben kaum möglich ist. Vergleichbare Probleme entstehen bei der Mitnahme von 110kV-Leitungen auf demselben Gestänge, vgl. etwa Vorhaben 51 und 71 BBPl. Die Verfahren \r\nlaufen noch, insofern ist zu überlegen, wie öffentlich man diese Punkte machen will."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-08-27"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009525","regulatoryProjectTitle":"Beschleunigung der Planungs- und Genehmigungsverfahren von Strom-Höchstspannungsleitungen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ad/f1/358830/Stellungnahme-Gutachten-SG2409270100.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":"Lieber Herr , \r\nvielen Dank für die Einbindung und das Teilen Ihrer Überlegungen! \r\nAnbei sende ich Ihnen die 4 ÜNB-Kommentierungen zu Ihren beiden übermittelten \r\nGesetzesvorschlägen. Da wir die beiden Vorschläge als sehr gelungen ansehen, finden Sie in den \r\nbeiden Dokumenten nur sehr wenige ergänzende Hinweise. \r\nWir würden es sehr begrüßen, wenn das BMWK beide Vorschläge im Rahmen des parlamentarischen \r\nVerfahrens noch erfolgreich einbringen könnte, um die Regelungen praxistauglicher zu machen.\r\nIch möchte die Gelegenheit nutzen, Ihnen anbei zudem zwei weitere Gesetzesvorschläge inkl. \r\nGesetzesbegründungen der 4 ÜNB für die anstehende EnWG-Novelle zu übersenden, die sich auf \r\nProvisorien beziehen und die auch dieses Thema bei entsprechender Umsetzung unseres Erachtens \r\nin der Praxis noch bessern händeln ließen. Wir würden uns freuen, wenn das BMWK beide \r\nVorschläge unterstützen würde. Vielen Dank!\r\nVorschlag 1\r\n§ 3 Nr. 29f EnWG\r\nProvisorien\r\nHochspannungsleitungen, einschließlich der für ihren Betrieb notwendigen Anlagen, die \r\nnicht auf Dauer angelegt sind und die die Errichtung, den Betrieb oder die Änderung einer \r\ndauerhaften Hochspannungsleitung oder eine Änderung des Betriebskonzepts oder einen \r\nSeiltausch oder eine standortgleiche Maständerung im Sinne des § 3 Nummer 1 des \r\nNetzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz oder die Überwindung von \r\nNetzengpässen unterstützen, sofern das Provisorium eine Länge von 15 Kilometern nicht \r\nüberschreitet,\r\n§ 43 (1) EnWG\r\nDie Errichtung und der Betrieb sowie die Änderung von folgenden Anlagen bedürfen der \r\nPlanfeststellung durch die nach Landesrecht zuständige Behörde:\r\n[…] \r\nLeitungen nach § 2 Absatz 1 des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz bleiben \r\nunberührt. Die Errichtung, der Betrieb oder die Änderung eines Provisoriums selbst stellen keine \r\nErrichtung, keinen Betrieb und keine Änderung einer Hochspannungsfreileitung im \r\nenergiewirtschaftlichen Sinne dar, sofern das Provisorium eine Länge von 15 km nicht überschreitet. \r\nDer Betreiber zeigt der zuständigen Immissionsschutzbehörde die Einhaltung der Vorgaben nach den \r\n§§ 3 und 3a der Verordnung über elektromagnetische Felder, in der jeweils geltenden Fassung, \r\nmindestens zwei Wochen vor der Errichtung, der Inbetriebnahme oder einer Änderung mit \r\ngeeigneten Unterlagen an.\r\nBegründung:\r\nDurch diese redaktionelle Änderung wird klargestellt, dass auch ein Provisorium mit einer Länge von \r\nmehr als 15 km ein Provisorium im rechtlichen Sinne bleibt und nicht mit einem Neubau einer \r\ndauerhaften Höchstspannungsfreileitung gleichgestellt wird. Entscheidend für ein Provisorium ist \r\ndie, auch bereits in der BT-Drs. 20/9187 dargestellte, dienende Funktion. Ab dieser Länge soll jedoch \r\ndie Planfeststellungfreiheit entfallen. Die Rechtsprechung des Bundesverwaltungsgerichts zum \r\nVorhabenbegriff (BVerwG, Urteil vom 11. August 2016 – 7 A 1.15), wonach die Vorhabenträgerin den \r\nUmfang ihres Vorhabens bestimmt und Maßnahmen im Rahmen verfahrensrechtlich verbinden oder \r\ntrennen kann, bleibt durch die Genehmigungsfreistellung unberührt.\r\nVorschlag 2\r\nNach § 43 Abs. 2 Satz 2 EnWG werden die folgenden Sätze 3 und 4 neu eingefügt:\r\n„Sofern Maßnahmen nach Satz 1 in ein Planfeststellungsverfahren für Vorhaben nach Absatz 1 Satz 1 \r\nintegriert werden, sind Vorschriften des Energiewirtschaftsrechts, welche sich auf solche Vorhaben \r\nbeziehen, auch auf die integrierten Maßnahmen anzuwenden. Dabei ist eine nachträgliche \r\nIntegration in die Entscheidung zur Planfeststellung durch Planergänzungsverfahren möglich, solange \r\ndie Entscheidung zur Planfeststellung gilt.“\r\nBegründung:\r\nMit dem neuen Satz 3 wird klargestellt, dass für Maßnahmen nach Satz 1, die in ein \r\nPlanfeststellungsverfahren für Vorhaben nach Absatz 1 Satz 1 integriert werden, die Vorschriften des \r\nEnergiewirtschaftsrechts, welche sich auf solche Vorhaben beziehen, auch auf die integrierten \r\nMaßnahmen anzuwenden sind. Somit sind insbesondere die Regelungen des Absatzes 3 Satz 2 bis 6, \r\nder Absätze 3a bis 3c und des § 43m (sowie des § 43n) auch auf integrierte Maßnahmen anwendbar.\r\nDer ebenfalls neu einzufügende Satz 4 dient der Klarstellung, dass eine nachträgliche Integration \r\nüber Planergänzungsverfahren möglich ist. Durch die Bezugnahme auf die Vorschriften des \r\nEnergiewirtschaftsrechts wird klargestellt, dass im Falle einer nachträglichen Integration \r\ninsbesondere die UVP-rechtlichen Vorgaben unberührt bleiben. Die Klarstellungen dienen \r\ninsgesamt der Rechtssicherheit, indem ein ungewolltes Auseinanderfallen der Rechtsregime \r\nverhindert wird.\r\nMit freundlichen Grüßen \r\nKlare Regelung, wonach bei Stromnetzvorhaben in Infrastrukturgebieten der Arten- und Gebietsschutz \r\nim Rahmen der Eingriffsregelung nicht zu prüfen ist: \r\nArtikel 2\r\n7. § 43m wird wie folgt geändert:\r\na) Absatz 2 Satz 8 wird durch die folgenden Sätze ersetzt:\r\n„Werden die in der Genehmigung für wildlebende Tiere oder Pflanzen der besonders geschützten Arten \r\nangeordneten Maßnahmen und der angeordnete finanzielle Ausgleich vorgenommen, ist auch für die Bauphase \r\ndie Einhaltung der Vorschriften des § 44 Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes gewährleistet. Dies gilt auch \r\nfür wildlebende Tiere und Pflanzen der besonders geschützten Arten, deren Vorkommen zum Zeitpunkt der \r\nGenehmigung nicht bekannt war, wobei jedoch verhältnismäßige Minderungsmaßnahmen zu ergreifen sind, \r\nsoweit dies ohne zeitliche Verzögerung möglich ist. In den Fällen der Sätze 8 und 9 \r\n1. ist eine Ausnahme nach § 45 Absatz 7 des Bundesnaturschutzgesetzes nicht erforderlich,\r\n2. liegt eine Schädigung im Sinne des § 19 des Bundesnaturschutzgesetz nicht vor,\r\n3. ist eine Handlung weder nach § 69 Absatz 2 Satz 1 Nummern 1 bis 4 des Bundesnaturschutzgesetzes \r\nordnungswidrig noch nach § 71 Absatz 1 Nummern 1 und 2 des Bundesnaturschutzgesetzes strafbar. “ \r\nBegründung:\r\nEs wird auf die Begründung zu § 43n Absatz 6 verwiesen.\r\nArtikel 2\r\n8. Nach § 43m werden die folgenden §§ 43n und 43o eingefügt:\r\n„§ 43n\r\nVorhaben in Infrastrukturgebieten\r\n[…]\r\n„(6)\r\nWerden die in der Genehmigung für wildlebende Tiere oder Pflanzen der besonders geschützten Arten \r\nangeordneten Maßnahmen und der angeordnete finanzielle Ausgleich vorgenommen, ist auch für die Bauphase \r\ndie Einhaltung der Vorschriften des § 44 Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes gewährleistet. Dies gilt auch \r\nfür wildlebende Tiere und Pflanzen der besonders geschützten Arten, deren Vorkommen zum Zeitpunkt der \r\nGenehmigung nicht bekannt war, wobei jedoch verhältnismäßige Minderungsmaßnahmen zu ergreifen sind, \r\nsoweit dies ohne zeitliche Verzögerung möglich ist. In den Fällen der Sätze 1 und 2\r\n1. ist eine Ausnahme nach § 45 Absatz 7 des Bundesnaturschutzgesetzes nicht erforderlich,\r\n2. liegt eine Schädigung im Sinne des § 19 des Bundesnaturschutzgesetz nicht vor,\r\n3. ist eine Handlung weder nach § 69 Absatz 2 Satz 1 Nummern 1 bis 4 des Bundesnaturschutzgesetzes \r\nordnungswidrig noch nach § 71 Absatz 1 Nummern 1 und 2 des Bundesnaturschutzgesetzes strafbar. “\r\nBegründung:\r\n[…]\r\n§ 43n Absatz 6 Satz 1 stellt klar, dass auch für die Bauphase die Einhaltung der Vorschriften des § 44 Absatz 1 \r\ndes Bundesnaturschutzgesetzes gewährleistet ist, der Verbotstatbestand somit nicht erfüllt ist. Durch die \r\nKlarstellungen soll sichergestellt werden, dass die ausführenden Personen – bei Einhaltung der in der \r\nGenehmigung im Hinblick auf die Bauphase angeordneten Maßnahmen oder des finanziellen Ausgleichs –\r\nkeinen straf- oder ordnungswidrigkeitenrechtlichen Risiken ausgesetzt sind, die sich aus dem Auffinden \r\nbestimmter Tier- und Pflanzenarten in der Bauphase ergeben könnten. Es sind keine weiteren Maßnahmen zu \r\nergreifen und die Erteilung einer artenschutzrechtlichen Ausnahme ist nicht erforderlich.\r\nSatz 2 regelt den Fall, dass wildlebende Tiere und Pflanzen der besonders geschützten Arten, deren Vorkommen \r\nzum Zeitpunkt der Genehmigung nicht bekannt war, von den Auswirkungen des Vorhabens in der Bauphase \r\nbetroffen sind. Die Erwägungen in der Begründung zu Satz 1 zur Einhaltung der Vorschriften des § 44 Absatz 1 \r\ndes Bundesnaturschutzgesetzes gelten für Satz 2 entsprechend, da der finanzielle Ausgleich auch für diese Arten \r\nerfolgt. Für diese Arten sind jedoch zusätzlich verhältnismäßige Minderungsmaßnahmen zu ergreifen, soweit dies \r\nohne zeitliche Verzögerung möglich ist. Maßnahmen, die bereits im Planfeststellungsbeschluss angeordnet \r\nwurden, und die einer erst in der Bauphase bekannt gewordenen Art zugutekommen, werden berücksichtigt.\r\nSatz 3 stellt ausdrücklich fest, dass es in den Fällen des Satzes 1 und 2 keiner Ausnahmeerteilung nach § 45 \r\nAbsatz 7 des Bundesnaturschutzgesetzes bedarf. Zudem wird klargestellt, dass in den Fällen des Satzes 1 und \r\n2 eine Schädigung im Sinne des § 19 des Bundesnaturschutzgesetz nicht vorliegt. Das Umweltschadensgesetz \r\nkommt somit nicht zur Anwendung. Schließlich wird klargestellt, dass Auswirkungen des Vorhabens in der \r\nBauphase auf wildlebende Tiere und Pflanzen der besonders geschützten Arten auch dann nicht zu einer \r\nErfüllung eines Ordnungswidrigkeiten- oder Straftatbestandes führen können, wenn mangels Kenntnis der \r\nVorkommen zum Zeitpunkt der Genehmigung keine Maßnahmen angeordnet werden konnten oder \r\nverhältnismäßige Minderungsmaßnahmen nach Satz 2 nicht ohne zeitliche Verzögerung ergriffen werden \r\nkönnen.\r\nKlare Regelung, wonach bei Stromnetzvorhaben in Infrastrukturgebieten der Arten- und Gebietsschutz \r\nim Rahmen der Eingriffsregelung nicht zu prüfen ist:\r\nArtikel 2\r\n7. § 43m wird wie folgt geändert:\r\n[…]\r\nb) Nach Absatz 2 wird folgender Absatz 2a eingefügt:\r\n„(2a) Die Minderungsmaßnahmen und Ausgleichszahlungen nach Absatz 2 erfüllen in Bezug auf besonders \r\ngeschützte Arten dem Grunde und dem Umfang nach die Anforderungen an Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen \r\nnach § 15 Absatz 2 und 6 des Bundesnaturschutzgesetz. Eine weitergehende Prüfung und Bewertung sowie \r\nAusgleich und Ersatz der Eingriffe in Bezug auf besonders geschützte wild lebende Pflanzen und Tierarten findet \r\nnicht statt. Kartierungen für diese Arten als Grundlage für eine Eingriffsbewertung finden nicht statt.“\r\nBegründung:\r\n[…]\r\nZu Buchstabe b\r\nEs wird auf die Begründung zu § 43n Absatz 5 verwiesen. Allerdings erfolgt im Rahmen des § 43m keine\r\nPrivilegierung im Hinblick auf die FFH-Verträglichkeitsprüfung nach § 34 des Bundesnaturschutzgesetzes.\r\nArtikel 2\r\n8. Nach § 43m werden die folgenden §§ 43n und 43o eingefügt:\r\n„§ 43n\r\nVorhaben in Infrastrukturgebieten\r\n[…]\r\n„(5) Die Minderungsmaßnahmen nach Absatz 1 sowie die Minderungs- und Ausgleichsmaßnahmen nach Absatz \r\n4, beide jeweils einschließlich der Ausgleichszahlungen, sowie die Minderungsmaßnahmen nach Absatz 6\r\nerfüllen in Bezug auf besonders geschützte Arten sowie die Erhaltungsziele gemäß § 7 Absatz 1 Nummer 9 des \r\nBundesnaturschutzgesetz dem Grunde und dem Umfang nach die Anforderungen an Ausgleichs- und \r\nErsatzmaßnahmen nach § 15 Absatz 2 und 6 des Bundesnaturschutzgesetz. Eine weitergehende Prüfung und \r\nBewertung sowie Ausgleich und Ersatz der Eingriffe in Bezug auf besonders geschützte wild lebende Pflanzen \r\nund Tierarten sowie die Erhaltungsziele gemäß § 7 Absatz 1 Nummer 9 des Bundesnaturschutzgesetz findet \r\nnicht statt. Kartierungen für diese Arten und Gebiete als Grundlage für eine Eingriffsbewertung finden nicht statt.“\r\nBegründung:\r\n[…]\r\n§ 43n Absatz 5 regelt das Verhältnis zur Eingriffsregelung.\r\nMinderungsmaßnahmen nach Absatz 1 sowie die Minderungs- und Ausgleichsmaßnahmen nach Absatz 4, beide \r\njeweils einschließlich der Ausgleichszahlungen, sowie die Minderungsmaßnahmen nach Absatz 6 erfüllen für die \r\nbesonders geschützten Arten im Sinne des § 7 Absatz 2 Nummer 13 des Bundesnaturschutzgesetzes \r\neinschließlich der streng geschützten Arten gemäß § 7 Absatz 2 Nummer 14 des Bundesnaturschutzgesetzes \r\nsowie die durch die Erhaltungsziele gemäß § 7 Absatz 1 Nummer 9 des Bundesnaturschutzgesetzes besonders \r\ngeschützten Gebiete die Erfordernisse, die von der Eingriffsregelung an Minderungs- sowie an Ausgleichs- und \r\nErsatzmaßnahmen für diese Arten und Gebiete gestellt werden. Erfasst sind die nach europäischen Vorgaben \r\nsowie die national geschützten Arten. Insbesondere eine Kartierung von Arten ist nicht erforderlich, da für die \r\nEingriffsregelung keine weitergehende Prüfung und Bewertung von Eingriffen für diese Arten und Gebiete \r\nstattfindet, um Doppelbewertungen und -prüfungen zu vermeiden. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-08-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009525","regulatoryProjectTitle":"Beschleunigung der Planungs- und Genehmigungsverfahren von Strom-Höchstspannungsleitungen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/39/18/388741/Stellungnahme-Gutachten-SG2412200123.pdf","pdfPageCount":6,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1 \r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, 11.12.2024 | Seite 1 von 6 \r\nÖffentlich (Public)\r\nSTELLUNGNAHME DER ÜBERTRAGUNGSNETZBETREIBER ZUM \r\nREFERENTENENTWURF DES BMEL EINES VIERTEN GESETZES ZUR \r\nÄNDERUNG DES BUNDESWALDGESETZES VOM 31.10.2024\r\nAllgemeine Einführung\r\nDie vier Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) mit Regelzonenverantwortung sind sich bewusst, dass die for\u0002male Frist zur Länder- und Verbändebeteiligung zum Referentenentwurf eines vierten Gesetzes zur Ände\u0002rung des Bundeswaldgesetzes bereits abgelaufen ist. Leider haben die Übertragungsnetzbetreiber nur indi\u0002rekt von der Konsultation erfahren. Wegen der Betroffenheiten bei der Planung und Genehmigung sowie \r\ndem Bau von Strom-Höchstspannungsleitungen erlauben sich die ÜNB dennoch, nachfolgend einige Hin\u0002weise zum Referentenentwurf zu geben, um deren Berücksichtigung im Sinne eines beschleunigten Netz\u0002ausbaus bei einem Neustart des Gesetzgebungsverfahrens in der kommenden Legislaturperiode gebeten \r\nwird.\r\nÄnderungs- bzw. Ergänzungsvorschläge der ÜNB zum Referentenentwurf\r\n1. § 2 Abs. 1 S. 2 BWaldG geltende Fassung - Ergänzung des Begriffs Wald um Leitungsinfrastruk\u0002turen einschließlich Schutzstreifen und Zuwegungen zu Leitungsinfrastrukturen\r\n Formulierungsvorschlag:\r\n„[…] ebenso wie im Wald liegende oder mit ihm verbundene ober- und unterirdische Leitungstrassen \r\neinschließlich der jeweils zugehörigen Arbeits- und Schutzbereiche, die für den sicheren Betrieb der \r\nLeitungstrasse notwendig sind, sowie Zuwegungen zu diesen Leitungstrassen (allgemeiner Grund\u0002satz).“ \r\n Begründung:\r\nDiese bundesgesetzliche und als allgemeiner Grundsatz abweichungsfeste Regelung ist im Sinne \r\neines beschleunigten Netzausbaus sowie eines sicheren Netzbetriebs erforderlich, damit die Besei\u0002tigung von Forstpflanzen zur Errichtung, Pflege und Erhaltung von Leitungstrassen einschließlich \r\nSchutzstreifen und Zuwegungen nicht als Umwandlung i.S.d. § 9 Abs. 1 S. 1 BWaldG gelten und \r\nkeiner gesonderten Genehmigung bedürfen. Auch Flächen für die Errichtung von Mastfundamenten \r\nbleiben damit vom Waldbegriff erfasst und bedürfen keiner Umwandlungsgenehmigung.\r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, | Seite 2 von 6 \r\nÖffentlich (Public)\r\n2. § 2 Abs. 1 Satz 3 BWaldG (siehe Art. 1 Ziff. 3 a) RefE 2024)\r\nStreichung von Art. 1 Ziff. 3 a):\r\n Formulierungsvorschlag:\r\n„Als Wald gelten ferner auch im Wald liegende oder mit ihm verbundene gemeldete\r\nnatürliche Offenland-Lebensraumtypen der Nummern 2310, 2330, 4010, 4030,\r\n5130, 6210, 6230, 6410, 6430, 6440, 6510, 6520, 7110, 7120, 7140, 7150, 7210,\r\n7230, 8150 und 8160 in Gebieten von gemeinschaftlichem Interesse nach Anhang\r\nI der Richtlinie 92/43/EWG des Rates vom 21. Mai 1992 zur Erhaltung der\r\nnatürlichen Lebensräume sowie der wildlebenden Tiere und Pflanzen (ABl. L 206\r\nvom 22. Juli 1992, S. 7) in der jeweils geltenden Fassung.“\r\n Begründung:\r\nIn der Gesetzesbegründung wird angeführt, dass das Ziel der Regelung der Schutz dieser Flächen \r\nvor Umwandlung in einen Wald (im Sinne einer Sukzession oder Aufforstung) ist. Die Flächen haben \r\nbereits einen umfangreichen Schutzstatus als Lebensräume des Anhang I der Richtlinie 92/43/EWG \r\nund als geschützte Biotope im Sinne des § 30 BNatSchG. Damit sind diese Lebensräume in ihrem \r\nZustand zu erhalten und zu pflegen. Eine Sukzession oder Aufforstung ist bereits jetzt unzulässig.\r\nDie Ausweisung dieser Flächen als Wald könnte sogar dazu führen, dass auf diesen Flächen eine \r\nregelhafte Forstwirtschaft möglich wird, wie z. B. die Nutzung der Flächen als Zwischenlager im Zuge \r\nder Holzernte. Genehmigungsverfahren werden hierdurch umfangreicher (zusätzlich zur natur\u0002schutzrechtlichen Genehmigung eine forstrechtliche Genehmigung, komplexe naturschutzfachliche \r\nBewertung zur Einschätzung, ob diese Flächen als mit dem Wald verbunden gesehen werden müs\u0002sen oder nicht). \r\n3. Neuer § 7 BWaldG “Bevorratete waldbezogene Maßnahmen” – Einführung einer Rechtsgrundlage \r\nfür Bevorratung von waldbezogenen Kompensationsmaßnahmen\r\n Formulierungsvorschlag:\r\n„Waldbezogene Maßnahmen, die im Hinblick auf zu erwartende Beeinträchtigungen des Waldes, \r\nseiner Schutzgüter oder seiner Ökosystemleistungen durchgeführt worden sind, können als waldbe\u0002zogene Ausgleichs- oder Ersatzmaßnahmen für genehmigungspflichtige Vorhaben nach den §§ 9 \r\nff. anerkannt werden, soweit\r\n1. nach diesem Gesetz genehmigungspflichtige Vorhaben zu ersatz- bzw. ausgleichsbedürf\u0002tigen Beeinträchtigungen des Waldes, seiner Schutzgüter oder seiner Ökosystemleistungen \r\nführen oder führen können,\r\n2. die waldbezogenen Maßnahmen ohne rechtliche Verpflichtung durchgeführt wurden,\r\n3. dafür keine öffentlichen Fördermittel in Anspruch genommen wurden,\r\n4. die waldbezogenen Maßnahmen naturschutzfachlichen Programmen und Plänen nach \r\nden §§ 10 und 11 des Bundesnaturschutzgesetzes nicht\r\nwidersprechen und\r\n5. eine Dokumentation des Ausgangszustands der Flächen vorliegt (allgemeiner Grundsatz).“\r\n Begründung:\r\nDie Einführung einer bundesgesetzlichen und als allgemeiner Grundsatz abweichungsfesten \r\nRechtsgrundlage für Bevorratung von waldbezogenen Kompensationsmaßnahmen wäre positiv, \r\nweil es in den vergangenen Jahren zunehmend schwierig geworden ist, Flächen für eine \r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, | Seite 3 von 6 \r\nÖffentlich (Public)\r\nErsatzaufforstung bei Waldinanspruchnahme zu finden und die Genehmigungsverfahren über die \r\nzuständigen unteren Forstbehörden recht lange dauern. \r\n4. Nach § 9 Abs. 1 wird nachfolgender Absatz eingefügt – Ergänzung der Ausnahmeregelung vom \r\nGenehmigungsvorbehalt für Waldumwandlungen für Maßnahmen zur Trassenerrichtung \r\n Formulierungsvorschlag:\r\n„Die Beseitigung oder Beeinträchtigung von Forstpflanzen zur Schaffung [bzw. zum Anlegen], Pflege \r\nund Erhaltung von Leitungstrassen einschließlich Schutzstreifen und Zuwegungen gilt nicht als Um\u0002wandlung i.S.d. § 9 Abs. 1 S. 1 BWaldG (allgemeiner Grundsatz).“ \r\n Begründung:\r\nDiese bundesgesetzliche und als allgemeiner Grundsatz abweichungsfeste Regelung ist im Sinne \r\neines beschleunigten Netzausbaus sowie eines sicheren Netzbetriebs erforderlich, damit die Besei\u0002tigung oder Beeinträchtigung von Forstpflanzen zur Schaffung (bzw. zum Anlegen), Pflege und Er\u0002haltung von Leitungstrassen einschließlich Schutzstreifen und Zuwegungen nicht als Umwandlung \r\ni.S.d. § 9 Abs. 1 S. 1 BWaldG gelten und keiner gesonderten Genehmigung bedürfen.\r\n5. § 9b BWaldG (siehe Art. 1 Ziff. 6 RefE 2024) – Streichung des Begriffs „Benutzung“ und Klarstel\u0002lung bzgl. Vermeidung von Doppelkompensationen sowie Aufnahme eines Verweises auf § 7\r\n Formulierungsvorschlag:\r\n“Pflicht zum Ausgleich\r\n(1) Wird eine Genehmigung nach den § 9 Absatz 1 Satz 1 oder Absatz 2 erteilt,\r\nist der Antragsteller verpflichtet, die nachteiligen Folgen der Umwandlung oder Benutzung für die \r\nErhaltung des Waldes oder seiner Ökosystemleistungen durch Maßnahmen zum Schutz und zur \r\nErhaltung des Waldes auszugleichen, insbesondere durch\r\n1. Erstaufforstung,\r\n2. Neubewaldung durch natürliche Sukzession, oder\r\n3. geeignete Schutz- oder Gestaltungsmaßnahmen im Wald oder\r\n4. bevorratete waldbezogene Maßnahmen i.S.d. § 7 [neuer § 7 siehe obiger Vorschlag]\r\n(allgemeiner Grundsatz).\r\n(2) Soweit die nachteiligen Folgen der Umwandlung oder Benutzung für die Erhaltung\r\ndes Waldes oder seiner Ökosystemleistungen nicht ausgeglichen werden können,\r\nist der Antragsteller verpflichtet, einen finanziellen Ausgleich zu leisten. Das Nähere\r\nrichtet sich nach Landesrecht.\r\n(3) Ausgleichspflichten im Zusammenhang mit der naturschutzrechtlichen Eingriffsregelung im Sinne \r\nder §§ 13 bis 19 des Bundesnaturschutzgesetzes bleiben unberührt, sind jedoch anrechenbar sind \r\njedoch anzurechnen; eine Doppelkompensation findet nicht statt (allgemeiner Grundsatz). Ein Aus\u0002gleich nach Absatz 1 und Satz 1 kann abweichend von § 15 Abs. 2 Satz 3 des Bundesnaturschutz\u0002gesetzes auch außerhalb des betroffenen Naturraums erfolgen (allgemeiner Grundsatz).“ \r\nDie diesbezügliche Gesetzesbegründung (vgl. Referentenentwurf vom 31.10.2024, S. 44, letzter Ab\u0002satz unten, vorletzter Satz), sollte im vorletzten Satz wie folgt angepasst und um zwei weitere Sätze \r\nergänzt werden: „Im Übrigen ist die Thematik einer eventuellen Doppelkompensation sicherzustel\u0002len, dass im Rahmen der konzentrierenden Genehmigungsverfahren (Bündelung der Stellungnah\u0002men der verschiedenen beteiligten Behörden) aufzulösen eine Doppelkompensation verhindert wird. \r\nMit der Möglichkeit auch außerhalb des betroffenen Naturraumes zu kompensieren, wird eine \r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, | Seite 4 von 6 \r\nÖffentlich (Public)\r\nVerfahrenserleichterung und somit eine Beschleunigung erreicht. Zudem ist die Kompensation im \r\nbetroffenen Naturraum oft faktisch nicht möglich.“\r\n Begründung:\r\nDa der Begriff „Benutzung“ in den Absätzen 1 und 2 (anders als der Begriff der Umwandlung) nicht \r\nlegaldefiniert ist und für Rechtsunsicherheit sorgt, sollte er gestrichen werden. Die bundesgesetzli\u0002che und als allgemeiner Grundsatz abweichungsfeste Ergänzung des Absatzes 3 gewährleitet, dass \r\neine Anrechnung tatsächlich stattfinden muss. \r\n6. § 11a BWaldG (siehe Art. 1 Ziff. 8 des RefE 2024)\r\na) § 11a Abs. 2 S. 3 – Ergänzung der Ausnahme vom Genehmigungserfordernis für Holzein\u0002schlagsmaßnahmen > 1 ha um Leitungstrassenerrichtung\r\n Formulierungsvorschlag:\r\n„Satz 1 gilt nicht für Maßnahmen zur Schaffung [bzw. zum Anlegen], Beseitigung von Forstpflanzen \r\nzur Pflege und Erhaltung von Flächen, die als Wald nach § 2 Absatz 1 Satz 2 3 gelten. (allgemeiner \r\nGrundsatz)“ [siehe Vorschläge 1 und 2]\r\n Begründung:\r\nDiese bundesgesetzliche und als allgemeiner Grundsatz abweichungsfeste Ausnahme vom Kahl\u0002schlagverbot des § 11a Abs. 2 S. 1 BWaldG RefE 2024 ist im Sinne eine beschleunigten Netzaus\u0002baus erforderlich, weil andernfalls für Kahlschläge zum Zweck der Schaffung [bzw. des Anlegens] \r\nvon Leitungstrassen einschließlich Schutzstreifen und Zuwegungen eine gesonderte Genehmigung \r\nerforderlich wäre. \r\nb) Neuer § 11a Abs. 3 – Ergänzung Beweidung aus Gründung der Biotopflege \r\n Formulierungsvorschlag:\r\n„(3) Das Weiden von Vieh auf Flächen, die als Wald nach § 2 Absatz 1 gelten, ist als Maßnahme zur \r\nPflege und Erhaltung von Offenland-Biotopen zulässig (allgemeiner Grundsatz).“ \r\n Begründung:\r\nBeweidung mit Vieh, wie insbesondere Schafe und Ziegen, stellt eine Maßnahme dar, die zur Pflege \r\nund Erhaltung von Offenland-Biotopen und gleichzeitig als Maßnahmen der ökologischen Trassen\u0002pflege dient. So können bspw. Heidelandschaften nur dadurch existieren, dass durch Verbiss Auf\u0002wuchs reduziert und somit eine natürliche Sukzession verhindert wird.\r\nDie Maßnahme ist z.B. im Landeswaldgesetz Brandenburg daher explizit vom Tatbestand einer Ord\u0002nungswidrigkeit ausgenommen:\r\n„§ 37 Absatz 2 Nr. 8 Landeswaldgesetz Brandenburg: Ordnungswidrigkeiten:\r\n„(2) Ordnungswidrig handelt ferner, wer vorsätzlich oder fahrlässig im Wald\r\n… \r\n8. Vieh weidet oder weiden lässt, soweit dies nicht der Biotoppflege im Wald dient,“.\r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, | Seite 5 von 6 \r\nÖffentlich (Public)\r\nMit der Novelle des Bundeswaldgesetzes sollte die Beweidung als Maßnahme zur Pflege und zur \r\nErhaltung von nach § 2 Abs. 1 definierten Flächen bundesweit einheitlich geregelt und gestattet \r\nwerden.\r\n7. Begründung des RefE 2024 zu § 11a Abs. 1 BWaldG – Ergänzung einer Inbezugnahme der Ver\u0002ordnung (EU) 2024/1991 vom 24. Juni 2024 über die Wiederherstellung der Natur\r\n Formulierungsvorschlag: \r\n„Das in § 11 Absatz 1 Satz 2 BWaldG g.F. enthaltene Gebot der Wiederaufforstung ist für die Erhal\u0002tung des Waldes und seiner Ökosystemleistungen essenziell: Die Pflicht zur Wiederaufforstung ist \r\neine der wichtigsten Maßnahmen zur Konkretisierung und Umsetzung des in § 1 Nummer 1 enthal\u0002tenen Gesetzeszwecks, den Wald in seiner Flächenausdehnung und die Ökosystemleistungen des \r\nWaldes vor Ort zu erhalten. Ebenso konkretisiert das Gebot der Wiederaufforstung die Verordnung \r\n(EU) 2024/1991 vom 24. Juni 2024 über die Wiederherstellung der Natur und zur Änderung der \r\nVerordnung (EU) 2022/869.“\r\n Begründung:\r\n§ 11a Abs. 1 benennt zwar generell das Ziel der Wiederaufforstung, klimaresiliente Wälder mit über\u0002wiegend heimischen Forstpflanzen zu begründen, der Bezug zur Europäischen Verordnung zur Wie\u0002derherstellung der Natur bleibt jedoch gänzlich unberücksichtigt. Dieser Bezug sollte in der Geset\u0002zesbegründung ergänzt werden.\r\nHinweis zu § 11c und d BWaldG [siehe Art. 1 Ziff. 8 des RefE 2024]:\r\n§ 11c und § 11d BWaldG-E erscheinen mit ihren Regelungen so ausgestaltet, dass sich diese auf \r\nLeitungsbauprojekte auswirken können. Insbesondere sind hier – anders als sonst üblich – keine \r\nAusnahmeregelungen vorgesehen. Diese sind jedoch für in der Praxis sinnvolle Ergebnisse erfor\u0002derlich. Entsprechende Klauseln sollten daher aufgenommen werden.\r\n8. § 14 BWaldG (siehe Art. 1 Ziff. 11 a) des RefE 2024) – Ergänzungen zum gestatteten Betreten des \r\nWaldes \r\n Formulierungsvorschlag für einen neuen § 14 Abs. 1 Satz 2 \r\n[aus Satz 2 wird Satz 3]:\r\n„Das Betreten des Waldes auf natur- und gemeinverträgliche Weise zum Zwecke der Erholung ist \r\ngestattet (allgemeiner Grundsatz). \r\nEbenso gestattet ist das Betreten und Befahren sowie die Benutzung des Waldes, seiner Wirt\u0002schafts-, Rückewege, Lagerplätze und sonstigen Einrichtungen, zur Sicherung des Leitungsbetrie\u0002bes von Anlagen im öffentlichen Interesse (allgemeiner Grundsatz).“\r\n Begründung:\r\nMit dieser bundesgesetzlichen und als allgemeiner Grundsatz abweichungsfesten Regelung wird die \r\nMöglichkeit des Betretens und Befahrens sowie Benutzung des Walds zum Zweck des erforderlichen \r\nBetriebs inkl. der Erhaltung und Änderung von bestehenden Infrastruktureinrichtungen der Energie\u0002versorgung im öffentlichen Interesse gewährleitet. Es wird klargestellt, dass dies auch die Nutzung \r\nvon Fahrzeugen erfasst. \r\nBerlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, | Seite 6 von 6 \r\nÖffentlich (Public)\r\n9. § 14b Abs. 3 Nr. 2 BWaldG (siehe Art. 1 Ziff. 12) des RefE 2024) – Brandschutzkonzept bei Ener\u0002gieübertragungsanlagen\r\n Formulierungsvorschlag:\r\n[…]\r\n2. Windkraft-, Energieübertragungs-, Funk- und Telekommunikationsanlagen mit\r\nMasthöhen von mehr als fünfzig Metern,\r\n[…]\r\n Begründung:\r\nIm Rahmen der Genehmigung werden Abstände und entsprechende Pflegemaßnahmen zum tech\u0002nischen Anlagenschutz festgelegt.\r\n10. Klarstellung des Verhältnisses der RL 2011/92/EU (UVP-Richtlinie) zu den Bestimmungen des \r\nnationalen Fachrechts\r\n Vorschlag:\r\nAufnahme einer klarstellenden Regelung in der RL 2011/92/EU (UVP-Richtlinie) dahingehend, dass \r\ndie Vorschriften des nationalen Fachrechts, die nicht der unmittelbaren Umsetzung der Richtlinien\u0002vorgaben betreffend das UVP-Verfahren dienen, von den Bestimmungen der RL 2011/92/EU und \r\ninsbesondere den in ihren Anhängen enthaltenen Begriffsbestimmungen unberührt bleiben. \r\n \r\n Begründung:\r\nUnklarheiten etwa bzgl. der Auswirkungen des unionsrechtlichen Umwandlungsbegriff i.S.d. An\u0002hangs II Nr. 1 lit. d) RL 2011/92/EU (UVP-Richtlinie) auf die Ausgleichspflichten nach den Lan\u0002deswaldgesetzen im Falle von Trassenaufhieben durch EuGH, Urteil vom 7. August 2018, Rs. C\u0002329/17 (Prenninger), juris Rn. 32 – 41: Der EuGH stellte klar, dass es sich bei Trassenaufhieben \r\nzum Zweck der Errichtung und Bewirtschaftung einer Freileitung für die Dauer ihres rechtmäßigen \r\nBestands um „Abholzungen zum Zweck der Umwandlung in eine andere Bodennutzungsart“ und \r\ndamit um Projekte i.S.d. Anhang II Nr. 1 lit. d) RL 2011/91/EU (UVP-Richtlinie) handelt (Rn. 38); \r\nsiehe in Umsetzung der Entscheidung auch OVG Bautzen, Urteil vom 08. September 2020 – 4 C \r\n18/17, juris Rn. 79 ff.).\r\n \r\nUnklarheiten bestehen daher hinsichtlich der Frage, inwiefern landesrechtliche Bestimmungen, die \r\n– wie z.B. § 8 Abs. 8 S. 1 Alt 2 SächsWaldG – die Anlage von Leitungsschneiden vom Umwand\u0002lungsbegriff herausnehmen, auch unangewendet bleiben müssen bzw. – sollte es an einer dahinge\u0002henden ausdrücklichen gesetzlichen Regelung fehlen – inwieweit das unionsrechtliche Begriffsver\u0002ständnis nach Anhang II Nr. 1 lit. d RL 2011/91/EU (UVP-Richtlinie) auch den materiellen Umwand\u0002lungsbegriff der nationalen Gesetze zugrunde zu legen ist, sofern es nicht um das UVP-Recht, son\u0002dern um die Frage nach den Ausgleichspflichten oder die Entrichtung einer Walderhaltungsabgabe \r\nfür die nachteiligen Wirkungen einer Umwandlung des Waldes in eine andere Nutzungsart geht (vgl. \r\netwa § 8 Abs. 3 – 7 SächsWaldG, § 10 Abs. 3, 4 ThürWaldG). Mit der o.g. Klarstellung wäre sicher\u0002gestellt, dass die nationalen Rechtsvorgaben außerhalb des UVP-Rechts unberührt bleibe."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Ernährung und Landwirtschaft (BMEL) (20. WP)","shortTitle":"BMEL (20. WP)","url":"https://www.bmel.de/DE/Home/home_node.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-12-11"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009525","regulatoryProjectTitle":"Beschleunigung der Planungs- und Genehmigungsverfahren von Strom-Höchstspannungsleitungen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/55/87/500226/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310033.pdf","pdfPageCount":9,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Seite 1 von 9\r\nVorschläge der 4 ÜNB zu Änderungen im EU-Umweltrecht (AG Genehmigung der 4 ÜNB, 14.01.2025)\r\nGesetzesvorschläge zu § 43m EnWG und § 43n EnWG-E* im Hinblick auf die Mitigation von Risiken bei der Bauausführung\r\nIm Weiteren erfolgen verschiedene Vorschläge für Gesetzesänderungen im Kontext USchadG, OWi, Strafrecht. Hierbei werden zwei Varianten unterschieden. \r\nDabei sind die Gesetzesvorschläge der Variante 1 genereller und umfassender als die Vorschläge der Variante 2.\r\nRedaktionshinweis: Die Vorschläge sind auf NotfallVO und RED III gleichermaßen anwendbar. Die in den Tabellen rot markierten Texte beziehen sich nur auf \r\nRED III bzw. § 43n EnWG-E.\r\nVorschläge für die Änderung des EU-Rechts zum USchadG: Unterschiede Bewertung\r\nVariante 1 Variante 2\r\n• Art. 6 Notfall-VO, \r\nneuer letzter Satz / \r\nneuer Art. 15e Abs. 2 \r\nSatz 3 RED III (alle \r\nanderen Sätze \r\nverschieben sich um \r\neinen Satz nach \r\nhinten): \r\n„Mitgliedsstaaten können \r\nfür die Ausführung der in \r\nSatz 1 und 2 genannten \r\nProjekte Ausnahmen von \r\nden Regelungen der \r\nRichtlinie 2004/35/EG \r\nvorsehen.“\r\n• Alternativ könnte die \r\nRegelung ohne \r\nUmsetzungsspielraum \r\nauch wie folgt gefasst \r\nwerden: \r\n• Art. 6 Notfall-VO, \r\nneuer letzter Satz / Art. 15e Abs. 2 \r\nSatz 3 RED III: \r\n„Eine nachteilige Veränderung von \r\ngeschützten Arten im Sinne des Artikel 2 \r\nNummer 3 der Richtlinie 2004/35/EG \r\naufgrund einer Ausführung eines Projektes \r\nim Rahmen einer Genehmigung stellt \r\nkeinen Umweltschaden im Sinne von \r\nArtikel 2 Nummer 1 der Richtlinie \r\n2004/35/EG dar, soweit sich diese \r\nVeränderung aus einer Anwendung der \r\nSätze 1 bis 3/Sätze 1 und 2 ergibt.“\r\n• Variante 2 sieht ausschließlich \r\nÄnderung ohne \r\nUmsetzungsspielraum für den \r\nMitgliedstaat vor.\r\n• Variante 2 sieht nicht den \r\nAusschluss des Vorliegens \r\neiner „unmittelbaren Gefahr“ \r\nvor; diese ist auch \r\nTatbestandsmerkmal der \r\nUmwelthaftungs-RL.\r\n• Variante 2 knüpft an das \r\nVorliegen von \r\nTatbestandsmerkmalen an, \r\nVariante 1 an die \r\nAnwendbarkeit des USchadG.\r\n• Variante 2 bezieht sich nur auf \r\nnachteilige Veränderung von \r\ngeschützten Arten, Schäden für \r\n• Inhaltlich haben beiden Varianten im \r\nWesentlichen gleiche Stoßrichtung.\r\n• Regelung ohne Umsetzungsspielraum \r\n(Variante 1, Alternative 2) ist \r\nvorzugswürdig.\r\n• Erfassen der „unmittelbaren Gefahr“ für \r\neine umfassende Ausnahme notwendig.\r\n• Umfassende Erfassung von \r\nUmweltschäden jeder Art ist für die \r\nVorhabenträgerin von größerem Vorteil. \r\nZwar dürften vorrangig \r\nArtenschutzaspekte tatsächlich relevant \r\nwerden, andere Umweltschäden sind \r\njedoch nicht auszuschließen. Der \r\numfassende Ansatz würde der \r\nBeschränkung auf die SUP bei Planung \r\nder Infrastrukturgebiete gemäß §§ 12j, \r\n43n EnWG entsprechen. \r\n* Die Vorschläge beziehen sich auf § 43n EnWG-E in der Fassung vom 05.04.2024, BR-Drs. 157/24 (= Regierungsentwurf vom 29.4.2024, BT-Drs. 20/11226 in Bezug auf §§ 12j, 43m, 43n \r\nEnWG). Die durch Richtlinie (EU) 2023/2413 eingeführten Änderungen der Richtlinie (EU) 2018/2001 („RED III“) sind noch nicht in nationales Recht umgesetzt worden.\r\nSeite 2 von 9\r\n„Bei der Errichtung, der \r\nÄnderung und dem \r\nBetrieb der in Satz 1 \r\nund 2 genannten Projekte \r\nsind die Regelungen der \r\nRichtlinie 2004/35/EG \r\nnicht anwendbar.“\r\nGewässer und Böden werden \r\n(anders als Variante 1) nicht \r\nerfasst (Art. 2 Nr. 1 lit. b) und c) \r\nUmwelthaftungs-RL).\r\n• Änderung der Überschrift zu Art. 6 \r\nNotfall-VO ist zur Klarstellung \r\nvorzugswürdig.\r\n• Umfassende Nichtanwendbarkeit der \r\nUmwelthaftungs-RL (Variante 1) anstatt \r\nAusschluss der Tatbestandsmäßigkeit \r\n(Variante 2) stellt umfassendere und \r\neindeutigere Privilegierung dar. \r\n• Zudem sollte die Überschrift zu Art. 6 Notfall-VO angepasst und \r\nentsprechend auch auf die Ausführung der Projekte Bezug \r\ngenommen werden (Ergänzung in grün aufgenommen):\r\n„Beschleunigung des Verfahrens zur Genehmigungserteilung für \r\nund der Realisierung der Projekte im Bereich der erneuerbaren \r\nEnergien und für die damit verbundenen Netzinfrastruktur, die für \r\ndie Integration erneuerbarer Energien in das System erforderlich \r\nist“ \r\nHinweis: Dieser Vorschlag ist für Art. 15e RED III nicht relevant.\r\nSeite 3 von 9\r\nVorschläge für die Änderung des Artenschutzrechts: Unterschiede Bewertung\r\nVariante 1 Variante 2\r\n• Regelung auf EU-Ebene \r\nIn Betracht kommt eine \r\nErgänzung in Art. 6 \r\nNotfall-VO am Ende / \r\nArt. 15e Abs. 6 RED III: \r\n„Artikel 12 Absatz 1 der \r\nRichtlinie 92/43/EWG und \r\nArtikel 5 der Richtlinie \r\n2009/147/EG finden im \r\nRahmen der Realisierung \r\nder in Satz 1 / Absatz 2 \r\nSatz 1 und 2 genannten \r\nProjekte keine Anwendung.“\r\nAlternativ könnten auch \r\nAusnahmen in der FFH\u0002RL und der VSch-RL \r\ngeregelt werden.\r\n• Zusätzlich:\r\nRegelung auf nationaler \r\nEbene. Ergänzung in \r\n§ 43m EnWG / § 43n \r\nEnWG als weiterer \r\nAbsatz: \r\n(…) Für die Errichtung, die \r\nÄnderung und den Betrieb \r\nvon Vorhaben nach Absatz \r\n1 Satz 1 und Absatz 2 \r\nSatz 1 finden §§ 44, 45 des \r\nBundesnaturschutzgesetzes \r\nkeine Anwendung.\r\n• Dem § 69 Abs. 2 BNatSchG \r\nkönnte folgender Satz 2 \r\nangefügt werden: \r\n„Eine Handlung nach Satz 1 \r\nNummern 1 bis 4 ist nicht \r\nordnungswidrig, wenn diese im \r\nRahmen des Vollzugs einer \r\nGenehmigung erfolgt, bei der eine \r\nPrüfung des Artenschutzes nach \r\nden Vorschriften des § 44 Absatz 1 \r\ngemäß § 43m Absatz 1 Satz 1 und \r\nAbsatz 2 / § 43n Absatz 1 Satz 1\r\nNr. 3 des Gesetzes über die \r\nElektrizitäts- und Gasversorgung \r\nnicht erfolgt ist.“\r\n• Entsprechend könnte in § 71 \r\nAbs. 1 BNatSchG ein solcher \r\nSatz aufgenommen werden: \r\n„Eine Handlung nach Satz 1 \r\nNummern 1 und 2 ist nicht strafbar, \r\nwenn diese im Rahmen des \r\nVollzugs einer Genehmigung erfolgt, \r\nbei der eine Prüfung des \r\nArtenschutzes nach den \r\nVorschriften des § 44 Absatz 1 \r\ngemäß § 43m Absatz 1 Satz 1 und \r\nAbsatz 2 / § 43n Absatz 1 Satz 1 \r\nNr. 3 des Gesetzes über die \r\nElektrizitäts- und Gasversorgung \r\nnicht erfolgt ist.“\r\n• Alternative wäre, dass man auch \r\ndas in einen § 43m Abs. 6 / \r\n§ 43n Abs. 6 EnWG (neu) \r\nhineinnimmt. \r\n• Variante 2 nur mit Änderungen \r\nauf nationaler Ebene.\r\n• Variante 2 knüpft an \r\nRechtsfolge \r\nOrdnungswidrigkeit / \r\nStrafvorschriften an. \r\nVariante 1 schließt bereits das \r\nVorliegen der\r\nVerbotstatbestände aus. \r\n• Variante 1 ist umfassender, da er \r\nVerstöße bereits auf vorgelagerter \r\nEbene Unsicherheiten bzgl. einer \r\nLegalisierung klarstellt und nicht nur an \r\ndie repressive Ebene anknüpft. Zudem \r\nführt Variante 1 dazu, dass die damit \r\nklargestellte Legalisierungswirkung auch \r\nim (eher theoretischen) Falle einer \r\nzivilrechtlichen Haftung gelten würde. Es \r\nist somit konsequenter einen \r\nverwaltungsrechtlichen Verstoß zu \r\nverneinen und damit folgerichtig auch \r\ndie daran anknüpfenden OWi- bzw. \r\nstrafrechtlichen und ggfs. zivilrechtlichen \r\nFolgen. Dies entspricht auch dem \r\nüblichen Vorgehen. Einer Änderung der \r\nOWi- bzw. strafrechtlichen Regelungen \r\nbedarf es nicht. Es bedarf hierfür keiner \r\ngesonderten Auslegung. Es handelt sich \r\nvielmehr um eine klare Rechtsfolge.\r\n• Wenn nicht der Geltungsbereich von \r\nArtenschutzrecht auf EU Ebene (FFH\u0002RL und VRL) beschränkt wird, könnte \r\ndie umfassende Außerkraftsetzung der \r\nAnwendung der Verbotstatbestände \r\nunionsrechtswidrig sein.\r\nSeite 4 von 9\r\n„Eine Handlung nach § 69 Abs 2 \r\nSatz 1 Nummern 1 bis 4 BNatSchG \r\nist nicht ordnungswidrig sowie nach \r\n§ 71 Satz 1 Nummern 1 und 2 \r\nBNatSchG nicht strafbar, wenn \r\ndiese im Rahmen des Vollzugs \r\neiner Genehmigung erfolgt, bei der \r\neine Prüfung des Artenschutzes \r\nnach den Vorschriften des § 44 \r\nAbsatz 1 gemäß § 43m Absatz 1 \r\nSatz 1 und Absatz 2 / § 43n \r\nAbsatz 1 Satz 1 Nr. 3 des Gesetzes \r\nüber die Elektrizitäts- und \r\nGasversorgung nicht erfolgt ist.“\r\nSeite 5 von 9\r\nVorgeschlagene Änderungen auf nationaler Ebene zum USchadG: Unterschiede Bewertung\r\nVariante 1 Variante 2\r\n• Vorschlag \r\n§ 3 Abs. 3 USchadG (neu) \r\n„Dieses Gesetz findet keine \r\nAnwendung auf Umweltschäden \r\noder die unmittelbare Gefahr \r\nsolcher Schäden, wenn sie durch \r\n[…] \r\n6. Vorhaben, für die nach § \r\n43m Abs. 1 S. 1 / § 43n \r\nAbs. 1 Satz 1 Nr. 1 EnWG \r\n[…] eine Ausnahme von der \r\nUmweltverträglichkeitsprüfung \r\ngem. […] vorgesehen wurde,\r\nverursacht wurden“\r\n• Alternativvorschlag \r\n§ 43m Abs. 5 / § 43n \r\nAbs. 11 EnWG \r\n„(5 / 11) Für die Errichtung, die \r\nÄnderung und den Betrieb von \r\nVorhaben nach Absatz 1 Satz 1\r\nund Absatz 2 Satz 1 findet das \r\nGesetz über die Vermeidung und \r\nSanierung von Umweltschäden \r\nkeine Anwendung\r\n• Vorschlag NotfallVO\r\n§ 43m Abs. 5 EnWG (neu):\r\n„Ein Umweltschaden im Sinne \r\nvon § 2 Nr. 1 USchadG liegt \r\nnicht vor bei nachteiligen \r\nAuswirkungen eines Vorhabens, \r\ndie gemäß Absatz 1 Satz 1 \r\nnicht zu ermitteln, zu \r\nbeschreiben und zu bewerten \r\nsind oder die sich daraus \r\nergeben, dass entgegen \r\nAbsatz 4 Satz 1 keine \r\ngeeigneten und\r\nverhältnismäßigen \r\nMinderungsmaßnahmen \r\nverfügbar sind.“\r\n• Vorschlag RED III\r\n§ 43n Abs. 11 EnWG (neu):\r\n„Ein Umweltschaden im Sinne \r\nvon § 2 Nr. 1 USchadG liegt \r\nnicht vor bei nachteiligen \r\nAuswirkungen eines Vorhabens, \r\ndie gemäß Absatz 1 Satz 1 und \r\nAbsatz 2 Satz 1 nicht zu \r\nermitteln, zu beschreiben und \r\nzu bewerten sind oder die sich \r\ndaraus ergeben, dass entgegen \r\nAbsatz 4 Satz 1 keine \r\nverhältnismäßigen \r\nMinderungsmaßnahmen \r\ngetroffen werden können.“\r\n• Variante 2 schlägt \r\nausschließlich Änderung \r\ndes § 43m EnWG vor.\r\n• Variante 2 sieht nicht den \r\nAusschluss des Vorliegens \r\neiner „unmittelbaren \r\nGefahr“ vor.\r\n• Variante 2 knüpft an das \r\nVorliegen von \r\nTatbestandsmerkmalen \r\nan, Variante 1 an die \r\nAnwendbarkeit des \r\nUSchadG.\r\n• Variante 2 begrenzt \r\nAusschluss der \r\nTatbestandsmäßigkeit auf \r\nFälle in denen nachteilige \r\nAuswirkungen „nicht zu \r\nermitteln, zu beschreiben und \r\nzu bewerten sind oder die \r\nsich daraus ergeben, dass \r\nkeine geeigneten und\r\nverhältnismäßigen \r\nMinderungsmaßnahmen \r\nverfügbar sind“ bzw. „nicht zu \r\nermitteln, zu beschreiben und \r\nzu bewerten sind oder die \r\nsich daraus ergeben, dass \r\nkeine verhältnismäßigen \r\nMinderungsmaßnahmen \r\ngetroffen werden können“.\r\n• Inhaltlich haben beide Varianten \r\nim Wesentlichen die gleiche \r\nStoßrichtung.\r\n• Variante 1 für USchadG ist \r\numfassender, da sie anders als bei \r\nder Variante 2 durch die \r\nausdrückliche Erwähnung der \r\nunmittelbaren Gefahr von \r\nUmweltschäden u.A. auch die \r\nTatbestandmäßigkeit nach § 4 \r\n(Informationspflicht) und § 5 \r\n(Gefahrenabwehrpflicht) \r\nausschließt. So auch geltender § 3 \r\nAbs. 3 USchadG. Demgegenüber \r\nsieht Variante 2 nur einen \r\nAusschluss des \r\nTatbestandsmerkmals \r\nUmweltschaden vor.\r\n• Auch nach Variante 2 sollten die \r\nRechtsfolgen, die an unmittelbare \r\nGefahren geknüpft sind, \r\nausgeschlossen werden, da ein \r\nUmweltschaden von vornherein\r\nausgeschlossen wird und damit \r\nauch die Gefahr eines \r\nUmweltschadens ausgeschlossen \r\nwerden kann. \r\n• Variante 1 für EnWG ist \r\numfassender, weil er die \r\nAnwendbarkeit des USchadG \r\nausschließt, während Variante 2\r\nnur tatbestandlich einen \r\nSeite 6 von 9\r\nAusschluss vorsieht (kein \r\nUmweltschaden). \r\n• Variante 2 beschränkt die \r\nEinschränkung auf „nachteilige \r\nAuswirkungen nicht zu ermitteln, \r\nzu beschreiben und zu bewerten \r\nsind oder die sich daraus ergeben, \r\ndass keine geeigneten und \r\nverhältnismäßigen \r\nMinderungsmaßnahmen verfügbar \r\nsind“ (NotvallVO) bzw. „nicht zu \r\nermitteln, zu beschreiben und zu \r\nbewerten sind oder die sich daraus \r\nergeben, dass keine \r\nverhältnismäßigen \r\nMinderungsmaßnahmen getroffen \r\nwerden können“ (RED III). Dies \r\nkann in der Praxis im Einzelfall zu \r\nschwierigen Abgrenzungsfragen \r\nund Konflikten führen. Der \r\nVorschlag einer unbegrenzten \r\nAusnahme von Variante 1 ist \r\nweiter.\r\n• Die Verortung des Ausschlusses \r\ndes Anwendungsbereichs des \r\nUSchadG im § 43m EnWG kann \r\ndazu führen, dass \r\nkonsequenterweise auch \r\nÄnderungen in weiteren infolge der \r\nEU-NotfallVO eingeführten \r\nGesetzen erforderlich werden (z.B. \r\n§ 6 WindBG). \r\nSeite 7 von 9\r\nVorschlag zur ergänzenden Berücksichtigung der WRRL in Bezug auf Art 15e RED III \r\nArt. 15e\r\nAbs. 2\r\nAbweichend von Artikel 2 Absatz 1 und Artikel 4 Absatz 2 sowie Anhang I Nummer 20 und Anhang II Nummer 3 Buchstabe b der Richtlinie 2011/92/EU des \r\nEuropäischen Parlaments und des Rates (1) und abweichend von Artikel 6 Absatz 3 der Richtlinie 92/43/EWG sowie abweichend von Artikel 4 der Richtlinie \r\n2000/60/EWG können die Mitgliedstaaten in begründeten Fällen, auch wenn dies erforderlich ist, um den Ausbau von erneuerbarer Energie zu beschleunigen, \r\num die klimapolitischen Vorgaben und die Zielvorgaben für erneuerbare Energie zu erreichen, Netz- und Speicherprojekte, die für die Integration von \r\nerneuerbarer Energie in das Stromnetz erforderlich sind, von der Umweltverträglichkeitsprüfung gemäß Artikel 2 Absatz 1 der Richtlinie 2011/92/EU ebenso \r\nausnehmen, wie von einer Bewertung ihrer Auswirkungen auf Natura-2000-Gebiete gemäß Artikel 6 Absatz 3 der Richtlinie 92/43/EWG und von der Prüfung \r\nihrer Auswirkungen auf den Artenschutz gemäß Artikel 12 Absatz 1 der Richtlinie 92/43/EWG und Artikel 5 der Richtlinie 2009/147/EG sowie von der Prüfung \r\nihrer Auswirkungen auf den Gewässerzustand gemäß Artikel 4 der Richtlinie 2000/60/EWG, sofern das Netz- oder Speicherprojekt in einem gemäß Absatz 1 des \r\nvorliegenden Artikels ausgewiesenen gewidmeten Infrastrukturgebiet liegt und die gemäß Absatz 1 Buchstabe e des vorliegenden Artikels festgelegten Regeln \r\nund Maßnahmen eingehalten werden. Die Mitgliedstaaten können diese Ausnahmen auch für Infrastrukturgebiete gewähren, die bereits vor dem 20. November \r\n2023 ausgewiesen wurden, sofern diese einer Umweltprüfung gemäß der Richtlinie 2001/42/EG unterzogen wurden. Diese Abweichungen gelten nicht für \r\nProjekte, die voraussichtlich erhebliche Auswirkungen auf die Umwelt eines anderen Mitgliedstaats haben, oder wenn ein Mitgliedstaat, der davon voraussichtlich \r\nerheblich betroffen ist, gemäß Artikel 7 der Richtlinie 2011/92/EU einen entsprechenden Antrag stellt.\r\nSeite 8 von 9\r\nVorschlag zur ergänzenden Berücksichtigung der MSRL in Bezug auf Art 15e RED III (aufbauend auf dem Vorschlag zur WRRL)\r\nArt. 15e\r\nAbs. 2\r\nAbweichend von Artikel 2 Absatz 1 und Artikel 4 Absatz 2 sowie Anhang I Nummer 20 und Anhang II Nummer 3 Buchstabe b der Richtlinie 2011/92/EU des \r\nEuropäischen Parlaments und des Rates (1) und abweichend von Artikel 6 Absatz 3 der Richtlinie 92/43/EWG sowie abweichend von Artikel 4 der Richtlinie \r\n2000/60/EWG und Artikel 1 und 5 der Richtlinie 2008/56/EG können die Mitgliedstaaten in begründeten Fällen, auch wenn dies erforderlich ist, um den Ausbau \r\nvon erneuerbarer Energie zu beschleunigen, um die klimapolitischen Vorgaben und die Zielvorgaben für erneuerbare Energie zu erreichen, Netz- und \r\nSpeicherprojekte, die für die Integration von erneuerbarer Energie in das Stromnetz erforderlich sind, von der Umweltverträglichkeitsprüfung gemäß Artikel 2 \r\nAbsatz 1 der Richtlinie 2011/92/EU ebenso ausnehmen, wie von einer Bewertung ihrer Auswirkungen auf Natura-2000-Gebiete gemäß Artikel 6 Absatz 3 der \r\nRichtlinie 92/43/EWG und von der Prüfung ihrer Auswirkungen auf den Artenschutz gemäß Artikel 12 Absatz 1 der Richtlinie 92/43/EWG und Artikel 5 der \r\nRichtlinie 2009/147/EG sowie von der Prüfung ihrer Auswirkungen auf den Gewässerzustand gemäß Artikel 4 der Richtlinie 2000/60/EWG und gemäß Artikel 1 \r\nund 5 der Richtlinie 2008/56/EG, sofern das Netz- oder Speicherprojekt in einem gemäß Absatz 1 des vorliegenden Artikels ausgewiesenen gewidmeten \r\nInfrastrukturgebiet liegt und die gemäß Absatz 1 Buchstabe e des vorliegenden Artikels festgelegten Regeln und Maßnahmen eingehalten werden. Die \r\nMitgliedstaaten können diese Ausnahmen auch für Infrastrukturgebiete gewähren, die bereits vor dem 20. November 2023 ausgewiesen wurden, sofern diese \r\neiner Umweltprüfung gemäß der Richtlinie 2001/42/EG unterzogen wurden. Diese Abweichungen gelten nicht für Projekte, die voraussichtlich erhebliche \r\nAuswirkungen auf die Umwelt eines anderen Mitgliedstaats haben, oder wenn ein Mitgliedstaat, der davon voraussichtlich erheblich betroffen ist, gemäß Artikel 7 \r\nder Richtlinie 2011/92/EU einen entsprechenden Antrag stellt.\r\nBegründung: \r\nAus fachlicher Sicht sind in der Regel keine oder nur unerhebliche Auswirkungen auf die Schutzziele gem. WRRL und MSRL zu erwarten. Daher kann zugunsten \r\nder angestrebten Beschleunigung auf eine Anwendung der Regelungen verzichtet werden. Hierdurch entfällt eine nicht unerheblicher Prüfaufwand in den \r\nEinzelprojekten. \r\nHinweis insbesondere zur MSRL: \r\nIn Bezug auf § 45a WHG könnte vertreten werden, dass bei den Projekten bereits jetzt keine „signifikante[n] nachteilige[n] Auswirkungen“ im Sinne von §45a \r\nAbs. 2 Nr. 2 WHG entstehen können und daher keine projektspezifischen Gutachten erforderlich sind. Dies gilt grundsätzlich auch für den\r\nVerschlechterungsaspekt aus Art. 1 Abs. 2 und Art. 5 MSRL. Allerdings wird bspw. seitens des BSH eine derartige Begutachtung gefordert. Aufgrund dessen, \r\ndass grundsätzlich keine signifikanten Auswirkungen zu befürchten sind, sind auch höhere Ersatzgeldzahlungen im Kontext WRRL und MSRL nicht erforderlich. \r\nSeite 9 von 9\r\nVorschlag zur ergänzenden Berücksichtigung einer Generalausnahme für die NotfallVO und RED III im Soil Monitoring Law\r\nArt. 25 Absatz 3 (neu) \r\n„Art. 10, 11, 12 (4), 14 (3), 22 and 23 do not apply to projects falling under Regulation (EU) 2022/2577 or Directive (EU) 2023/2413.”"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-01-14"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009525","regulatoryProjectTitle":"Beschleunigung der Planungs- und Genehmigungsverfahren von Strom-Höchstspannungsleitungen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/d0/0c/500228/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310037.pdf","pdfPageCount":6,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nFor further information please contact:\r\nEuropean Affairs Bernard De Clercq | Bernard.DeClercq@eliagroup.eu\r\nDelivering the electricity grid to enable Europe’s sustainable competitiveness\r\n-\r\nRecommendations for the first 100 days of the European Commission -\r\nDecarbonising the energy system in a cost-effective and secure manner is essential for sustainably lowering energy prices and, therefore, anchoring industry to and keeping high-quality jobs in the European Union. The electricity grid is enabling the delivery of Europe’s ambitions. By integrating more on- and offshore renewables into the European energy system, the electricity grid is helping to mitigate the Union’s dependence on external fossil fuel imports. It is also supporting the growing electrification of industry and society, ensuring that electricity which is locally produced is efficiently used. As the owner of two electricity transmission system operators (TSOs), Elia in Belgium and 50Hertz in Germany, Elia Group believes that the European Commission should advance measures that effectively contribute to the Union’s affordability and competitiveness, help to swiftly deliver the related infrastructure and solutions for this, and reduce the administrative burden while supporting innovation and entrepreneurship.\r\n1.\r\nStrengthen grid technology supply chains to manage the costs borne by consumers\r\n—\r\nAppropriately implement the Net-Zero Industry Act (NZIA) to avoid unintended additional red tape.\r\nThe grid technology supply chain differs fundamentally from the supply chain for other net-zero technologies, as it often involves only a handful of bidders, mostly European. European TSOs are currently facing increasing costs and delays as they seek to procure grid components due to limited manufacturing capacities and increased European and global demand. Incorporating fixed sustainability criteria into procurement processes may further complicate them, and thus increase red tape without any added value. In turn, this would diminish the attractiveness of European tenderers, reduce the number of bidders and competition, and thereby exacerbate already spiralling prices (indeed, the lead times and cost of power transformers has doubled in just a few years) while slowing\r\nWe are calling on the European institutions to:\r\n1.\r\nstrengthen grid technology supply chains to manage costs the borne by consumers;\r\n2.\r\nenhance regional collaboration and streamline permitting to speed up project delivery and fully exploit the EU's renewable potential;\r\n3.\r\nenable innovative financing and dedicated funding to de-risk and unlock energy infrastructure projects which carry EU-wide benefits;\r\n4.\r\nprioritise electrification and unlock flexibility to reduce energy costs;\r\n5.\r\nreinforce efficient electricity market exchanges;\r\n6.\r\nensure a secure and resilient electricity system to support socioeconomic prosperity.\r\nElia Group | Delivering the electricity grid to enable Europe’s sustainable competitiveness\r\n2\r\ndown grid expansion and increasing the grid tariffs paid by consumers. Instead, the European Commission should design NZIA implementing and delegated acts related to market access in a targeted manner and only where needed.\r\n—\r\nRevise the public procurement framework in line with TSO needs.\r\nThe current thresholds for launching public tenders are much too low for TSOs who manage large and complex infrastructure projects. Significantly raising these thresholds could deliver a real advantage in cases where it is already clear that the number of bidders in the market is limited. Sectoral addenda might prove helpful in tackling existing pitfalls of the legislation with a view to narrowing TSO supply chains. For example, TSOs should be given the flexibility to transfer grid equipment among themselves if needed to overcome unforeseen shortages and avoid the delaying of crucial projects.\r\n2.\r\nEnhance regional collaboration and streamline permitting to speed up project delivery and fully exploit the EU’s renewable potential\r\n—\r\nAlign objectives as early as possible during the spatial planning stage.\r\nWhilst renewable energy potentials vary across Member states, the latter currently set their energy targets independently from each other, without any real alignment occurring between them. Early coordination between neighbouring countries is essential, in particular in offshore planning, both regarding electricity generation (including for export) and grid infrastructure development. Relevant authorities should collaborate much more closely to harness Europe’s offshore potential as efficiently as possible, which will lead to lower system costs overall. In addition, as outlined in our 2024 viewpoint1, cooperation in spatial planning should take into account wake effects and the correlation of wind speeds, since both are significant elements that, if handled appropriately, can lead to a more efficient use of the EU’s offshore wind potential as part of an integrated energy market.\r\n—\r\nStrengthen initiatives for regional collaboration in energy infrastructure planning.\r\nRegional initiatives taken by energy infrastructure operators have filled a gap in joint planning considerations; these are not yet covered under EU legislation. While this flexibility has helped the setting up of related collaborative frameworks, such as the Offshore TSO Collaboration (OTC), the fruit of these collaborations (including jointly identified and backed projects) needs a regulatory framework that helps the realisation of projects which carry wider European benefits. An adequate funding framework would unlock projects which – even though they carry benefits for the EU as a whole – would not be realised without additional support. Eventually, coordinated planning and funding will be crucial for effectively streamlining limited financial resources and will unlock the benefits of infrastructure development that takes place across whole sea basins at a time.\r\n1 Elia Group (2024), ‘Going like the wind: The virtuous circle of offshore wind benefits in Europe’\r\nElia Group | Delivering the electricity grid to enable Europe’s sustainable competitiveness\r\n3\r\n—\r\nSimplify EU legislation related to energy infrastructure permitting, for speedier project delivery and enhanced legal certainty.\r\nFirst, streamlining permitting-related legislation can help to further speed up the delivery of projects. For example, related provisions from the Water Framework Directive could be included in the upstream Strategic Environmental Assessment level, just as the assessment of species and site protection was (following the Renewable Energy Directive). Second, simplifying and harmonising rules, such as the (currently) diverging assessment and exception standards under the Birds Directive and the Habitats Directive, will allow for a more practical application of the rules for project promoters. Last but not least, aligning the Environmental Liability Directive with recent changes made to the Renewable Energy Directive and the Emergency Regulation framework is crucial for enhancing legal certainty for project promoters.\r\n3.\r\nEnable innovative financing and dedicated funding to de-risk and unlock energy infrastructure projects which carry EU-wide benefits\r\n—\r\nReduce cost of debt via de-risking tools.\r\nBlended financing with significant private investment will be needed, given the sizeable investments that our grids require. De-risking tools, such as counter-guarantees or syndicated loans, are a cost-effective way to crowd in private investment that carries low budgetary impact. Action 9 of the Commission’s ‘EU Action Plan for Grids’ and the European Council’s conclusions from April 2024 mention the need for such mechanisms, but they have yet to be implemented. The European Investment Bank (EIB) and national investment banks should foster their immediate implementation.\r\n—\r\nIncrease and simplify access to EU funding targeted at electricity transmission grids.\r\nFunding at supranational level for transmission infrastructure should mirror the increased need for interconnection. EU level funds for grids, notably the Connecting Europe Facility (CEF), need to be increased in the next Multiannual Financial Framework (MFF). Concentrated CEF funding to incentivise progress on stalling hybrid projects would, for example, offset spillover benefits and uncertainties, moving negotiations forward. The Innovation Fund should also be accessible for grids in specific cases to further strengthen funding.\r\n—\r\nSet up an offshore financing facility.\r\nProject-by-project negotiations – particularly those relating to offshore projects – are less likely to deliver on project goals, due to their limited efficiency and the fact that they do not include all relevant impacted countries. An offshore financing facility, supported by those Member States located around the same sea basin (for example, the members of the North Sea Energy Cooperation), could spread the risk while pooling the benefits for all stakeholders. Sea basins seem to provide an adequate regional scope for this. Such a facility should be open to contributions from the EU, Member States and third countries such as the UK & Norway (both hosting and non-hosting countries should be involved), and private investors.\r\nElia Group | Delivering the electricity grid to enable Europe’s sustainable competitiveness\r\n4\r\n4.\r\nPrioritise electrification and unlock flexibility to reduce energy costs\r\n—\r\nMake electrification a priority in order to achieve decarbonisation.\r\nThe direct electrification of energy demand should be prioritised in energy policy and investment decisions to efficiently integrate homegrown renewables into the system and consistently reduce Europe’s dependence on fossil fuels. Electrification should also stand out as a no-regret pathway when setting and implementing the 2040 targets as part of the revision of the European Climate Law and of the Governance Regulation.\r\n—\r\nEnsure a fair taxation framework for electricity.\r\nThe revised Energy Taxation Directive should ensure that electricity is amongst the least taxed types of energy in order to incentivise industry and households to continue their shift towards electrification. Taxes and levies in electricity bills should be made more transparent, and non-electricity related taxes should be removed to support industry competitiveness.\r\n—\r\nPromote industrial electrification and incentivise industrial flexibility.\r\nIn addition to promoting the integration of electrical technologies for (low- and mid-temperature heat) industrial processes into the system, industrial flexibility should be incentivised by, for example, enabling value optimisation in different electricity markets and an adequate grid tariff design.\r\n—\r\nUnlock and scale up households and SME flexibility.\r\nWhile Member States should swiftly implement current supportive EU legislation (which allows multiple suppliers behind the meter, the access and sharing of data at and behind the meter, for example), Europe should further focus on three main enablers to unlock flexibility. First, developing of a stable price signal that correctly reflects real-time system needs. Second, ensuring interoperable access to data at pan-EU level via the establishment of a European Energy Data Space. Lastly, introducing ‘flex-ready’ devices that meet minimum requirements to provide flexibility in a secure and seamless manner.\r\n5.\r\nReinforce efficient electricity market exchanges\r\n—\r\nStrengthen EU-UK collaboration in the areas of energy and climate.\r\nThe recently announced ‘reset’ of EU and UK relations is an opportunity to improve currently inefficient market arrangements and fully unlock the potential of investments in offshore energy infrastructure. Strong EU-UK collaboration in the energy sector is needed to achieve the shared goals of energy security, sustainability, and economic growth. Therefore, the Trade and Cooperation Agreement (TCA) should be unbundled to allow significant progress to be made on energy cooperation between the EU and the UK. Both parties need to move towards establishing a mature relationship to tackle climate change through the energy transition.\r\nElia Group | Delivering the electricity grid to enable Europe’s sustainable competitiveness\r\n5\r\n—\r\nDevelop a serviced price coupling mechanism between the EU and UK.\r\nFollowing the UK’s departure from the EU, trading activities related to wholesale energy products are now governed by two distinct, albeit still very similar, regimes. Removing regulatory barriers to trade, the current TCA mandate should be reviewed by shifting the scope from Multi-Region Loose Volume Coupling (MRLVC) to a serviced price coupling mechanism. The EU would therefore enhance its access to UK renewable energy, unlock investments in offshore generation and grid infrastructure, and fully exploit the North Sea’s renewable potential. Efficient cross-border trading would also benefit both EU and UK consumers by reducing costs2.\r\n—\r\nRemove the unintended effects of CBAM.\r\nThe implementation of the Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM) for electricity should be amended to avoid unnecessary costs and the associated administrative burden. Three points should be addressed. First, TSOs should be exempted from the CBAM for electricity, given that they are not energy traders and should not be considered as CBAM declarants. Secondly, a solution is needed for offshore wind generated within the Exclusive Economic Zones (EEZs) of Europe’s Member States. For example, the origin of renewable electricity should be defined as European and technical specificities should be agreed upon for offshore wind energy in line with it being an integral part of national grids. Third, the UK should not be considered as a non-exempted third country; instead, it should be recognized as a G7 decarbonised economy and as a potential partner for the EU that is likely to reach its climate neutrality goals as quickly as the EU does. Ideally, the Emission Trading Systems (ETS) between the EU and the UK should be linked in the short term and current default values should be reviewed, or specific exemptions should be provided to the UK as the third country which has the highest level of interconnection with the EU.\r\n6.\r\nEnsure a secure and resilient electricity system to support socioeconomic prosperity\r\n—\r\nStreamline and simplify the assessment and approval of capacity remuneration mechanisms (CRMs) to contribute to security of supply.\r\nThe upcoming EC assessment and guidance on CRMs should leverage the lessons learned from recent CRM approval processes. The guidance should include key principles such as reaffirming the complementarity between the European Resource Adequacy Assessment (ERAA) and the National Resource Adequacy Assessment (NRAA), and promoting CRM designs features (such as technology neutrality and non-discrimination, centralised procurement, etc.) that can benefit from a ‘fast track’ process.\r\n2Elia Group (2024), ‘Broad coalition of energy associations and TSOs calls upon political leaders to prioritise enhanced electricity trade between UK and EU to fully develop the offshore potential of the North Seas’\r\nElia Group | Delivering the electricity grid to enable Europe’s sustainable competitiveness\r\n6\r\n—\r\nStrengthen cooperation and coordination to ensure the physical resilience of offshore and onshore grid infrastructure.\r\nIn addition to ensuring the timely transposition and implementation of the Critical Entities Resilience (CER) Directive, the EU’s cooperation with NATO regarding the physical security of critical infrastructure, including grids, should be intensified. Strong public-private partnerships that will help to mitigate different threats (such as terrorism, warfare, and new climate risks) are needed, as is the continuous exchange of information related to security system technology to support the comprehensive development of threat scenarios and risk analyses.\r\n—\r\nReinforce the security of decentralised assets.\r\nDecentralised devices, including inverter-based solutions, should be compliant by default with essential cybersecurity requirements included in the Cyber Resilience Act, and manufacturers should be subject to rigorous conformity assessment procedures to mitigate risks that could impact the stability and security of the electricity system. In addition, EU legislation like the NIS2 Directive and the Network Code on Cybersecurity should be appropriately implemented, for example by making the relevant operators of decentralised assets responsible for cybersecurity matters, including in their supply chains.\r\n—\r\nSupport the rollout of secure digital infrastructure for critical entities.\r\nA secure digital infrastructure, consisting of connectivity, data centres and the cloud, is essential for critical entities like grid operators to (amongst other things) limit the risk of cyber-attacks and securely access the data used for real-time decision making. Europe should support Member States by providing guidelines for the use of private and hybrid clouds, allocating funding, and promoting strategic partnerships between critical entities across different sectors to deploy secure digital infrastructure.\r\n---------------------------------\r\nWho we are\r\nElia Group is a unique European company which owns two electricity transmission system operators (TSOs): Elia Transmission Belgium (ETB), which operates in Belgium, and 50Hertz, which operates in the north and east of Germany. It is through these regulated entities that the Group operates 19,460.5 km of high-voltage power lines and cables, so keeping the lights on for over 30 million end users. For more information, visit www.eliagroup.eu."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-12-19"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012281","regulatoryProjectTitle":"Klarstellung beim CBAM erwirken","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a7/df/357712/Stellungnahme-Gutachten-SG2409260023.pdf","pdfPageCount":15,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"CBAM – Probleme aus Sicht der \r\n4ÜNB\r\n10.07.2024 1\r\nBayreuth, Berlin, Dortmund, Stuttgart 2 10.07.2024\r\n1 Hintergrund CBAM\r\n2 ÜNB und Zoll\r\n3 CBAM Implikationen für ÜNB\r\nAgenda\r\nBayreuth, Berlin, Dortmund, Stuttgart 3\r\n4 Mögliche Lösungsansätze \r\n10.07.2024\r\nHintergrund CBAM\r\nBayreuth, Berlin, Dortmund, Stuttgart 4\r\n CBAM ist ein Teil des europäischen „Fit for 55“-Pakets und verpflichtet Unternehmen, die\r\nemissionsintensive Waren in die EU importieren, CBAM-Emissionszertifikate zu erwerben, um die\r\nDifferenz zwischen dem im Herkunftsland gezahlten CO2-Preis und dem höheren Preis der\r\nBerechtigungen im EU-Emissionshandelssystem auszugleichen.\r\n Die CBAM-Implementierung verläuft mehrstufig:\r\nWaren, die unter CBAM fallen:\r\n10.07.2024\r\nÜNB und Zoll\r\nBayreuth, Berlin, Dortmund, Stuttgart 5\r\n ÜNB sind aus Zollsicht „Betreiber einer festinstallierten Transporteinrichtung“ (Art. 321 Abs. 3 UZK-IA)\r\n Wenn Strom durch diese Einrichtung in das Zollgebiet gelangt, gilt er in das\r\nUnionsversandverfahren übergeführt (Art. 321 Abs. 1 UZK-IA) (Beginn des Verfahrens)\r\n Dieses Verfahren gilt als beendet, wenn z.B. eine entsprechende Eintragung in die Geschäftsbücher\r\ndes Empfängers vorgenommen wird (Art 321 Abs. 5 UZK-IA).\r\n Damit Strom in der EU gehandelt, verbraucht etc. werden darf, muss er in den zollrechtlich freien\r\nVerkehr übergeführt werden (weiteres Zollverfahren); Importeur / Zollanmelder sind nicht zwingend\r\nÜNBs, auch Windparkbetreiber oder Abnehmer und Verbraucher sind als Empfänger möglich.\r\n Zollverwaltung hat unter Hinweis auf Verwaltungsökonomie nachdrücklich darauf gedrungen,\r\nbeide Verfahren einheitlich bei den ÜNBs anzusiedeln; dies stellt die momentane Praxis dar.\r\n Besondere Vereinfachungsverfahren (Anschreibung in der Buchführung des Anmelders) ermöglicht\r\nfortlaufende Anmeldung und Überlassung zum zollrechtlich freien Verkehr.\r\n10.07.2024\r\nCBAM Implikationen für ÜNB\r\nBayreuth, Berlin, Dortmund, Stuttgart 6\r\n Generelle Anknüpfung des CBAM an Regelungen des UZK: Importeur / Zollanmelder bzw. benannte \r\nindirekte Zollvertreter, die von der CBAM-VO betroffene Waren einführen, sind gemäß Art. 35 CBAM\u0002VO der EU-Kommission gegenüber berichtspflichtig (Abgabe eines sogenannten \"CBAM-Berichts\")  „Sonderfall“ Windstrom: Einbeziehung von Strom aus in den AWZ der EU-Mitgliedstaaten belegenen \r\nOffshore-Windparks in den CBAM-Anwendungsbereich klärungsbedürftig:  EU-Kommission vertritt Rechtsauffassung, dass der Warenursprung von Offshore-Windstrom\r\naußerhalb des Hoheitsgebiets eines Mitgliedstaats rechtlich gesehen unbestimmten Ursprung hat \r\nund somit zollrechtlich sowie auch unter CBAM zu behandeln sei.  Dieser Einschätzung entgegen stehen Auslegungen Dritter, die den Ursprung von in der AWZ \r\nerzeugtem Strom zollrechtlich dem jeweiligen Staat der betroffenen AWZ zuordnen und \r\nentsprechend keine Berücksichtigung unter CBAM zur Folge hätte.\r\n10.07.2024\r\nDie Einbeziehung von Offshore-Windstrom aus der deutschen AWZ in den CBAM-Anwendungsbereich würde zu \r\nadministrativen und womöglich signifikanten finanziellen Belastungen führen:\r\n Reporting-Verpflichtung während der Übergangsphase\r\n Registrierungspflicht für CBAM-Anmelder ab 2025\r\n Zukünftig finanzielle Belastungen ab 2026 (als Standardwert ist Stand heute der durchschnittliche CO2-\r\nEmissionsfaktor in der Union festgelegt, und damit (deutlich) höher als der tatsächliche CO2-Emissionswert)\r\nEinbeziehung erneuerbarer Energien in den CBAM-Anwendungsbereich steht in grundsätzlichem \r\nWiderspruch zu den europäischen Energie- und Klimazielen.\r\nCBAM Implikationen für ÜNB\r\n7 Bayreuth, Berlin, Dortmund, Stuttgart 10.07.2024\r\nMögliche Lösungsansätze\r\nBayreuth, Berlin, Dortmund, Stuttgart 8 08.07.2024\r\n Rolle des Übertragungsnetzbetreibers hinsichtlich der Stromeinfuhren als Zollanmelder zusammen \r\nmit der Zollverwaltung überdenken\r\n Anlagenbetreiber als Zoll- und CBAM-Anmelder; lediglich Verlagerung des Problems\r\n Klärung Definition des Ursprungs des in der AWZ erzeugten Stroms als jeweils nationalen Ursprungs, \r\nkeine Waren mit Ursprung im Drittland (Verweis Art. 59 ff UZK)  Aufnahme der relevanten Offshore-Windpark-Gebiete für die Elektrizitätserzeugung in den Anhang \r\nIII.2 der Verordnung (nicht in den Anwendungsbereich fallende Drittländer oder Gebiete)  Festlegung eines Emissionswertes in Höhe von 0 (Berücksichtigung bei noch zu erlassenden \r\nDurchführungsrechtsakten, Art. Abs. 7 CBAM-VO).  Festlegung eines gesonderten KN-Codes (Kombinierte Nomenklatur) für Strom aus erneuerbaren \r\nEnergiequellen (es gibt bisher nur eine Position für Elektrizität (2716 0000); nur diese wird in den \r\nAnwendungsbereich mit einbezogen)\r\n02\r\nBack-up\r\nBayreuth, Berlin, Dortmund, Stuttgart 9 08.07.2024\r\nAnwendungsbereich, Art. 2 und Begriffsbestimmungen  Verordnung gilt für die in Anhang I aufgelisteten Waren mit Ursprung in einem Drittland, sofern diese \r\nWaren oder in der aktiven Veredelung dieser Waren entstandene Veredelungserzeugnisse gemäß Artikel \r\n256 der Verordnung (EU) Nr. 952/2013 in das Zollgebiet der Union eingeführt werden.  Anhang I Waren: Zement, Strom, Düngemittel, Eisen/Stahl, Aluminium, Chemikalien (Wasserstoff)  „Einfuhr“: die Überlassung zum zollrechtlich freien Verkehr gemäß Artikel 201 der Verordnung (EU) Nr. \r\n952/2013;  „Drittland“: ein Land oder Gebiet außerhalb des Zollgebiets der Union;\r\n AWZ ist nach dieser Definition Drittland und gehört nicht zum Zollgebiet der Union\r\nBayreuth, Berlin, Dortmund, Stuttgart 10.07.2024\r\n Art. 2 Abs. 5 CBAM-VO verweist auf Art. 59 ff UZK  Mögliche Interpretation zum Ursprung von in der AWZ erzeugten Stroms: „Für jede Ware müsse es daher zwingend einen nichtpräferenziellen Ursprung geben, der gem. \r\nübertragener Anwendung aus der Rechtsprechung zu Erzeugnissen des Meeres und aus dem \r\nMeeresboden in der AWZ Deutschlands hier zollrechtlich als deutsche Ware anzusehen wäre.\r\nUnterstützt wird der Gedanke durch die übertragene Anwendung der Art. 31 Buchst. f) und h) UZK-DA, \r\ndass Waren, die aus dem Meer entnommen werden, dem Land zuzurechnen sind, in dem das Schiff \r\nregistriert ist bzw. der Warenursprung in dem Land liegt, welches Ausschließlichkeitsrechte über den Teil \r\ndes Meeresbodens ausübt.“  Für Zwecke der Außenhandelsstatistik gilt, dass Importe von innerhalb der deutschen AWZ erzeugten \r\nStroms nicht zur Außenhandelsstatistik gemeldet werden müssen („deutscher“ Ursprung)\r\nNicht präferenzieller Ursprung\r\nBayreuth, Berlin, Dortmund, Stuttgart 10.07.2024\r\n Grundsatz: relevant direkte Emissionen und je nach Ware u.U. indirekte Emissionen gemäß Anhang IV\r\n Für Strom gilt (Art. 7 Abs. 3):  Ermittlung anhand von Standardwerten gemäß Anhang IV Nr. 4.2\r\n1. Spezifische Werte (des Drittlands/Region) werden in Höhe des CO2\r\n-Emissionsfaktors auf Grundlage \r\nder besten der Kommission vorliegenden Daten festgelegt (Anhang IV Nr. 4.2.1)\r\n2. Liegt kein spezifischer Wert vor, wird der alternative Standardwert für Strom in Höhe des CO2\r\n- Emissionsfaktors in der Union festgelegt (Anmerkung: Basis für Report von 50Hertz) (Anhang IV \r\nNr. 4.2.2 1. Abs.)\r\n3. Kann auf Grundlage verlässlicher Daten nachgewiesen werden, dass der CO2\r\n-Emissionsfaktor in \r\neinem Drittland/Region niedriger ist, kann dieser alternative Standardwert verwendet werden\r\n(Anhang IV Nr. 4.2.2 2. Abs.)  Ausnahme: Ansatz tatsächlicher grauen Werte bei Vorliegen bestimmter Voraussetzungen (Anhang IV Nr. 5)\r\nErmittlung grauer Emissionen für Strom, Art. 7 (III)\r\nBayreuth, Berlin, Dortmund, Stuttgart 10.07.2024\r\n Ansatz tatsächlicher grauer Werte bei Vorliegen sämtlicher Voraussetzungen (Anhang IV Nr. 5)\r\na) Die Strommenge, für die die Verwendung tatsächlicher grauer Emissionen beantragt wird, wird von einem Strombezugsvertrag \r\nzwischen dem zugelassenen CBAM-Anmelder und einem in einem Drittland niedergelassenen Stromerzeuger abgedeckt;\r\nb) die Stromerzeugungsanlage ist entweder direkt an das Übertragungsnetz der Union angeschlossen oder es kann nachgewiesen \r\nwerden, dass zum Zeitpunkt der Ausfuhr an keinem Punkt im Netzwerk zwischen der Anlage und dem Übertragungsnetz der Union \r\nein physischer Netzwerkengpass bestand;\r\nc) die Stromerzeugungsanlage stößt Emissionen von nicht mehr als 550 g CO2\r\naus fossilen Brennstoffen je Kilowattstunde Strom aus;\r\nd) die Strommenge, für die die Verwendung der tatsächlichen grauen Emissionen beantragt wurde, wurde von allen zuständigen \r\nÜbertragungsnetzbetreibern im Ursprungsland, im Bestimmungsland und, falls relevant, in jedem Transitland der jeweils zugeteilten \r\nVerbindungskapazität fest zugewiesen, und die ausgewiesene Kapazität und die Produktion des Stroms durch die Anlage betreffen\r\ndenselben Zeitraum, der nicht länger als eine Stunde sein darf;\r\ne) die Erfüllung der genannten Kriterien wird durch einen zugelassenen Prüfer zertifiziert, der mindestens monatliche \r\nZwischenberichte erhält, die die Erfüllung dieser Kriterien belegen.\r\nAnmerkung: Es scheitert bereits an Voraussetzung a), da ein ÜNB keinen solchen Stromliefervertrag mit \r\nOffshore-Windparkbetreibern hat.\r\nErmittlung grauer Emissionen für Strom, Art. 7 (III)\r\nAnsatz tatsächlicher Werte\r\nBayreuth, Berlin, Dortmund, Stuttgart 13 08.07.2024\r\nBeispiel 50Hertz  50Hertz ist anbindungsverpflichteter \r\nÜbertragungsnetzbetreiber der OWPs  50Hertz ist nicht Eigentümer der transportierten \r\nStrommengen\r\n Auf Grund der Vorgaben der Zollverwaltung fungiert \r\n50Hertz als Zollanmelder für die Überführung in den \r\nzollrechtlich freien Verkehr  Auf Basis dieser „Rechtsstellung“ wird 50Hertz zum \r\nCBAM-Anmelder  Detailproblem: Einzelne Windparks innerhalb der 12-\r\nSeemeilen-Zone; Aufteilung von Strommengen \r\nerforderlich\r\n Gewünschte Mengenermittlung des Zolls \r\nunterscheidet sich von Bilanzkreiszuordnungen\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-07-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012281","regulatoryProjectTitle":"Klarstellung beim CBAM erwirken","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/44/ce/388743/Stellungnahme-Gutachten-SG2412200104.pdf","pdfPageCount":58,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Seite 1 von 58\r\nDr. Hartmut Henninger \r\nRechtsanwalt \r\nLars Hillmann \r\nRechtsanwalt \r\nAssistenz: Karen Lau \r\nT +4940 35922-115 \r\nF +4940 35922-123 \r\nh.henninger@gvw.com \r\nl.hillmann@gvw.com \r\nPoststraße 9 - Alte Post \r\n20354 Hamburg \r\n21. Oktober 2024 \r\nAkten Nr. 5029/2024, 5031/2024, 5032/2024 \r\nGutachterliche Stellungnahme \r\nzur Anwendbarkeit der CBAM-Verordnung auf Strom, der durch Offshore\u0002Windkraftanlagen in der ausschließlichen Wirtschaftszone Deutschlands \r\nerzeugt wurde \r\nerstellt im Auftrag der \r\nAmprion GmbH TenneT Offshore GmbH 50Hertz Transmission GmbH \r\nRobert-Schuman-Str. 7 Bernecker Straße 70 Heidestraße 2 \r\n44263 Dortmund 95448 Bayreuth 10557 Berlin \r\nSeite 2 von 58\r\nA. Prüfanlass und Prüfauftrag \r\nDie Mandantinnen sind Übertragungsnetzbetreiber. Sie sind gesetzlich verpflichtet, alle \r\nEnergieerzeuger ans Übertragungsnetz anzuschließen und die Einspeisung in das Stromnetz \r\nzu ermöglichen. Im vorliegenden Zusammenhang relevant ist der Anschluss von Offshore\u0002Windkraftanlagen, die Strom in der ausschließlichen Wirtschaftszone erzeugen. Die \r\nÜbertragungsnetzbetreiber verbringen den Strom in das Zollgebiet der Union und geben \r\nderzeit die Zollanmeldungen für die zollrechtliche Einfuhr des Stroms ab. Nach der \r\nVerordnung (EU) 2023/956 zur Schaffung eines CO2-Grenzausgleichssystems und der \r\nzugehörigen Durchführungsverordnung (EU) 2023/1773 führt die Einfuhr von Strom mit \r\nUrsprung in einem Drittland zu einer Berichtspflicht, die den zollrechtlichen Einführer trifft. \r\nDaher stellen sich den Mandantinnen folgende Fragen: \r\n Handelt es sich bei Strom, der in einer Offshore-Windkraftanlage erzeugt wurde, um \r\neine CBAM-Ware im Sinne der Anhang I der CBAM-VO? \r\n Handelt es sich bei Strom, der in der ausschließlichen Wirtschaftszone Deutschlands \r\nerzeugt wurde, um eine Ware mit Ursprung im Drittland im Sinne der CBAM-VO? \r\n Welchen Beteiligten entlang der Übertragungskette des Stroms treffen die CBAM\u0002Pflichten und welche Gestaltungsmöglichkeiten bestehen? \r\n Welche Voraussetzungen hat die Beantragung einer verbindlichen Ursprungsauskunft \r\nfür Strom, der in der ausschließlichen Wirtschaftszone erzeugt wird? \r\n Welcher Emissionswert ist nach der CBAM-VO für Strom anzusetzen, der in Offshore\u0002Windparks in der ausschließlichen Wirtschaftszone erzeugt wird? \r\n Welche gesetzlichen Anpassungen kommen in Betracht, um Strom, der durch \r\nOffshore-Windkraftanlagen in der ausschließlichen Wirtschaftszone erzeugt wurde, \r\ndem Anwendungsbereich der CBAM-VO zu entziehen und welche Voraussetzungen \r\nmüssen dafür erfüllt sein? \r\n \r\nSeite 3 von 58\r\nB. Zusammenfassung der wesentlichen Ergebnisse \r\nDie Begutachtung hat ergeben, dass Strom, der in Offshore Windkraftanlagen in der \r\nausschließlichen Wirtschaftszone erzeugt wurde, bei der Einfuhr in das Zollgebiet der Union \r\nnicht dem Anwendungsbereich der CBAM-VO unterfällt und die Übertragungsnetzbetreiber \r\nkeinen Pflichten nach der CBAM-VO unterliegen. Im Einzelnen: \r\n Strom, der in Offshore-Windkraftanlagen erzeugt wurde, ist eine CBAM-Ware im \r\nSinne des Anhangs I der CBAM-VO, da die Kombinierte Nomenklatur nur eine \r\nZolltarifnummer für Strom enthält, mithin also nicht nach der Art der Erzeugung \r\nunterscheidet. \r\n Für Strom, der in Offshore-Windkraftanlagen in der ausschließlichen Wirtschaftszone \r\nDeutschlands erzeugt wurde, ist der Anwendungsbereich nach Art. 2 Abs. 1 CBAM-VO \r\nnicht eröffnet, weil dieser Strom keine Ware mit Ursprung im Drittland im Sinne der \r\nCBAM-VO ist. Dies ergibt sich aus Folgendem: \r\no Die Eröffnung des Anwendungsbereichs setzte voraus, dass die Einfuhrware \r\nihren Ursprung in einem Land oder Gebiet außerhalb des Zollgebiets der Union \r\nhat. Die ausschließliche Wirtschaftszone liegt zwar räumlich außerhalb des \r\nZollgebiets, ist aber kein Land oder Gebiet im ursprungsrechtlichen Sinne. \r\no Ursprungsrechtlich müssen Erzeugnisse, die in der ausschließlichen \r\nWirtschaftszone gewonnen werden, einem Land oder Gebiet zugeordnet \r\nwerden, da das Ursprungsrecht keinen Ursprung in der ausschließlichen \r\nWirtschaftszone kennt. \r\no Nach Art. 31 lit. h) UZK-DA ist der in der ausschließlichen Wirtschaftszone \r\ndurch ortsfeste Anlagen erzeugte Strom dem Staat ursprungsrechtlich \r\nzuzuordnen, der in der Wirtschaftszone ausschließliche Rechte ausübt – hier: \r\nDeutschland. Diese Auslegung folgt dem Seerechtsübereinkommen, das dem \r\nStaat, der die ausschließlichen Rechte ausübt, nicht nur die Ausbeutung des \r\nMeeresbodens und des Meeresuntergrunds zuweist, sondern auch die \r\nEnergieerzeugung durch Windkraft in dieser Zone. \r\no Sollte diese Auslegung nicht mit dem Wortlaut des Art. 31 lit. h UZK-DA \r\nvereinbar sein, lägen auch die rechtlichen Voraussetzungen für die analoge \r\nAnwendung der Vorschrift auf die Erzeugung durch Windkraft in der \r\nausschließlichen Wirtschaftszone vor. \r\n Die gegenwärtige verfahrensrechtliche Ausgestaltung der Einfuhr, die die \r\nÜbertragungsnetzbetreiber zu Einführern macht, ist rechtlich zwar zulässig, aber vom \r\nZollrecht nicht zwingend vorgegeben. Als zollrechtliche Einführer könnten ebenso die \r\nSeite 4 von 58\r\nErzeuger oder Empfänger des Stroms auftreten. Die Entscheidung hierüber liegt bei \r\nden Wirtschaftsteilnehmern, nicht bei den Zollbehörden. \r\n Die Zuständigkeit für die Erteilung einer verbindlichen Ursprungsauskunft für eine \r\nWare, die außerhalb des Zollgebiets der Union vollständig erzeugt und gewonnen \r\nwurde, ist nicht eindeutig geregelt. Der Antrag sollte beim HZA Hannover gestellt \r\nwerden. Eine gemeinsame Antragstellung mehrerer Unternehmen ist nicht möglich. \r\n Für Strom, der in der ausschließlichen Wirtschaftszone erzeugt wurde, können nach \r\nder CBAM-VO keine tatsächlichen Emissionswerte angesetzt werden. Heranzuziehen \r\nwäre der CO2-Emissionsfaktor für in der Union erzeugten Strom. Die Regelungen für \r\ndie Heranziehung von tatsächlichen Emissionswerten für Strom als eingeführte Ware \r\nwurden ersichtlich allein in Hinblick auf die Einfuhr von Strom aus Drittländern \r\ngeschaffen. Die zugehörigen Voraussetzungen können bei Strom, der in der \r\nausschließlichen Wirtschaftszone erzeugt wurde, nicht erfüllt werden. \r\n Würden tatsächliche Emissionswerte angesetzt, wären diese mit „Null“ zu bewerten, \r\nweil nach der gesetzlichen Regelung die Überwachung der direkten Emissionen bei der \r\nStromerzeugung „alle Verbrennungsemissionen und Prozessemission aus der \r\nRauchgasreinigung“ umfasst und solche Prozesse bei der Erzeugung von Strom in \r\nWindkraftanlagen nicht stattfinden. \r\n Strom, der durch Offshore-Windkraftanlagen in der ausschließlichen Wirtschaftszone \r\nerzeugt wurde, könnte dem Anwendungsbereich der CBAM-VO entzogen werden, \r\nwenn für diesen Strom eine eigene Zolltarif-Unterposition in der Kombinierten \r\nNomenklatur geschaffen würde. Eine solche Änderung wäre rechtlich zulässig. \r\nVorzugswürdig wäre allerdings eine Änderung der CBAM-VO, die die Thematik \r\nunmittelbar adressiert. Eine Änderung wäre aus folgenden Gründen geboten: \r\no Die CBAM-Regelungen zum Emissions-Monitoring und der Behandlung von \r\nStrom als eingeführte Ware legen den Schluss nahe, dass bei der Schaffung der \r\nCBAM-VO die Erzeugung von Strom durch Windkraftanlagen in der \r\nausschließlichen Wirtschaftszone nicht berücksichtigt wurde. \r\no Die Erzeugung von Strom in Windkraftanlagen in der Union unterfällt nicht \r\ndem EU-Emissionshandelssystem. Daher wäre es folgerichtig, die Erzeugung \r\nvon Strom in Windkraftanlagen in der ausschließlichen Wirtschaftszone von \r\nMitgliedstaaten nicht dem Anwendungsbereich der CBAM-VO zu unterwerfen. \r\n \r\nSeite 5 von 58\r\nC. Executive Summary \r\nThe legal assessment has shown that electricity generated by offshore wind power plants in \r\nthe exclusive economic zone does not fall within the scope of the CBAM Regulation when it is \r\nimported into the customs territory of the Union and that the transmission system operators \r\nare not subject to any obligations under the CBAM Regulation. In detail: \r\n Electricity generated in an offshore wind power plant is also a CBAM-good within the \r\nmeaning of Annex I of the CBAM Regulation, as the Combined Nomenclature (CN) \r\nonly contains one CN Code for electricity and therefore does not differentiate according \r\nto the type of generation. \r\n The scope of application according to Article 2 para. 1 CBAM Regulation does not cover \r\nelectricity generated in offshore wind power plant in the German exclusive economic \r\nzone, because this electricity is not a good originating in a third country within the \r\nmeaning of the CBAM Regulation. This results from the following: \r\no The scope of application requires the imported goods to originate in a country \r\nor territory outside the customs territory of the Union. Although the exclusive \r\neconomic zone is located outside the customs territory, it is not a country or \r\nterritory in the sense of the legal provisions on origin. \r\no According to the legal provisions on origin, products obtained in the exclusive \r\neconomic zone must be assigned to a country or territory, as these provisions \r\ndo not recognize origin in the exclusive economic zone. \r\no According to Article 31 lit. h) UCC-DA, electricity generated in the exclusive \r\neconomic zone by means of fixed installations is to be attributed under origin \r\nlaw to the state that exercises exclusive rights in the economic zone. This \r\ninterpretation follows the Convention on the Law of the Sea, which assigns not \r\nonly the exploitation of the seabed and subsoil to the state exercising exclusive \r\nrights, but also the generation of energy by wind power in this zone. \r\no If this interpretation is not compatible with the wording of Article 31 lit. h) \r\nUCC-DA, the legal requirements for the application of the provision by analogy \r\nto wind power generation in the exclusive economic zone would also be met. \r\n The current customs procedure for import, which makes the transmission system \r\noperators importers, is legally permissible, but not mandatory under customs law. The \r\nproducers or recipients of the electricity could also act as importers under customs law. \r\nThe decision on this lies with the economic operators, not the customs authorities. \r\nSeite 6 von 58\r\n The responsibility for issuing binding origin information for a product that was \r\ncompletely produced or obtained outside the customs territory of the Union is not \r\nclearly regulated. The application should be submitted to the Principal Customs Office \r\nHannover. A joint application by several companies is not possible. \r\n For electricity generated in the exclusive economic zone, no actual emission values can \r\nbe applied in accordance with the statutory regulation. The CO2 emission factor for \r\nelectricity generated in the Union would have to be used. The regulations for the use of \r\nactual emission values for electricity as an imported product were obviously created \r\nsolely with regard to the import of electricity from third countries. The respective \r\nrequirements cannot be met for electricity generated in the exclusive economic zone. \r\n If actual emission values were used, these would have to be assessed as “zero” because, \r\naccording to the legal regulation, the monitoring of direct emissions in electricity \r\ngeneration includes “Any combustion emissions and process emissions from flue gas \r\ntreatment” and such processes do not take place in the generation of electricity in wind \r\npower plants. \r\n Electricity generated by offshore wind power plants in the exclusive economic zone \r\ncould be excluded from the scope of the CBAM Regulation if a separate customs tariff \r\nsubheading were created for this electricity in the Combined Nomenclature. Such a \r\nchange would be legally permissible. However, an amendment to the CBAM \r\nRegulation that directly addresses the issue would be preferable. Such an amendment \r\nwould be indicated for the following reasons: \r\no The CBAM regulations on emissions monitoring and the treatment of \r\nelectricity as an imported product suggest that the generation of electricity by \r\nwind power plants in the exclusive economic zone was not taken into account \r\nwhen the measure was created. \r\no The generation of electricity in wind power plants in the Union is not subject to \r\nthe EU Emissions Trading System (ETS). It would therefore be logical to \r\nexclude the generation of electricity from wind power plants in the exclusive \r\neconomic zone of Member States from the scope of the CBAM Regulation. \r\n \r\nSeite 7 von 58\r\nInhaltsverzeichnis \r\nA. Prüfanlass und Prüfauftrag ................................................................ 2\r\nB. Zusammenfassung der wesentlichen Ergebnisse ................................ 3\r\nC. Executive Summary ............................................................................ 5\r\nD. Sachverhalt ...................................................................................... 13\r\n1. Zoll- und steuerrechtliche Behandlung des Stroms aus Nord- und \r\nOstsee ....................................................................................... 13\r\n2. Der CO2-Grenzausgleichmechanismus (CBAM) ........................ 14\r\n3. Belegenheit und Betreiber der Offshore-Windparks ................. 15\r\n4. Technische Formen des Netzanschlusses von Offshore-Windparks\r\n .................................................................................................. 15\r\n5. Interkonnektoren mit anderen Staaten via Seekabel ................ 15\r\n6. Gespräch der Übertragungsnetzbetreiber mit BMWK .............. 16\r\nE. Rechtliche Bewertung ....................................................................... 17\r\n1. Eröffnung des Anwendungsbereichs der CBAM-VO beim \r\nVerbringen von in der Nord- und Ostsee erzeugtem Strom in die \r\nUnion ........................................................................................ 17\r\n1.1 Bereichsausnahmen ..................................................................................... 17\r\n1.2 Elektrischer Strom als Ware des Anhangs I CBAM-VO .............................. 17\r\n1.3 Ursprung in einem Drittland ....................................................................... 18\r\n1.3.1 „Drittland“ im Sinne der CBAM-VO ............................................................ 18\r\n1.3.2 „Ursprung“ im Sinne der CBAM-VO ........................................................... 21\r\n1.3.3 „Ursprung in einem Drittland“ im Sinne der CBAM-VO ............................ 22\r\n1.3.4 Ursprung von Strom aus dem Küstenmeer ................................................. 23\r\n1.3.5 Ursprung von Strom aus Interkonnektoren ................................................ 23\r\n1.3.6 Ursprung von Strom aus der AWZ .............................................................. 24\r\n1.3.6.1 In der AWZ erzeugter Strom als Ware im Sinne des Art. 31 lit. h) UZK-DA 24\r\n1.3.6.1.1 Auslegungsgrundsätze ......................................................... 25\r\n1.3.6.1.2 Auslegung des Art. 31 lit. h) UZK-DA .................................. 27\r\nSeite 8 von 58\r\n1.3.6.2 Hilfsweise: Analoge Anwendung des Art. 31 lit. h) UZK-DA ...................... 33\r\n1.3.6.2.1 Voraussetzungen einer Analogie nach Unionsrecht ............ 34\r\n1.3.6.2.2 Analogie zu Art. 31 lit. h) UZK-DA ...................................... 36\r\n1.3.6.2.3 Analogie zu Art. 31 lit. f) UZK-DA ....................................... 40\r\n1.4 Einfuhr i.S.d. CBAM-VO .............................................................................. 41\r\n1.4.1 Strom aus der AWZ als Nicht-Unionsware ................................................. 41\r\n1.4.2 Externes Versandverfahren beim Überschreiten der Zollgrenze ................ 41\r\n1.4.3 Person des Einführers ................................................................................. 42\r\n1.4.4 Einfuhr ......................................................................................................... 43\r\n2. Beantragung einer verbindlichen Ursprungsauskunft .............. 43\r\n2.1 Voraussetzungen der Beantragung einer vUA ............................................ 43\r\n2.1.1 Rechtliches Interesse des Antragstellers an der Entscheidung ................... 44\r\n2.1.2 Keine Beantragung durch mehrere Personen ............................................. 44\r\n2.2 Zuständige Behörde ..................................................................................... 45\r\n2.2.1 Zuständigkeitsverteilung für Anträge auf Erteilung von vUA ..................... 45\r\n2.2.2 Antrag zum HZA Hannover ......................................................................... 46\r\n3. Alternative Gestaltungsmöglichkeiten hinsichtlich der Einfuhr 46\r\n4. CBAM-Emissionswert von Strom aus der AWZ ......................... 48\r\n4.1 Bestimmung des Emissionswerts für Strom als eingeführte Ware ............. 48\r\n4.2 Bewertung .................................................................................................... 50\r\n5. Legislative Anpassungsmöglichkeiten ....................................... 51\r\n5.1 Änderung von Anhang III.2 CBAM-VO....................................................... 52\r\n5.2 Änderung des Zolltarifs ............................................................................... 53\r\n5.2.1 Schaffung einer eigenen Unterposition KN ................................................. 53\r\n5.2.1.1 Verfahren zur Schaffung neuer Unterpositionen KN .................................. 53\r\n5.2.1.1.1 Beteiligung des Ausschusses für den Zollkodex .................. 54\r\n5.2.1.1.2 Entwurf eines Durchführungsrechtsaktes ........................... 55\r\n5.2.1.2 Antragsinhalt ............................................................................................... 55\r\n5.2.2 Änderung auf TARIC-Ebene ........................................................................ 57\r\n \r\nSeite 9 von 58\r\nAbkürzungsverzeichnis \r\nAbkürzung Langform \r\n50Hertz 50Hertz Transmission GmbH; Heidestraße 2, 10557 Berlin\r\nAmprion Amprion GmbH; Robert-Schuman-Straße 7, 44263 \r\nDortmund \r\nAWZ Ausschließliche Wirtschaftszone \r\nCBAM CO2-Grenzausgleichssystem (Carbon Border Adjustment \r\nMechanism) \r\nCBAM-VO Verordnung (EU) 2023/956 des Europäischen Parlaments\r\nund des Rates vom 10. Mai 2023 zur Schaffung eines CO2-\r\nGrenzausgleichssystems (Text von Bedeutung für den EWR) \r\nCBAM-Bericht-VO Durchführungsverordnung (EU) 2023/1773 der \r\nKommission vom 17. August 2023 mit Vorschriften über die \r\nAnwendung der Verordnung (EU) 2023/956 des \r\nEuropäischen Parlaments und des Rates in Bezug auf die im \r\nÜbergangszeitraum geltenden Berichtspflichten für die \r\nZwecke des CO2-Grenzausgleichssystems (Text von \r\nBedeutung für den EWR) \r\nEWG Europäische Wirtschaftsgemeinschaft; 1957 mit dem Ziel\r\nder europäischen Integration durch eine gemeinsame \r\nWirtschaftspolitik gegründet \r\nFEP Flächenentwicklungsplan \r\nKN Kombinierte Nomenklatur \r\nKN-Grundverordnung Verordnung (EWG) Nr. 2658/87 des Rates vom 23. Juli 1987 \r\nüber die zolltarifliche und statistische Nomenklatur sowie \r\nden Gemeinsamen Zolltarif \r\nKN\u0002Durchführungsverord\u0002nung \r\nDurchführungsverordnung (EU) 2024/964 der Kommission \r\nvom 21. März 2024 zur Einreihung bestimmter Waren in die \r\nKombinierte Nomenklatur \r\nNEP Netzentwicklungsplan \r\nSeite 10 von 58\r\nSRÜ Seerechtsübereinkommen der Vereinten Nationen und \r\nÜbereinkommen zur Durchführung des Teils XI des \r\nSeerechtsübereinkommens vom 28. Juli 1994 \r\nTenneT TenneT TSO GmbH; Bernecker Straße 70, 95488 Bayreuth \r\nÜNB Übertragungsnetzbetreiber; Dienstleistungsunternehmen \r\nzur operativen Betreibung, Instandhaltung und \r\nDimensionierung der Infrastruktur überregionaler \r\nStromnetze zur elektrischen Energieübertragung \r\nUZK Zollkodex der Union; Verordnung (EU) Nr. 952/2013 des \r\nEuropäischen Parlaments und des Rates vom 9. Oktober \r\n2013 zur Festlegung des Zollkodex der Union (Neufassung) \r\nUZK-DA Delegierte Verordnung (EU) 2015/2446 vom 28. Juli 2015 \r\nzur Ergänzung des UZK \r\nUZK-IA Durchführungsverordnung (EU) 2015/2447 vom 24. \r\nNovember 2015 mit Einzelheiten zur Umsetzung der \r\nBestimmungen des UZK \r\nvUA Verbindliche Ursprungsauskunft \r\nZK Zollkodex der Gemeinschaften; Verordnung (EWG) Nr. \r\n2913/92 des Rates vom 12. Oktober 1992 zur Festlegung des \r\nZollkodexes der Gemeinschaften \r\nZK-IA Verordnung (EWG) 2454/93 der Kommission vom 2. Juli \r\n1993 mit Durchführungsvorschriften zu der Verordnung\r\n(EWG) 2913/92 des Rates zur Festlegung des Zollkodex der \r\nGemeinschaften \r\n \r\nSeite 11 von 58\r\nLiteraturverzeichnis \r\nName Titel \r\nDorsch/Rüsken, Reinhart Zollrecht Kommentar, Stand: 226. Ergänzungslieferung, Juli \r\n2024 (zitiert als: Dorsch-Bearbeiter) \r\nFranzen, Martin Auslegung und Fortbildung von privatrechtsangleichenden \r\nRichtlinien, in: Christoph Weber u. a. (Hrsg.), Jahrbuch \r\njunger Zivilrechtswissenschaftler. 1997 „Europäisierung des \r\nPrivatrechts: Zwischenbilanz und Perspektiven“, Stand: \r\n1998, S. 285 \r\nGrabitz, Eberhard/Hilf, \r\nMeinhard/Nettesheim, \r\nMartin\r\nDas Recht der Europäischen Union: EUV/AEUV, \r\nKommentar, Stand: 82. EL Mai 2024 (zitiert als: \r\nGrabitz/Hilf/Nettesheim-Bearbeiter) \r\nGroeben, Hans von \r\nder/Hatje, \r\nArmin/Schwarze, Jürgen \r\nEuropäisches Unionsrecht, Fachbuch, Stand: 7. Auflage 2015 \r\n(zitiert als: von der Groeben/Hatje/Schwarze-Bearbeiter) \r\nHübschmann, \r\nWalter/Hepp, \r\nErnst/Spitaler, Armin \r\nAbgabenordnung – Finanzgerichtsordnung, Kommentar, \r\nStand: 262. Aufl./Lfg., 04.2021 (zitiert als: \r\nHübschmann/Hepp/Spitaler-Bearbeiter) \r\nJung, Michael Gestaltungsmöglichkeiten und Risiken bei \r\nEinfuhrgeschäften mit vereinbarter Lieferklausel „frei \r\nHaus/verzollt“ (DDP), ZfZ Nr. 9/2010, 225 \r\nKrenzler, Horst \r\nGünther/Herrmann, \r\nChristoph/Niestedt, \r\nMarian \r\nEU-Außenwirtschafts- und Zollrecht, Kommentar, Stand: 23. \r\nEL April 2024 (zitiert als: Krenzler/Hermann/Niestedt\u0002Bearbeiter) \r\nLauf, Thomas/Memmler, \r\nMichael/Schneider, Sven \r\nEmissionsbilanz erneuerbarer Energieträger, \r\nUmweltbundesamt, Climate Change 37/2019 (zitiert als:\r\nLauf/Memmler/Schneider) \r\nScheller, Peter/Zaczek, \r\nSusanne \r\nOffshore-Windparks: Ein steuerliches Unikum, DStR 2016, \r\n2254 \r\nSeite 12 von 58\r\nUhlmann, Christian Europarecht und nationales Verfahrensrecht - Der \r\nZivilprozess im Spannungsfeld zwischen \r\nVerfahrensautonomie der Mitgliedstaaten und unionalen \r\nVorgaben, GVRZ 1/2023, 7 (1-75) \r\nWitte, Peter Zollkodex der Union (UZK) Kommentar, Stand: 8. Aufl. 2022 \r\n(zitiert als: Witte-Bearbeiter) \r\nWolffgang, Hans\u0002Michael/Jatzke, Harald \r\nUnionszollkodex, Kommentar, Stand: 9. Lieferung 6/2024 \r\n(zitiert als: Wolffgang/Jatzke-Bearbeiter) \r\n \r\nSeite 13 von 58\r\nD. Sachverhalt \r\nDie Übertragungsnetzbetreiber TenneT, 50Hertz und Amprion sind zum Netzanschluss von \r\nOffshore-Windparks in der deutschen Nord- und Ostsee gesetzlich verpflichtet gem. § 17d \r\nAbs. 1 EnWG i.V.m. § 1 Abs. 2 WindSeeG. Offshore-Windenergieanlagen leisten einen \r\nwichtigen Beitrag, um den Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung zu \r\nsteigern (vgl. § 1 Abs. 3 WindSeeG). Über TenneT und 50Hertz sind mehr als 20 bestehende \r\nWindparks angeschlossen. Die Windparks werden von Gesellschaften nach deutschem Recht \r\nbetrieben. Die Betreibergesellschaften gehören unter anderem zu den Konzernen EnBW, \r\nOmexom, RWE und Vattenfall. Amprion befindet sich aktuell in der Aufbauphase für mehrere \r\nKonverterstationen, über die weitere Windparks in der Nordsee angeschlossen werden sollen. \r\nDas Meeresgebiet der deutschen Nord- und Ostsee teilt sich seewärts in das Küstenmeer (12-\r\nSeemeilen-Zone), die Anschlusszone (bis zu 24 Seemeilen) und die ausschließliche \r\nWirtschaftszone (AWZ), die bis zu 200 Seemeilen vom Küstenmeer reicht. \r\nDie gesetzliche Aufgabe der Übertragungsnetzbetreiber („ÜNB“) besteht darin, alle \r\nEnergieerzeuger, einschließlich der Offshore-Windkraftanlagen, ans Übertragungsnetz \r\nanzuschließen und die Einspeisung in das Stromnetz zu ermöglichen. Die ÜNB sind dabei \r\nweder an der Erzeugung, noch an dem Vertrieb des Stroms beteiligt. Eine solche Beteiligung \r\nwäre aufgrund der unionsrechtlich vorgegebenen Entflechtungsvorschriften (§§ 8 ff. EnWG) \r\nunzulässig. Die ÜNB sind daher nicht Abnehmer, Empfänger oder Nutzer des Stroms, der in \r\nNord- und Ostsee produziert wird. Ihre Aufgabe beschränkt sich allein auf den Transport des \r\nStroms. Weiterhin gelten sie als anbindungsverpflichtete ÜNB nach § 17d Abs. 1 EnWG \r\nentsprechend den Vorgaben der Netzentwicklungspläne („NEP“) und dem \r\nFlächenentwicklungsplan („FEP“) gemäß § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes zur \r\nErrichtung und dem Betrieb ausgewählter Offshore-Netzanschlusssysteme. \r\n1. Zoll- und steuerrechtliche Behandlung des Stroms aus Nord- und Ostsee \r\nDurch die besondere Lage der Offshore-Windparks außerhalb der deutschen \r\nKüstengewässer stellte sich bereits vor längerem die Frage nach der zoll- und \r\nsteuerrechtlichen Behandlung des Stroms,1\r\n insbesondere bei dessen Verbringung in \r\ndas Zollgebiet der Union. Auf Vorschlag der Zollbehörden erfolgt die zollrechtliche \r\nBehandlung des Stroms aus Nord- und Ostsee sowie des Stroms über \r\nInterkonnektoren ausschließlich durch die ÜNB. Weder die Windpark-Betreiber \r\nnoch die Empfänger des Stroms geben Zollanmeldungen für den Strom ab, der in der \r\nAWZ erzeugt wurde. \r\nZu diesem Zweck saldieren die ÜNB den Strom, der über Seekabel an Land geführt \r\nwird. Die Überlassung des Stroms zum zollrechtlich freien Verkehr erfolgt auf Basis \r\n \r\n1 Scheller/Zaczek, DStR 2016, 2254. \r\nSeite 14 von 58\r\ndieser Berechnung. Die ÜNB verfügen hierzu über eine Bewilligung zur Anschreibung \r\nin der Buchführung des Anmelders (Art. 182 UZK). \r\nDiese Vorgehensweise verursacht bereits jetzt einen hohen administrativen Aufwand \r\nbei den ÜNB, weil sie die Zollanmeldungen abgeben und die Pflichten eines \r\nzollrechtlichen Einführers übernehmen. Für die Zollbehörden führt dies zu einem \r\nverhältnismäßig geringen administrativen Aufwand, da die Gestaltung vermeidet, \r\ndass entlang der Stromübertragungskette mehrere zollrechtlich Verpflichtete tätig \r\nwerden. \r\n2. Der CO2-Grenzausgleichmechanismus (CBAM) \r\nDiese Stellung als Einführer könnte dazu führen, dass die ÜNB zusätzliche Pflichten \r\nunter dem neuen CO2-Grenzausgleichmechanismus der Union zu erfüllen haben. \r\nMit der Verordnung (EU) 2023/956 vom 10. Mai 2023 zur Schaffung eines CO2-\r\nGrenzausgleichssystems (“CBAM-VO”) hat die Union ein Berichts- und \r\nBepreisungssystem für Einfuhren bestimmter CO2-intensiver Waren eingeführt. Zu \r\ndiesen Waren gehört auch elektrischer Strom. Unternehmen in der Union, die \r\nCBAM-Waren importieren, unterliegen während der sogenannten „Übergangsphase“ \r\nvom 1. Oktober 2023 bis 31. Dezember 2025 der Pflicht, quartalsweise Berichte über \r\ndie grauen Emissionen abzugeben, die im Produktionsprozess der importierten Güter \r\nentstanden sind. Ab dem 1. Januar 2026 dürfen nur noch „zugelassene CBAM\u0002Anmelder“ CBAM-Waren zur Einfuhr anmelden. Zudem wird ab dem 1. Januar 2026 \r\nder Erwerb von CBAM-Zertifikaten verpflichtend, mit denen die in den importierten \r\nWaren enthaltenen grauen Emissionen bepreist werden. Die CBAM-VO gilt als \r\nwichtiger Bestandteil des Legislativpakets „Fit für 55“ und soll das Ziel einer \r\nklimaneutralen EU bis spätestens 2050 im Einklang mit dem Übereinkommen von \r\nParis fördern (Erwägungsgrund Nr. 10 CBAM-VO). \r\nDie CBAM-VO steht in engem Zusammenhang mit dem EU\u0002Emissionshandelssystem. Durch die Erweiterung des EU-Emissionshandelssystems, \r\ninsbesondere das schrittweise Auslaufen der freien Zuteilung von \r\nEmissionsberechtigungen2\r\n, entstehen weitere Wettbewerbsnachteile für die \r\nenergieintensiven Industrien in der Union. Es droht die Abwanderung von Industrie \r\nin Drittstaaten. Die Union will durch CBAM verhindern, dass die emissionsintensive \r\nProduktion in anderen Ländern stattfindet (sog. „carbon leakage“). Hierfür soll im \r\nBinnenmarkt ein sog „Level Playing Field“ zwischen in der Union hergestellten \r\nWaren und Waren aus anderen Staaten geschaffen werden. Diesem Ziel dient die \r\nCBAM-VO. \r\n \r\n2 Siehe der neu eingefügte Abs. 1a zu Art. 10 der Emissionshandels-Richtlinie (Richtlinie 2003/87/EG). \r\nSeite 15 von 58\r\nGleichzeitig sollen Anreize für Hersteller in Drittländern geschaffen werden, neue \r\nTechnologien einzusetzen, um die Treibhausgasemissionen ihrer Anlagen zu \r\nreduzieren. Die Union erwartet, dass CBAM wirksam zur Verringerung der \r\nTreibhausgasemissionen in Drittländern beitragen wird. Ein wichtiger Hebel bei der \r\nReduktion von Emissionen ist dabei der Bezug von elektrischer Energie aus \r\nemissionsarmen Quellen wie beispielsweise der Windkraft. \r\n3. Belegenheit und Betreiber der Offshore-Windparks \r\nDie angeschlossenen Windparks liegen weit überwiegend außerhalb der 12-\r\nSeemeilen-Zone in der AWZ. In manchen Fällen befinden sich Windparks jedoch \r\ninnerhalb des Küstenmeeres. Beispiele sind die über 50Hertz angeschlossenen \r\nOffshore-Windparks Arcadis Ost 1, Baltic 1 sowie der geplante Offshore-Windpark \r\nGennaker. Über Tennet angeschlossene Küstenwindparks sind Riffgat und \r\nNordergründe. Alle angeschlossenen Windparks werden von deutschen juristischen \r\nPersonen betrieben. \r\n4. Technische Formen des Netzanschlusses von Offshore-Windparks \r\nStrom aus Windparks in Nord- und Ostsee wird mittels Seekabeln zum nächsten \r\nNetzknotenpunkt an Land geleitet. Dabei erfolgt die Anbindung der Windparks \r\nmittels Cluster an das Übertragungsnetz. Der in den Windparks erzeugte Strom wird \r\nbei den vorhandenen Windparks zunächst jeweils an einer Umspannplattform \r\nzusammengeführt und auf Hochspannungsniveau transformiert. Dadurch wird \r\nWechsel- in Gleichstrom gewandelt, der in der Regel mit einer Spannung von 320 kV \r\nüber eine Hochspannungsleitung an Land geleitet wird. Diese Leitung wird als \r\nHochspannungs-Gleichstromübertragung bezeichnet. An Land wird der Strom in \r\neiner Umspannstation in Wechselstrom umgewandelt und anschließend in das \r\nÜbertragungsnetz eingespeist.3\r\n \r\n5. Interkonnektoren mit anderen Staaten via Seekabel \r\nAn die deutschen Übertragungsnetze in Nord- und Ostsee sind neben Offshore\u0002Windparks auch Verbindungen zu Stromnetzen anderer Staaten angeschlossen, sog. \r\nInterkonnektoren. Beispielsweise realisierte 50Hertz im Jahr 2020 in der Ostsee eine \r\nzusätzliche Seekabelverbindung zwischen dem deutschen und dem dänischen \r\nStromnetz im Rahmen des Projekts „Combined Grid Solution/Kriegers Flak“. \r\nWeitere Kabelverbindungen betreffen Kontek und Baltic Cable.4\r\n \r\n3 https://bwo-offshorewind.de/aufbau-und-betrieb-eines-offshore-windparks (Stand: 26.09.2024). \r\n4 https://www.50hertz.com/de/Netz/Netzausbau/ProjekteaufSee (Stand: 26.09.2024). \r\nSeite 16 von 58\r\n6. Gespräch der Übertragungsnetzbetreiber mit BMWK \r\nAnfang Juli 2024 haben sich Vertreter von TenneT, 50Hertz und Amprion mit \r\nVertretern des BMWK (Referat Strom/EU-Energiepolitik und \r\nEmissionshandel/Klimaschutz) zu den Auswirkungen der CBAM-VO auf deutsche \r\nÜNB ausgetauscht. \r\nHierbei haben die Vertreter der ÜNB die derzeitige zollrechtliche Praxis auf \r\nGrundlage einer rechtlichen Einschätzung der Generalzolldirektion geschildert. Nach \r\nAnsicht der Generalzolldirektion sind ÜNB „Betreiber einer festinstallierten \r\nTransporteinrichtung“ i.S.v. Art. 321 Abs. 3 UZK-IA und für die Zollanmeldung in \r\nder Form der Anschreibung in der Buchführung des Anmelders sowie die \r\nÜberlassung zum zollrechtlich freien Verkehr zuständig. Entsprechend dieser Praxis \r\nsind die ÜNB zollrechtliche Einführer des Stroms. Ausgehend von dieser \r\nzollrechtlichen Einschätzung haben die Vertreter der ÜNB die klärungsbedürftige \r\nFrage adressiert, ob Strom der von Offshore-Windparks innerhalb der AWZ erzeugt \r\nwird, bei der Einfuhr in den Anwendungsbereich der CBAM-VO fällt. Nach der \r\nRechtsauffassung der Europäischen Kommission habe dieser Strom keinen Ursprung \r\nin der Union und unterliege daher dem Anwendungsbereich der CBAM-VO. Die ÜNB \r\nsind hingegen der Ansicht, der Strom sei ursprungsrechtlich dem jeweiligen Staat der \r\nbetroffenen AWZ zuordnen und unterliege als Ware mit Ursprung in der Union nicht \r\ndem Anwendungsbereich der CBAM-VO. Die Einbeziehung von Strom aus Offshore\u0002Windparks als Form von erneuerbaren Energien in den Anwendungsbereich von \r\nCBAM stehe zudem in grundsätzlichem Widerspruch zu den europäischen Energie\u0002und Klimazielen. Außerdem befänden sich einzelne Windparks innerhalb der 12-\r\nSeemeilen-Zone, was eine Aufteilung von Strommengen erforderlich mache. Hierbei \r\nunterscheide sich die gewünschte Mengenermittlung des Zolls von den \r\nBilanzkreiszuordnungen. Die ÜNB präsentierten dem BMWK verschiedene \r\nLösungsansätze, die an das Zollverfahren, den Ursprung des in der AWZ erzeugten \r\nStroms und die Auslegung der CBAM-VO anknüpften. \r\nDie betroffenen ÜNB und die Ministerien wollen den Austausch fortsetzen. \r\nGrundlage für diesen Austausch soll eine detaillierte rechtliche Aufarbeitung sein. \r\nSeite 17 von 58\r\nE. Rechtliche Bewertung \r\n1. Eröffnung des Anwendungsbereichs der CBAM-VO beim Verbringen von \r\nin der Nord- und Ostsee erzeugtem Strom in die Union \r\nZu prüfen ist, ob der Anwendungsbereich nach Art. 2 CBAM-VO eröffnet ist, wenn in \r\nNord- und Ostsee erzeugter Strom über die Offshore-Konverterstationen und Kabel \r\neines ÜNB an eine Landanschlussstelle geleitet wird. \r\nDie Grundnorm zum Anwendungsbereich der CBAM-VO ist Art. 2 Abs. 1 CBAM-VO.5\r\nDemnach ist der Anwendungsbereich beim Vorliegen von drei Kriterien eröffnet: eine \r\nWare muss (a) in Anhang I CBAM-VO gelistet sein, (b) in die EU eingeführt werden \r\nund (c) ihren Ursprung in einem Drittland haben. \r\nZunächst ist zu prüfen, ob eine der Bereichsausnahmen der CBAM-VO eingreift \r\n(hierzu 1.1). Anschließend ist zu prüfen, ob Strom eine CBAM-Ware nach Anhang I \r\ndarstellt (hierzu 1.2), ob diese ihren Ursprung im Drittland hat (hierzu 1.3) und ob \r\neine Einfuhr vorliegt (hierzu 1.4). \r\n1.1 Bereichsausnahmen \r\nArt. 2 CBAM-VO enthält für besondere Konstellationen Ausnahmen vom \r\nAnwendungsbereich. Die CBAM-VO kommt nicht zur Anwendung bei \r\nWarensendungen von geringem Wert (Art. 2 Abs. 3 lit. a) und b) CBAM-VO) sowie \r\nbei Waren, die im Rahmen militärischer Aktivitäten befördert oder verwendet \r\nwerden (Art. 2 Abs. 3 lit. c) CBAM-VO). Diese Ausnahmen sind im vorliegenden Fall \r\nnicht einschlägig. Darüber hinaus sind gemäß Art. 2 Abs. 4 CBAM-VO Einfuhren mit \r\nUrsprung in privilegierten Drittländern oder –gebieten ausgenommen, die in \r\nAnhang III gelistet sind. Dies sind die Länder Island, Norwegen, Liechtenstein und \r\ndie Schweiz, daneben die Gebiete Büsingen, Helgoland, Livigno, Ceuta und Melilla. \r\nUngeachtet der noch zu beantwortenden Frage nach der Bestimmung des Ursprungs \r\nbietet der Sachverhalt keine Anhaltspunkte, den Ursprung des Stroms einem dieser \r\nLänder oder Gebiete zuzuordnen.6\r\n Zur Frage der Herkunft des Stroms aus der AWZ \r\nverhält sich Anhang III nicht. Daher greift auch diese Bereichsausnahme nicht ein. \r\n1.2 Elektrischer Strom als Ware des Anhangs I CBAM-VO \r\nGemäß Art. 2 Abs. 1 CBAM-VO gilt die Verordnung für die in Anhang I gelisteten \r\nWaren. Elektrischer Strom ist eine in Anhang I CBAM-VO gelistete Ware und \r\n \r\n5 Daneben bestehen weitere Anwendungsfälle (passive Veredelung, Rückwaren, aktive Veredelung), die jedoch \r\nfür den vorliegenden Prüfauftrag nicht von Bedeutung sind und daher im Folgenden außer Betracht bleiben. \r\n6 Die Bereichsausnahme würde etwa eingreifen, wenn Strom aus Norwegen z.B. über ein Seekabel in die EU\r\ntransportiert würde. \r\nSeite 18 von 58\r\nunterfällt damit dem Anwendungsbereich der CBAM-VO. In Anhang I CBAM-VO \r\nwird der elektrische Strom – wie alle übrigen Waren auch – mit der \r\nWarentarifnummer identifiziert. Diese lautet 2716 0000. Die Kombinierte \r\nNomenklatur7\r\n („KN“), in der die Warentarifnummern niedergelegt sind, kennt nur \r\ndiese eine Warentarifnummer für elektrischen Strom. Eine weitere Differenzierung, \r\netwa nach der Art der Stromerzeugung, existiert nicht. Damit ist der Strom, der in \r\nWindparks erzeugt wird, eine von der CBAM-VO erfasste Ware. \r\n1.3 Ursprung in einem Drittland \r\nGemäß Art. 2 Abs. 1 CBAM-VO gilt die Verordnung nur für in Anhang I aufgelistete \r\nWaren „mit Ursprung in einem Drittland“. Zu prüfen ist daher, ob Strom, der in \r\nNord- und Ostsee durch Windkraftanlagen erzeugt wird, seinen Ursprung in einem \r\nDrittland i.S.d. Art. 2 Abs. 1 CBAM-VO hat. \r\n1.3.1 „Drittland“ im Sinne der CBAM-VO \r\nDer Begriff „Drittland” ist in Art. 3 Nr. 7 CBAM-VO definiert als „ein Land oder Gebiet \r\naußerhalb des Zollgebiets der Union“. Die Definition ist wortgleich mit der \r\nzollrechtlichen Definition von Drittland in Art. 1 Nr. 11 der Verordnung (EU) \r\n2015/2446 („UZK-DA“). Zur Bestimmung des Zollgebiets verweist Art. 3 Nr. 6 \r\nCBAM-VO auf Art. 4 UZK. \r\nMaßgeblich für den Anwendungsbereich der CBAM-VO ist daher die zollrechtliche \r\nDefinition des Zollgebiets. Zum Zollgebiet der Union gehören neben dem Festland \r\nauch die Küstenmeere der Mitgliedstaaten (Art. 4 Abs. 1 UZK). Der Begriff \r\nKüstenmeer wird im UZK nicht definiert. Für die Reichweite des Küstenmeeres \r\nmaßgeblich ist das einschlägige Völkerrecht und damit das UN\u0002Seerechtsübereinkommen (Übereinkommen von Montego).8\r\n Nach Art. 3 SRÜ hat \r\njeder Staat das Recht, die Breite seines Küstenmeers bis zu einer Grenze festzulegen, \r\ndie höchstens 12 Seemeilen von den festgelegten Basislinien entfernt sein darf. Die \r\nAWZ ist nach Art. 55 SRÜ ein jenseits des Küstenmeeres gelegenes Gebiet. Daraus \r\nfolgt, dass die AWZ nicht zum Küstenmeer der Mitgliedstaaten gehört und damit \r\nauch nicht zum Zollgebiet. \r\nFraglich ist jedoch, ob die AWZ für Zwecke der CBAM-VO als Teil des Zollgebiets gilt. \r\nAufgeworfen wird die Frage durch Art. 2 Abs. 2 UAbs. 2 CBAM-VO. Demnach gilt die \r\nCBAM-VO auch für Waren mit Ursprung in einem Drittland, wenn diese in die AWZ \r\nverbracht werden. Damit setzt der Verordnungsgeber das Verbringen in die AWZ \r\n \r\n7 Verordnung (EWG) Nr. 2658/87. \r\n8 Hübschmann/Hepp/Spitaler-Craig, Art. 4 UZK, Rz. 5; Krenzler/Herrmann/Niestedt-Klamert, UZK Art. 4 \r\nRn. 14; Text des SRÜ ABl. EG 1998 L 179/3. \r\nSeite 19 von 58\r\neiner Einfuhr in das Zollgebiet gleich9\r\n und es stellt sich die Frage, ob damit auch eine \r\nGleichsetzung von AWZ und Zollgebiet einhergeht. Dagegen spricht, dass sich aus \r\nArt. 2 Abs. 2 UAbs. 2 CBAM-VO ergibt, dass die Anwendung von CBAM auf die AWZ \r\neinen weiteren Rechtsakt voraussetzt, der die detaillierten Bedingungen für die \r\nAnwendung des CBAM in der AWZ regelt, insbesondere in Bezug auf Begriffe, die mit \r\ndenen der Einfuhr in das Zollgebiet der Union und der Überlassung in den \r\nzollrechtlich freien Verkehr gleichbedeutend sind. Die zollrechtliche Rechtfertigung \r\nfür ein solches Vorgehen ergibt sich aus Art. 1 Abs. 2 UZK, wonach bestimmte \r\nzollrechtliche Vorschriften im Rahmen von Rechtsvorschriften über bestimmte \r\nBereiche auch außerhalb des Zollgebiets gelten können. Die Regelung in Art. 2 Abs. 2 \r\nCBAM-VO bestätigt damit gerade, dass der Verordnungsgeber davon ausgeht, dass \r\ndie AWZ für die Zwecke des CBAM nicht zum Zollgebiet der Union gehört. In \r\nHinblick auf die Einfuhr soll das Verbringen in die AWZ dem Verbringen in das \r\nZollgebiet gleichgesetzt werden, eine allgemeine Gleichsetzung von AWZ und dem \r\nZollgebiet der Union und damit etwa auch im Hinblick auf den Ursprung von Waren \r\nlässt sich der Vorschrift nicht entnehmen. Eine praktische Konsequenz dieser \r\nGleichsetzung könnte zwar sein, dass drittländische Waren, die erst in die AWZ und \r\nspäter in das Zollgebiet verbracht werden, zweimal CBAM-Pflichten auslösen. Dies \r\nhätte jedoch zum einen keinen Bezug zum Ursprungsrecht und zum anderen ist zu \r\nerwarten, dass der Verordnungsgeber dieses Problem beim Erlass der nach Art. 2 \r\nAbs. 2 UAbs. 2 CBAM-VO erforderlichen Durchführungsvorschrift lösen wird. \r\nWenn die AWZ somit zollrechtlich nicht zum Zollgebiet der Union gehört und für die \r\nZwecke der CBAM-VO auch nicht aufgrund von Art. 2 Abs. 2 UAbs. 2 CBAM-VO als \r\nTeil des Zollgebiets gilt, steht damit noch nicht fest, dass es sich bei der AWZ um \r\n„Drittland“ im Sinne der CBAM-VO handelt. Nach Art. 3 Nr. 7 CBAM-VO ist \r\n„Drittland“ nicht – im Sinne einer Negativabgrenzung – definiert als jeder Ort \r\naußerhalb des Zollgebiets, sondern als „Land oder Gebiet“ außerhalb des Zollgebiets \r\nder Union. „Land“ wird im EUV und AEUV als Synonym zu „Staat“ verwendet. Um \r\neine kohärente Auslegung zu gewährleisten, ist beiden Begriffen die gleiche \r\nBedeutung beizumessen.10 Ein Staat wird vom Europäischen Gerichtshof als \r\nsouveräne Einheit bezeichnet, die innerhalb ihrer geographischen Grenzen sämtliche \r\nihr nach dem Völkerrecht zustehende Befugnisse ausübt.11 Hierzu zählt die AWZ \r\neindeutig nicht. Unter „Gebieten“ sind nach der Rechtsprechung des Europäischen \r\nGerichtshofs hingegen Einheiten zu verstehen, auf die sich zwar die Hoheitsgewalt \r\noder internationale Verantwortung eines Staates erstreckt, die aber einen eigenen \r\n \r\n9 Zu den Gründen vgl. Erwägungsgrund Nr. 18 der CBAM-VO. \r\n10 EuGH, Urteil v. 12. 11. 2019, C-363/18 [ECLI:EU:C:2019:954], Organisation juive européenne und Vignoble \r\nPsagot Ltd., Rz. 28. \r\n11 EuGH, Urteil v. 12.11.2019, C-2363/18, Rn. 28f. \r\nSeite 20 von 58\r\nvölkerrechtlichen Status haben, der sich von dem dieses Staates unterscheidet.12 Aus \r\ndieser Rechtsprechung lassen sich jedoch keine Konsequenzen für die AWZ ableiten. \r\nDer Begriff des „Gebiets“ wird in den Entscheidungen im Zusammenhang mit der \r\ngeopolitischen Realität des betroffenen Gebiets und den Selbstbestimmungsrechten \r\nder einheimischen Bevölkerung betrachtet. Wesentlich für die Entscheidungen des \r\nGerichtshofs ist, dass es meist um Gebiete geht, in denen die Kontrolle über das \r\nGebiet zwischen verschiedenen Parteien umstritten ist. Dabei geht es um Regionen, \r\ndie sich in einer politischen oder rechtlichen Übergangssituation befinden, wie \r\nbeispielsweise im Prozess der Dekolonialisierung, in autonomen Regionen oder bei \r\nGebieten mit besonderem politischen Status.13 Die Entscheidungen des Gerichtshofs \r\ndienen dabei vorrangig der Abgrenzung von Gebieten von anderen Staatsgebieten, \r\nals deren Zuordnung zu einem Staatsgebiet, wie dies bei der AWZ der Fall ist. Dabei \r\nsagt die geopolitische Realität des Gebiets jedoch nicht zwingend etwas darüber aus, \r\nob das Gebiet in einen bestimmten räumlichen Geltungsbereich fällt. Es wird \r\nausgeführt, dass der Begriff „Gebiet“ in Verbindung mit „seinem“ bedeutet, dass ein \r\nVertrag einen Staat grundsätzlich nur in Bezug auf das Gebiet bindet, in dem er alle \r\nsouveränen Rechte nach dem Völkerrecht ausübt. Dies gilt nicht für Gebiete über die \r\ner lediglich Hoheitsgewalt oder internationale Verantwortung hat, die aber nicht Teil \r\nseines souveränen Territoriums sind.14 Im Gegensatz zu den Gebieten, die in den \r\nEntscheidungen des Gerichtshofs eine Rolle spielen, gibt es in der AWZ keine \r\nBevölkerung mit besonderem politischen Status oder kolonial-historischen \r\nHintergründen, die vom Küstenstaat abgegrenzt werden müssten. Die AWZ stellt \r\nlediglich eine Erweiterung der wirtschaftlichen Rechte des Küstenstaats auf See dar \r\nund ist dabei keine geopolitische Einheit im Sinne eines Gebiets, das politisch oder \r\nkulturell abzutrennen ist. Die Entscheidungen des Gerichtshofs haben außerdem \r\ngemein, dass es sich um eine geopolitische Übergangssituation handelt, bei der eine \r\nendgültige politische Lösung zur rechtlichen Einordnung erwartet wird.15 Dies \r\nunterscheidet sich grundlegend von der AWZ, die nach internationalem Recht klar \r\ndefiniert ist und keinen territorialen Unsicherheiten unterliegt. Sie steht nicht im \r\nZentrum einer geopolitischen Auseinandersetzung, wodurch keine ungelösten \r\npolitischen Fragen auftreten, die den Status der AWZ betreffen. Die Existenz der \r\nAWZ, sowie die Rechte, die der Küstenstaat darin ausüben kann, sind völkerrechtlich \r\nunbestritten. \r\nSomit kann rechtlich nicht eindeutig festgestellt werden, dass die AWZ ein „Gebiet“ \r\nim Sinne des Zollrechts ist, dass sich außerhalb des Zollgebiets der Union befindet. \r\n \r\n12 Vgl. in diesem Sinne EuGH, Urteil v. 21. 12. 2016, C-104/16 [ECLI:EU:C:2016:973], Rat/Front Polisario, Rz. \r\n92 und 95; EuGH, Urteil v. 27. 2. 2018 C-266/16 [ECLI:EU:C:2018:118], Western Sahara Campaign UK, Rz. \r\n62 bis 64. \r\n13 EuGH, Urteil v. 21.12.2016, C-104/16, Rn. 23, 26; EuGH, Urteil v. 12.11.2019, C-2363/18, Rn. 33-37; EuGH, \r\nUrteil v. 27.02.2018, C-266/16, Rn. 56, 66f. mit Verweis auf 58, 72. \r\n14 Vgl. EuGH, Urteil v. 21.12.2016, C-104/16, Rn. 91f. und 95. \r\n15 Vgl. EuGH, Urteil v. 21.12.2016, C-104/16, Rn. 105. \r\nSeite 21 von 58\r\nDaher kann auch nicht ohne weiteres festgestellt werden, dass Strom, der in der AWZ \r\nerzeugt wird, in einem Drittland im Sinne der CBAM-VO erzeugt wird. Fest steht \r\nlediglich, dass die AWZ nicht Teil des Zollgebiets ist und Strom, der die Grenze des \r\nZollgebiets überschreitet, das Zollgebiet verlässt bzw. in das Zollgebiet gelangt. Fest \r\nsteht ferner, dass Strom, der im Zollgebiet erzeugt wird, nicht in einem Drittland \r\nerzeugt wird. \r\nZwischenergebnis: Diese Feststellungen sprechen in der Gesamtschau dafür, dass \r\nStrom, der in der AWZ erzeugt wurde, nicht dem Anwendungsbereich der CBAM-VO \r\nunterfällt. Nach Art. 2 Abs. 1 CBAM-VO setzt die Eröffnung des Anwendungsbereichs \r\ndie positive Feststellung voraus, dass die Waren ihren Ursprung in einem Drittland \r\ni.S. eines Gebiets außerhalb des Zollgebiets der Union haben. Kann nicht festgestellt \r\nwerden, dass die AWZ ein „Gebiet“ im zollrechtlichen Sinne ist, dann ist diese \r\nVoraussetzung nicht erfüllt und der Anwendungsbereich nicht eröffnet. \r\nMithin ist eine weitere Prüfung bereits an dieser Stelle nicht erforderlich. Gleichwohl \r\nwird nachfolgend die Annahme zugrunde gelegt, dass Strom, der in der AWZ erzeugt \r\nwird, in einem Gebiet im zollrechtlichen Sinne außerhalb des Zollgebiets der Union \r\nerzeugt wird, da sich die Frage nach der ursprungsrechtlichen Bewertung sonst gar \r\nnicht stellen würde. \r\n1.3.2 „Ursprung“ im Sinne der CBAM-VO \r\nFür die Bestimmung des Ursprungs verweist Art. 2 Abs. 5 CBAM-VO auf die \r\nVorschriften über den nichtpräferenziellen Ursprung von Waren gemäß Art. 59 UZK. \r\nDie Bestimmung des Tatbestandsmerkmals „Waren mit einem Ursprung im \r\nDrittland“ hat im Einklang mit diesen Vorschriften zu erfolgen. Art. 59 UZK verweist \r\nseinerseits auf die Vorschriften der Art. 60 und Art. 61 UZK. Die materiell-rechtlichen \r\nGrundregeln des handelspolitischen Ursprungs sind in Art. 60 UZK festgelegt, \r\nwährend sich Art. 61 UZK mit dem formellen Nachweis des Ursprungs und den \r\nFolgen der mangelnden Nachweisbarkeit befasst.16 Der hier maßgebliche \r\nArt. 60 UZK unterscheidet zwischen Waren, die in einem einzigen Land oder Gebiet \r\nvollständig gewonnen oder hergestellt worden sind (Abs. 1) und solchen, an deren \r\nHerstellung mehr als ein Land oder Gebiet beteiligt war (Abs. 2). Die Vorschriften der \r\nArt. 59 bis Art. 61 UZK werden durch die Art. 31 – 36 UZK-DA und die Art. 57 – 59 \r\nUZK-IA konkretisiert. Aufgrund der Verweisung in Art. 2 Abs. 5 CBAM-VO ist der \r\nUrsprung der Waren für die Zwecke des Art. 2 Abs. 1 CBAM-VO nach den genannten \r\nVorschriften zu bestimmen. \r\n \r\n16 Krenzler/Herrmann/Niestedt-Schumann, Art. 60 Rn. 1, Art. 61 Rn. 1ff; Witte-Stein, Art. 60 Rn. 2ff., Art. 61 \r\nRn. 1ff. \r\nSeite 22 von 58\r\n1.3.3 „Ursprung in einem Drittland“ im Sinne der CBAM-VO \r\nAus den Feststellungen unter 1.3.1 und 1.3.2 folgt nicht, dass der in der AWZ \r\nerzeugte Strom Ursprung in einem Drittland hat, selbst wenn die AWZ als „Drittland“ \r\ni.S.d. CBAM-VO anzusehen wäre. Zum einen weisen die Ursprungsregelungen des \r\nUZK in mehreren Fällen Waren, die außerhalb des Zollgebiets der Union erzeugt \r\nwurden, den Ursprung in der Union zu. Zum anderen kennt das Ursprungsrecht \r\nkeinen „Ursprung im Drittland“, sondern ordnet jeder Ware den Ursprung in einem \r\nbestimmten Land oder Gebiet zu. \r\nNach der Systematik des UZK hat jede Ware genau einen handelspolitischen \r\nUrsprung.17 Der rechtliche Status „ursprungslos“ ist dem Zollrecht fremd. Der \r\nhandelspolitische Ursprung einer Ware kann zwar tatsächlich unbekannt sein, nicht \r\njedoch rechtlich. Bei einem feststehenden Sachverhalt – wie im vorliegenden Fall – \r\nist eine Ware stets einer Volkswirtschaft eindeutig zuzuordnen. Das Ursprungsrecht \r\ndes UZK kennt weder „Waren ohne Ursprung“, noch „Waren mit Ursprung in der \r\nHohen See“ oder „Waren mit Ursprung in der AWZ“. Soweit im Ursprungsrecht von \r\neiner Ware mit Ursprung in einem Drittland die Rede ist, ist damit immer gemeint, \r\ndass die Ware ihren Ursprung in einem anderen Land oder Gebiet im Sinne eines \r\nStaates hat, der nicht Mitglied der Union ist.18 Gerade deshalb enthält Art. 31 UZK\u0002DA Vorschriften, nach denen Waren, die außerhalb von Staatsgebieten erzeugt \r\nwerden, einem Staat zugeordnet werden. \r\nSoweit der Strom im deutschen Küstenmeer oder im Staatsgebiet, einschließlich des \r\nKüstenmeeres anderer Mitgliedstaaten erzeugt wird, bereitet die \r\nUrsprungsbestimmung keine Probleme (hierzu 1.3.4 und 1.3.5). Problematisch \r\nund entscheidend ist jedoch die Frage, welcher handelspolitische Ursprung dem \r\nStrom zuzuweisen ist, der von Windkraftanlagen in der deutschen AWZ erzeugt wird, \r\nwenn – wie dargestellt – die ursprungsrechtliche Qualifikation als „Ursprung in der \r\nAWZ“ ausgeschlossen ist (hierzu 1.3.6). \r\n \r\n17 Krenzler/Herrmann/Niestedt-Schumann, Art. 59 Rn. 2; Witte-Stein, Art. 59 Rn. 2 ff. \r\n18 Dem steht es nicht entgegen, dass in dem sog. CBAM-Übergangsregister als Ursprung „QU Countries not \r\nspecified“ und andere Codes aus der „Nomenclature of countries and territories for the European statistics on \r\ninternational trade in goods” ausgewählt werden können. Dies mag der praktischen Erwägung geschuldet sein, \r\ndass der berichtspflichte Anmelder auch dann eine Eingabe tätigen können soll, wenn der Warenursprung \r\nunbekannt ist. Die in der Eingabemaske auswählbaren Codes dienen jedoch ausschließlich den Zwecken der\r\nAußenhandelsstatistik und haben keine ursprungsrechtliche Bedeutung. Die ebenfalls auswählbaren Codes QR \r\nund QS betreffen etwa die Lieferungen an Schiffe und Luftfahrzeuge innerhalb und außerhalb der Union und \r\nsind im vorliegenden Zusammenhang eindeutig ohne Relevanz. \r\nSeite 23 von 58\r\n1.3.4 Ursprung von Strom aus dem Küstenmeer \r\nWindenergieanlagen innerhalb der 12-Seemeilen-Zone stellen ihren Strom nach Art. \r\n3 Nr. 7 CBAM-VO i.V.m. Art. 3 Nr. 6 CBAM-VO im Zollgebiet der Union her und \r\ndamit nicht in einem Drittland im Sinne des Art. 3 Nr. 7 CBAM-VO. \r\nNach den Regeln zum handelspolitischen Warenursprung handelt es sich bei diesem \r\nStrom um Waren mit Ursprung in der Union. Nach Art. 59 i.V.m. Art. 60 Abs. 1 UZK \r\nhaben Waren ihren Ursprung in dem Land oder Gebiet, in dem sie vollständig \r\nhergestellt worden sind. Die besonderen Ursprungsvorschriften des Art. 31 lit. f) bis \r\nh) UZK-DA sind auf Erzeugnisse, die in den Küstenmeeren hergestellt wurden, nicht \r\nanwendbar, sondern nur auf „außerhalb von Hoheitsgewässern“ gewonnene \r\nMeereserzeugnisse. \r\nDer Begriff „Hoheitsgewässer“ wird im Zollrecht der EU nicht definiert. Er kommt \r\ndort allerdings synonym für das Küstenmeer zur Anwendung.19 Auch nach dem \r\nallgemeinen Sprachgebrauch wird unter Hoheitsgewässern das Küstenmeer \r\ninnerhalb der 12-Seemeilen-Zone verstanden.20\r\nRechtlich bestehen daher keine Zweifel, dass Strom, der innerhalb der deutschen 12-\r\nSeemeilen-Zone hergestellt wird, deutschen Ursprung hat. Dieser Strom fällt \r\nzweifelsfrei nicht in den Anwendungsbereich der CBAM-VO. \r\n1.3.5 Ursprung von Strom aus Interkonnektoren \r\nAuch hinsichtlich des Stroms, der über Interkonnektoren aus anderen Staaten wie \r\nDänemark (Kontek), Norwegen (NordLink) und Schweden (Baltic Cable) nach \r\nDeutschland transportiert wird, ergibt sich aus Art. 31 lit. a) UZK-DA ein eindeutiger \r\nWarenursprung, soweit der transportierte Strom an Land oder im Küstenmeer von \r\nDänemark und Schweden und Norwegen erzeugt wurde. \r\nFür Stromübertragungen aus Schweden und Dänemark kommt die CBAM-VO gemäß \r\nArt. 2 Abs. 1 nicht zur Anwendung, da es sich um Strom mit Ursprung in einem \r\nMitgliedstaat der Union handelt. Für Strom aus Norwegen gilt die CBAM-VO gemäß \r\nArt. 2 Abs. 4 i.V.m. Anhang III Nr. 1 CBAM-VO nicht. Die Ausnahme nach Art. 2 \r\nAbs. 4 CBAM-VO gilt für alle Waren, aus den Ländern, die in Anhang III Nr. 1 CBAM\u0002VO gelistet sind. Es ist daher unschädlich, dass Norwegen nicht (auch) in Anhang III \r\nNr. 2 CBAM-VO gelistet ist. In diesem Anhang werden Länder oder Gebiete gelistet, \r\n \r\n19 Siehe beispielsweise Art. 135 Abs. 6 UZK, der in der deutschen Fassung den Begriff Hoheitsgewässer verwendet \r\nsowie Art. 4 und Art. 208 UZK, in denen der Begriff “Küstenmeer” verwendet wird. In der englischen \r\nSprachfassung kommt in allen genannten Normen gleichermaßen der Begriff „territorial waters“ bzw. \r\n„territorial sea“ zur Anwendung. \r\n20 Siehe als Beleg für den allgemeinen Sprachgebrauch: https://de.wikipedia.org/wiki/Küstenmeer (Stand:\r\n26.09.2024). \r\nSeite 24 von 58\r\nderen Strommarkt durch Marktkopplung in dem Elektrizitätsbinnenmarkt der Union \r\nintegriert ist, ohne dass bisher ein vollständiger Gleichlauf mit dem EU\u0002Emissionshandelssystem erfolgt ist.21\r\nAuch Dänemark, Schweden und Norwegen erzeugen Strom durch Windkraftanlagen \r\nin ihren AWZ. Hinsichtlich der Bestimmung des handelspolitischen Ursprungs dieses \r\nStroms stellen sich dieselben Fragen wie bei der Erzeugung von Strom in den \r\ndeutschen AWZ. \r\n1.3.6 Ursprung von Strom aus der AWZ \r\nZu prüfen bleibt daher, welcher handelspolitische Ursprung Strom zuzuweisen ist, \r\nder außerhalb des Küstenmeeres in der AWZ erzeugt wurde. Die Rechtslage ist \r\ninsoweit nicht eindeutig. Es gibt weder in der CBAM-VO noch im UZK eine \r\nausdrückliche Regelung zum Ursprung von Strom aus der AWZ. \r\nMit Blick auf die Durchführungsvorschriften zum handelspolitischen Ursprung ist \r\nfestzuhalten, dass der handelspolitische Ursprung von Waren, die im, unter oder über \r\ndem Meer gewonnen werden, nur fragmentarisch geregelt ist und sich an den in der \r\nVergangenheit üblichen wirtschaftlichen Nutzungsmöglichkeiten der Seegebiete \r\norientiert. So enthält Art. 31 lit. f) UZK-DA Regelungen zu Fischereierzeugnissen aus \r\ndem Meer, Art. 31 lit. g) UZK-DA Regelungen zu Erzeugnissen von Fabrikschiffen \r\nund Art. 31 lit. h) UZK-DA Regelungen zu Erzeugnissen aus dem Meeresboden oder \r\nMeeresuntergrund. \r\n1.3.6.1 In der AWZ erzeugter Strom als Ware im Sinne des Art. 31 lit. h) UZK-DA \r\nZu prüfen ist, ob in der AWZ erzeugter Strom vom Anwendungsbereich des Art. 31 \r\nlit. h) UZK-DA erfasst ist und dem Strom ein eindeutiger handelspolitischer \r\nUrsprung in der Union zugeordnet werden kann. \r\nIn Vorschrift lautet:\r\nArtikel 31 – In einem einzigen Land oder Gebiet vollständig \r\ngewonnene oder hergestellte Waren (Art. 60 Abs. 1 des Zollkodex)\r\nAls Waren, die in einem einzigen Land oder Gebiet vollständig \r\ngewonnen oder hergestellt worden sind, gelten:\r\n...\r\n \r\n21 Bei einer vollständigen Verknüpfung der Emissionshandelssysteme des Drittlands und der EU wäre dieses \r\ngemäß Art. 2 Abs. 6 CBAM-VO in Anhang III Nr. 1 CBAM-VO aufzunehmen. \r\nSeite 25 von 58\r\nh) aus dem Meeresboden oder Meeresuntergrund außerhalb von \r\nHoheitsgewässern gewonnene Erzeugnisse, sofern dieses Land \r\noder Gebiet zum Zwecke der Nutzbarmachung \r\nAusschließlichkeitsrechte über diesen Meeresboden oder \r\nMeeresuntergrund ausübt.\r\nIn der deutschen AWZ in Nord- und Ostsee übt die Bundesrepublik Deutschland \r\nAusschließlichkeitsrechte aus.22 Erzeugnisse, die aus dem Meeresboden oder \r\nMeeresuntergrund gewonnen wurden, beispielsweise Erdöl und Erdgas, haben damit \r\neindeutig deutschen Ursprung bzw. Ursprung in der Union. \r\nArt. 31 lit. h) UZK-DA spricht wörtlich von „Meeresboden oder Meeresuntergrund“. \r\nJedoch sind diverse wirtschaftliche Tätigkeiten denkbar, die ortsgebunden in der \r\nAWZ oberhalb des Meeresbodens stattfinden können und mit denen Waren \r\nhergestellt werden, beispielsweise Salz aus schwimmenden \r\nMeerwasserentsalzungsanlagen23, Wasserstoff aus Elektrolyseuren auf dem Meer24\r\noder der Anbau von Seegras und Seealgen in der Nordsee25. Auch diesen Waren muss, \r\ngenauso wie dem elektrischen Strom, ein handelspolitischer Warenursprung \r\nzugewiesen sein. \r\nDaher stellt sich die Frage, ob die Vorschrift dergestalt auszulegen ist, dass sie alle \r\nWaren umfasst, die von ortsgebunden Anlagen in der AWZ erzeugt wurden. \r\n1.3.6.1.1 Auslegungsgrundsätze \r\nDie Auslegung von unionsrechtlichen Vorschriften richtet sich dabei allein nach den \r\nVorgaben des Gerichtshofs. Auf dogmatische Konzepte nach dem deutschen Recht \r\nkann nicht zurückgegriffen werden.26 Nach ständiger Rechtsprechung des \r\nGerichtshofs sind für die Auslegung einer Vorschrift des Unionsrechts nicht nur ihr \r\nWortlaut, sondern auch ihr Zusammenhang und die Ziele zu berücksichtigen, die mit \r\nder Regelung, zu der sie gehört, verfolgt werden.27 Dabei kommt nach der \r\nRechtsprechung des Gerichtshofs insbesondere der Wortlautauslegung eine andere \r\nBedeutung zu als nach deutschem Recht. Gemäß der Rechtsprechung des \r\nGerichtshofs ist zunächst der „üblichen Sinn“ und die allgemeine Bedeutung des \r\n \r\n22 Dies ergibt sich insb. aus Art. 56 Abs. 1 SRÜ, der dem Küstenstaat souveräne Rechte zur Nutzung der \r\nRessourcen und wirtschaftlichen Aktivitäten zuweist; darüber hinaus erteilt Art. 60 Abs. 1 SRÜ dem \r\nKüstenstaat die ausschließliche Befugnis zur Errichtung und Nutzung von Anlagen. \r\n23 Siehe Schwimmende Entsalzungsanlagen decken Energiebedarf aus Wellenbewegung, \r\nhttps://www.weltderphysik.de/gebiet/technik/nachrichten/2006/schwimmende-entsalzungsanlagen\u0002decken-energiebedarf-aus-wellenbewegung/ (Stand: 30.09.2024). \r\n24 Siehe beispielsweise das deutsche Projekt H2Mare: https://www.wasserstoff\u0002leitprojekte.de/leitprojekte/h2mare (Stand: 26.09.2024). \r\n25 Siehe beispielsweise: Our Approach | The Seaweed Company | Capturing the value of seaweed, \r\nhttps://www.theseaweedcompany.com/ (Stand: 26.09.2024). \r\n26 EuGH, Urteil v. 22.02.2022, C-430/21, [ECLI:EU:C:2022:99], RS (Effet des arrêts d’une cour \r\nconstitutionnelle), Rn. 48-52; Grabitz/Hilf/Nettesheim-Mayer, Art. 19 EUV Rn. 48. \r\n27 Zuletzt EuGH, Urteil v. 22. 02.2024, C-85/23, [ECLI:EU:C:2024:161], Landkreis Jerichower Land/A., Rn. 30. \r\nSeite 26 von 58\r\nWortes maßgeblich.28 Damit wird dem Umstand Rechnung getragen, dass das \r\nUnionsrecht in allen Amtssprachen der Union gleichermaßen verbindlich ist, die \r\nRechtsauslegung jedoch trotz begrifflicher Nuancen einheitlich erfolgen muss. \r\nDementsprechend führt der Gerichtshof die aus den Mitgliedstaaten bekannte \r\nVorgehensweise einer fachsprachlichen Untersuchung des Wortlauts nur selten \r\ndurch und stellt regelmäßig auch in Bezug auf Begriffe, die einen eindeutigen \r\nfachsprachlichen Kontext aufweisen, ausdrücklich nur auf das allgemeine \r\nVerständnis ab.29\r\nDeutlich bedeutsamer als die Wortlautauslegung ist in der Rechtsprechung des \r\nGerichtshofs die Ermittlung von Sinn und Zweck einer einzelnen Bestimmung oder \r\ndes gesamten Rechtaktes, unter Beachtung des übergeordneten Grundsatzes, dass \r\ndas Unionsrecht effektiv sein muss („effet utile“).30 Eine maßgebliche Rolle bei der \r\nErforschung von Sinn und Zweck spielen die Erwägungsgründe zu einem Rechtsakt \r\n(Art. 296 Abs. 2 AEUV).31 Zudem können die vorab veröffentlichten \r\nKommissionsvorschläge und Stellungnahmen des Parlaments im Rahmen von \r\nGesetzgebungsverfahren zur Auslegung von Vorschriften durch den Gerichtshof \r\nherangezogen werden. Im Gegensatz zu den Erwägungsgründen werden sie nicht \r\nzum Bestandteil eines Rechtsaktes, ermöglichen jedoch eine historisch-informierte \r\nErforschung von Sinn und Zweck einer Regelung.32 \r\nDarüber hinaus ist nach den Worten des Gerichtshofs systematisch „jede Vorschrift \r\ndes Gemeinschaftsrechts in ihrem Zusammenhang zu sehen und im Lichte des \r\ngesamten Gemeinschaftsrechts auszulegen.“33 Bei der Verwendung \r\nnormsystematischer Argumente bezieht sich der Gerichtshof auf die übrigen \r\n \r\n28 EuGH, Urteil vom 21.12.1954, C-1/54, [ECLI:EU:C:1954:7], Frankreich/Hohe Behörde, Rn. 27; EuGH, Urteil \r\nv. 27.09.1989, C-37/88, [ECLI:EU:C:1989:348], Rheinkrone-Kraftfutterwerk/Hauptzollamt Hamburg-Jonas, \r\nRn. 13. \r\n29 Vgl. lediglich EuGH, Urteil v. 17. 12.1959, C-14/59, [ECLI:EU:C:1959:31], Société des fonderies de Pont-à\u0002Mousson/Hohe Behörde, Rn. 488. \r\n30 Vgl. bspw. EuGH, Urteil v. 08.05.2008, verb. C-5/06 und C-23/06 bis C-36/06, [ECLI:EU:C:2008:260], \r\nZuckerfabrik Jülich AG ./. Hauptzollamt Aachen und Saint Louis Sucre SNC u. a. ./. Directeur général des \r\ndouanes et droits indirects u. a., I-3231, 3288; EuGH, Urteil v. 26.06.2003, C-334/01, [ECLI:EU:C:2003:378], \r\nGlencore Grain Rotterdam BV gegen Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung, I-6769, 6812; EuGH, \r\nUrteil v. 16.02.1995, C-425/93, [ECLI:EU:C:1995:37], Calle Grenzshop Andresen GmbH & Co. KG ./. \r\nAllgemeine Ortskrankenkasse für den Kreis Schleswig-Flensburg, I-269; EuGH, Urteil v. 08.06.1995, C\u0002389/93, [ECLI:EU:C:1995:174], Anton Dürbeck GmbH ./. Bundesamt für Ernährung und Forstwissenschaft, \r\nI-1509, 1537, 1541; EuGH, Urteil v. 21.01.1993, C-308/90, [ECLI:EU:C:1990:448], Advanced Nuclear Fuels\r\nGmbH ./.Kommission, Rn. 359; EuGH, Urteil v. 08.04.1976, 48/75, [ECLI:EU:C:1976:57], Jean Noël Royer, \r\nRn. 497, 517; EuGH, Urteil v. 06.10.1970, 9/70, [ECLI:EU:C:1970:78], Franz Grad ./. Finanzamt Traunstein, \r\nRn. 825, 838. \r\n31 Vgl. EuGH, Urteil v. 21.09.2010, C-514/07 P, C-528/07 P und C-532/07 P [ECLI:EU:C:2010:541], Schweden \r\n./. Association de la presse internationale ASBL (API) und Kommission u. a., Rn. 68; EuGH, Urteil v. \r\n29.04.2010, C-446/08, [ECLI:EU:C:2010:233], Solgar Vitamin’s France u. a. ./. Ministre de l’Économie, des \r\nFinances et de l’Emploi u. a., Rn. 31 u. 51ff.; EuGH, Urteil v. 24.06.2010, C-375/08, [ECLI:EU:C:2010:365], \r\nLuigi Pontini u. a., Rn. 72 ff. \r\n32 Vgl. EuGH, Urteil v. 10. 03.2005, C-336/03, [ECLI:EU:C:2005:150], easyCar/Office of Fair Trading, I-1947, \r\nRn. 20f. \r\n33 Vgl. EuGH, Urteil v. 6.10.1982, C-283/81, [ECLI:EU:C1982:335], CILFIT/Ministero della Sanità, Rn. 20; \r\nähnlich EuGH, Urteil v. 15.06.1978, C-149/77, [ECLI:EU:C:1978:130], Defrenne/Sabena, Rn. 12ff.; EuGH, \r\nUrteil v. 4.04.1974, C-167/73, [ECLI:EU:1974:35], Kommission/Frankreich, S. 369f. \r\nSeite 27 von 58\r\nBestimmungen des in Frage stehenden Rechtsaktes, auf andere Rechtsakte zu \r\nähnlichen Rechtsfragen sowie auf das Unionsrecht als solches.34 Unzulässig ist \r\nhingegen aufgrund des Anwendungsvorrangs des Unionsrecht ein systematischer \r\nRückgriff auf nationale Regelungen (mit Ausnahme der gemeinsamen \r\nVerfassungsüberlieferungen der Mitgliedstaaten; Art. 6 Abs. 3 EUV).35\r\n1.3.6.1.2 Auslegung des Art. 31 lit. h) UZK-DA \r\nFraglich ist, ob nach diesen Auslegungsgrundsätzen die Formulierung „aus dem \r\nMeeresboden oder Meeresuntergrund“ auch den durch ortsfeste Offshore\u0002Windenergieanlagen erzeugten Strom umfassen kann. \r\nNach dem allgemeinen Sprachgebrauch sind Meeresboden und Meeresgrund nicht \r\nmit dem Meer, Meerwasser oder dem Luftraum über dem Meer gleichzusetzen. \r\nInsoweit spräche die Auslegung anhand der üblichen Bedeutung dagegen, allen \r\nWaren den Ursprung des Küstenstaats zuzuweisen, wenn sie in ortsfesten Anlagen in \r\nder AWZ hergestellt wurden. Auch andere Sprachfassungen legen ein solches \r\nVerständnis nicht unmittelbar nahe. So spricht die englische Sprachfassung von \r\n„products taken from the seabed or subsoil“, die niederländische von „producten \r\ngewonnen uit de buiten de territoriale wateren gelegen zeebodem of de ondergrond \r\nervan“ und die französische von „les produits extraits du sol ou du sous-sol marin \r\nsitué hors des eaux territoriales“. Alle Fassungen beziehen sich gleichermaßen auf \r\nden Boden des Meeres und nicht die darüber liegenden Wasser- oder Luftsäulen. \r\nAus der Entwicklung des Art. 31 lit. h) UZK-DA und dessen Vorgängerregelungen \r\nlässt sich jedoch ableiten, dass mit der Formulierung ursprünglich jede – damals \r\nvorstellbare – wirtschaftliche Ausbeute des Meeresgebietes erfasst sein sollte, die \r\nnicht Fischerei war. Für die Fischerei gab es seit jeher eine Sonderregelung zur \r\nFestlegung des Warenursprungs, die an das Fangschiff anknüpft. Für sonstige \r\nErzeugnisse, die nicht durch Schiffe der Seefischerei gewonnen wurden, gab es \r\nbereits seit 1968 eine separate Regelung, die sich an den damals denkbaren \r\nwirtschaftlichen Nutzungsmöglichkeiten des Meeres, insbesondere der Erdöl- und \r\nErdgasförderung orientierte. So lautete Artikel 4 der Verordnung (EWG) \r\nNr. 802/6836 über die gemeinsamen Begriffsbestimmungen für den Warenursprung \r\naus dem Jahr 1968: \r\n \r\n34 So etwa in EuGH, Urteil v. 3.12.2009, C-433/08, [ECLI:EU:C:2009:750], Yaesu Europe BV/Bundeszentralamt \r\nfür Steuern, Rn. 26f; vgl. etwa EuGH, Urteil v. 27.01.1987, C-275/85, [ECLI:EU:C:1987:37], \r\nKommission/Italien, Rn. 8; EuGH, Urteil v. 19.06.1979, C-180/78, [ECLI:EU:C:1979:156], Brouwer\u0002Kaune/Bestuur van de Bedrijfsvereniging voor hat Kledingbedrijf, Rn. 6ff. \r\n35 Vgl. EuGH, Urteil v. 15.07.1964, C-6/64, [ECLI:EU:C:1964:66], Costa/E.N.E.L, Rn. 1270; von der \r\nGroeben/Schwarze/Hatje-Walter/Obwexer, Art. 4 EUV, Rn. 112.\r\n36 Verordnung (EWG) Nr. 802/68 des Rates vom 27. 06.1968 über die gemeinsame Begriffsbestimmung für den\r\nWarenursprung, ABl. EG 1968 L 148, 1-5. \r\nSeite 28 von 58\r\nArtikel 4 \r\n(1) Waren, die vollständig in einem Land gewonnen oder \r\nhergestellt worden sind, haben ihren Ursprung in diesem Land. \r\n(2) als vollständig in einem Land gewonnene oder hergestellte \r\nWaren gelten: \r\na) mineralische Stoffe, die im Gebiet dieses Landes gewonnen \r\nworden sind; \r\n[...] \r\nf) Erzeugnisse der Seefischerei und andere Meereserzeugnisse, die \r\nvon Schiffen aus gefangen worden sind, die in diesem Land ins \r\nSchiffsregister eingetragen oder angemeldet sind und die die \r\nFlagge dieses Landes führen; \r\ng) Waren, die an Bord von Fabrikschiffen aus unter Buchstabe f) \r\ngenannten Erzeugnissen hergestellt worden sind, die ihren \r\nUrsprung in diesem Land haben, sofern die Fabrikschiffe in \r\ndiesem Land ins Schiffsregister eingetragen oder angemeldet sind \r\nund die Flagge dieses Landes führen; \r\nh) Erzeugnisse, die aus dem Meeresboden ausserhalb der \r\nHoheitsgewässer gewonnen worden sind, sofern dieses Land zum \r\nZweck der Nutzbarmachung Ausschliesslichkeitsrechte über \r\ndiesen Teil des Meeresbodens ausübt; \r\nDie Regelungen des nicht-präferenziellen und des präferenziellen Warenursprungs \r\nwaren seinerzeit noch auf viele unterschiedliche Rechtsakte verteilt. Für die \r\nBestimmung des präferenziellen Warenursprungs im Zusammenhang mit der \r\nNutzung von Präferenzzollsätzen verwendete bereits Artikel 2 der Verordnung \r\n(EWG) Nr. 693/88 eine im Detail abweichende Formulierung: \r\nArtikel 2 \r\nIm Sinne von Artikel 1 Absatz 1 Buchstabe a) gelten als in einem \r\nbegünstigten Land \"vollständig erzeugt\": \r\na) mineralische Waren, die in diesem Land aus dem Boden oder \r\ndem Meeresgrund gewonnen worden sind; \r\n[...] \r\nf) Waren der Seefischerei und andere auf der See von Schiffen \r\ndieses Landes gewonnene Waren; \r\nSeite 29 von 58\r\ng) Waren, die an Bord von Fabrikschiffen dieses Landes \r\nausschließlich aus den unter Buchstabe f) genannten Waren \r\nhergestellt worden sind; \r\n[...] \r\nDie heutige Nachfolgeregelung dieser Vorschrift findet sich in Art. 44 UZK-DA und \r\nlautet: \r\nArtikel 44 - Vollständig gewonnene oder hergestellte Erzeugnisse \r\n(Art. 64 Abs. 3 des Zollkodex) \r\n(1) Als in einem begünstigten Land vollständig gewonnen oder \r\nhergestellt gelten: \r\na) dort aus dem Boden oder dem Meeresgrund gewonnene \r\nmineralische Erzeugnisse \r\n[...] \r\nl) aus dem Meeresboden oder Meeresuntergrund außerhalb \r\nvon Küstenmeereng gewonnene Erzeugnisse, sofern das\r\nbegünstigte Land zum Zwecke der Nutzbarmachung \r\nAusschließlichkeitsrechte über diesen Teil des Meeresbodens oder \r\nMeeresuntergrunds ausübt. \r\nAus der systematischen Zusammenschau dieser Regelungen wird erkennbar, dass \r\nder Verordnungsgeber 1968 und auch noch im Jahr 1988 bei Erzeugnissen aus dem \r\nMeeresgrund vor allem an mineralische Erzeugnisse dachte (allen voran Erdöl und \r\nErdgas). Zugleich wird aber ebenso deutlich, dass die Förderung von Bodenschätzen \r\naus dem Küstenmeer immer deren (präferenziellen und handelspolitischen) \r\nUrsprung in dem jeweiligen Küstenstaat haben soll und dass diese Logik erkennbar \r\nauch auf die entsprechenden Erzeugnisse aus der AWZ erweitert werden sollte. \r\nDaraus lässt sich schließen, dass der Wortlaut lediglich aus historischen Gründen auf \r\nden Meeresboden und Meeresuntergrund beschränkt ist, da es außer der Fischerei in \r\nden 1960er Jahren keine wesentlichen wirtschaftlichen Aktivitäten gab, die in den \r\nGewässern oder im Luftraum über den Gewässern hätten stattfinden können. \r\nDieser Logik folgend, wurden die entsprechenden Regelungen nur noch geringfügig \r\nangepasst. Im späteren Zollkodex aus dem Jahre 1992 verwendete der \r\nVerordnungsgeber in Art. 23 ZK folgende Formulierung bei der Bestimmung des \r\nhandelspolitischen Warenursprungs: \r\nArtikel 23 \r\n(1) Ursprungswaren eines Landes sind Waren, die vollständig in \r\ndiesem Land gewonnen oder hergestellt worden sind. \r\nSeite 30 von 58\r\n(2) Vollständig in einem Land gewonnene oder hergestellte Waren \r\nsind: \r\na) mineralische Stoffe, die in diesem Land gewonnen worden sind; \r\n[...] \r\nf) Erzeugnisse der Seefischerei und andere Meereserzeugnisse, die \r\nausserhalb des Küstenmeeres eines Landes von Schiffen aus \r\ngefangen worden sind, die in diesem Land ins Schiffsregister \r\neingetragen oder angemeldet sind und die Flagge dieses Landes \r\nführen; \r\ng) Waren, die an Bord von Fabrikschiffen aus unter Buchstabe f) \r\ngenannten Erzeugnissen hergestellt worden sind, die ihren \r\nUrsprung in diesem Land haben, sofern die Fabrikschiffe in \r\ndiesem Land ins Schiffsregister eingetragen oder angemeldet sind \r\nund die Flagge dieses Landes führen; \r\nh) Erzeugnisse, die aus dem Meeresgrund oder \r\nMeeresuntergrund ausserhalb des Küstenmeeres gewonnen \r\nworden sind, sofern dieses Land ausschließliche Nutzungsrechte \r\nfür diesen Meeresgrund oder -untergrund besitzt; \r\nDie Ergänzung „Meeresuntergrund“ wird in den Erwägungsgründen nicht erläutert. \r\nDie unionsrechtlich gefundene Formulierung wurde seit den 1960er Jahren im \r\nWesentlichen unverändert fortgeführt, obwohl sich die völkerrechtliche Lage \r\ndurchaus veränderte. \r\nVon Bedeutung ist, dass die Regelungen zum Warenursprung von aus dem \r\nMeeresgrund oder Meeresuntergrund gewonnenen Erzeugnissen erkennbar in einem \r\nengen Zusammenhang mit den Entwicklungen des Seevölkerrechts stehen und sich \r\nan diesen orientieren. Die Genfer Seerechtskonventionen vom 29. April 195837\r\nkannte zwar noch keine ausschließlichen Wirtschaftszonen. Das Internationale \r\nÜbereinkommen über den Festlandsockel38 enthielt aber bereits folgende \r\nRegelungen: \r\nArtikel 1 \r\nIm Sinne dieser Artikel bezeichnet der Ausdruck «Festlandsockel» \r\na. den Meeresgrund und den Meeresuntergrund der an die \r\nKüste grenzenden Unterwasserzonen ausserhalb des \r\nKüstenmeeres bis zu einer Tiefe von 200 Metern oder darüber \r\nhinaus, soweit die Tiefe des darüber befindlichen Wassers die \r\nAusbeutung der natürlichen Reichtümer dieser Zonen gestattet; b. \r\n \r\n37 Vgl. Convention on the Territorial Sea and the Contiguous Zone, 29 April 1958, entered into force on 10 \r\nSeptember 1964, United Nations, Treaty Series, vol. 516, p. 205. \r\n38 Convention on the Continental Shelf, 29 April 1958, entered into force on 10 June 1964, United Nations, Treaty \r\nSeries, vol. 499, p. 311. \r\nSeite 31 von 58\r\nden Meeresgrund und den Meeresuntergrund der \r\nentsprechenden an die Küste von Inseln grenzenden \r\nUnterwasserzonen. \r\nArtikel 2 \r\n1. Der Küstenstaat übt die Erforschung des Festlandsockels und \r\nfür die Ausbeutung seiner natürlichen Reichtümer Hoheitsrechte \r\nüber denselben aus.\r\n[...] \r\n4. Die in diesen Artikeln erwähnten natürlichen Reichtümer \r\numfassen Mineralien und sonstige anorganische \r\nBodenschätze des Meeresgrundes und des Meeresuntergrundes \r\nsowie sesshafte Lebewesen, das heisst solche, die während des \r\nStadiums, in dem sie gefischt werden können, entweder \r\nunbeweglich auf oder unter dem Meeresgrund verbleiben oder \r\nsich nicht ohne ständige körperliche Berührung mit dem \r\nMeeresgrund oder dem Meeresuntergrund fortbewegen können. \r\nArtikel 3 \r\nDie Rechte des Küstenstaates an dem Festlandsockel berühren \r\nweder die Rechtsstellung der darüber befindlichen Gewässer als \r\nHohe See noch die Rechtsstellung des Luftraums über diesen \r\nGewässern. \r\nDer Verordnungsgeber zielte für die Ursprungsregeln auf einen Gleichlauf zwischen \r\nden ausschließlichen Nutzungsrechten nach dem internationalen Seerecht und den \r\nUrsprungsregeln ab. Zum Zeitpunkt der Verabschiedung des Internationalen \r\nÜbereinkommens über den Festlandsockel gab es noch keine relevante \r\nwirtschaftliche Nutzung von Windenergie auf See. Der weltweit erste Windpark im \r\nMeeresgebiet wurde in dänischen Gewässern im Jahr 1987 geplant und war 1991 \r\noperabel.39 Das Seevölkerrecht von 1958 und die Ursprungsregelungen der EWG von \r\n1968 konnten diese Art der wirtschaftlichen Ausbeutung der Meere nicht \r\nantizipieren. Vor diesem Hintergrund war es 1958 hinreichend, in Artikel 3 \r\nfestzulegen, dass die Ausbeutung von Mineralien, anorganischen Bodenschätzen und \r\nsesshaften Lebewesen keine Auswirkungen auf die Nutzung der Gewässer und der \r\nLuft als internationale Gewässer hatte. \r\n \r\n39 Örsted: 30 Jahre Offshore-Windenergie. Von Dänemark in die ganze Welt, 08.09.2021, (https://orsted.de/ \r\n(Stand: 26.09.2024)); Spiegel: Dänemark legt Dutzende Offshore-Windkraftprojekte auf Eis. Möglicher \r\nKonflikt mit EU-Beihilferegeln, 09.02.2023, https://www.spiegel.de/wirtschaft/unternehmen/daenemark\u0002legt-dutzende-offshore-windkraft-projekte-wegen-eu-beihilferegeln-auf-eis-a-9208999a-629f-4ca6-8cab\u0002b7994c290499 (Stand: 26.09.2024). \r\nSeite 32 von 58\r\nDie Nutzung der Windenergie auf See wurde jedoch beim Abschluss des heute noch \r\ngeltenden SRÜ berücksichtigt, das die Genfer Seerechtskonventionen ersetzt. Bereits \r\nin seiner ursprünglichen Fassung von 1982 regelt es: \r\nArtikel 56 – Rechte, Hoheitsbefugnisse und Pflichten des \r\nKüstenstaats in der ausschließlichen Wirtschaftszone \r\n(1) In der ausschließlichen Wirtschaftszone hat der Küstenstaat \r\n(a) Souveräne Rechte zum Zweck der Erforschung und \r\nAusbeutung, Erhaltung und Bewirtschaftung der lebenden und \r\nnicht-lebenden natürlichen Ressourcen der Gewässer über dem \r\nMeeresboden, des Meeresbodens und seines Untergrunds\r\nsowie hinsichtlich anderer Tätigkeiten zur wirtschaftlichen \r\nErforschung und Ausbeutung der Zone wie der \r\nEnergieerzeugung aus Wasser, Strömung und Wind; \r\nDiese Regelung besteht bis heute fort.40 Eine Änderung der Vorschriften des \r\nUrsprungsrechts, die diese Entwicklung nachvollzieht, hat in der Neufassung des \r\nZollrechts der Union durch den UZK und den UZK-DA nicht stattgefunden. Vielmehr \r\nist der Wortlaut der Regelungen auf dem Stand des Internationalen \r\nÜbereinkommens über den Festlandsockel verblieben. \r\nDass die Anpassung der Vorschriften bisher nicht vorgenommen wurde, mag auch \r\nmit dem Umstand zusammenhängen, dass eine völkerrechtlich verbindliche \r\nEinigung auf Ursprungsregeln trotz der Bemühungen der Welthandelsorganisation \r\nbis heute nicht zustande gekommen ist. Das WTO Agreement on Rules of Origin von \r\n199441 regelt inhaltlich keine Ursprungsregeln, sondern lediglich ein \r\nArbeitsprogramm, um derartige Regeln zu entwickeln. Allerdings ist aus Artikel 9 des \r\nWTO Agreement on Rules of Origin erkennbar, dass sich die Unterzeichnerstaaten \r\nzumindest insoweit einigen konnten, dass jede Ware einen klaren Ursprung haben \r\nsoll.42 Bis heute hat dennoch nur rund ein Drittel aller WTO Mitglieder Regelungen \r\nzum nicht-präferenziellen Warenursprung getroffen.43\r\nAus den vorstehenden Ausführungen ergibt sich, dass das Ursprungsrecht das Ziel \r\nverfolgt, jeder Ware einen eindeutigen Ursprung zuzuordnen. Dabei muss die \r\nZuordnung an ein Land oder Gebiet im Sinne eines Staatsgebiets erfolgen. Die \r\n \r\n40 Art. 56 Abs. 1 SRÜ. \r\n41 Übereinkommen über die Ursprungsregeln; gebilligt mit dem Beschluss 94/800/EG des Rates vom 22.12.1994 \r\nüber den Abschluss der Übereinkünfte im Rahmen der multilateralen Verhandlungen der Uruguay-Runde \r\n(1986-1994) im Namen der Europäischen Gemeinschaft in Bezug auf die in ihre Zuständigkeiten fallenden \r\nBereiche, Amtsblatt Nr. L 336 vom 23/12/1994 S.0001-0002. \r\n42 Siehe Art. 9 (1) WTO Agreement on Rules of Origin: ” 1. With the objectives of harmonizing rules of origin and, \r\ninter alia, providing more certainty in the conduct of world trade, the Ministerial Conference shall undertake \r\nthe work programme set out below in conjunction with the CCC, on the basis of the following principles.” \r\n43 World Customs Organization: WCO Origin Compendium. https://www.wcoomd.org/-\r\n/media/wco/public/global/pdf/topics/origin/instruments-and-tools/guidelines/origin_compendium.pdf, \r\nVersion 1.0 v. 15. Mai 2017, S. 9. \r\nSeite 33 von 58\r\nZuordnung erfolgt – allgemein gesprochen – zu einer bestimmten Volkswirtschaft. \r\nFür Waren, die auf Hoher See oder in der AWZ erzeugt werden, fehlt es an dieser \r\nZuordnung, da weder die Hohe See noch die AWZ einem Staatsgebiet zugeordnet ist. \r\nArt. 31 UZK-DA enthält darum Regeln, mit denen Waren, die auf Hoher See oder in \r\nder AWZ erzeugt wurden, einem Staat eindeutig zugeordnet werden. Art. 31 lit. h) \r\nUZK-DA wählt als Anknüpfungspunkt für diese Zuordnung die ausschließlichen \r\nRechte, die ein Staat in der AWZ ausübt. Die historische Analyse zeigt, dass die \r\nRegelungen im Laufe der Zeit an die tatsächlichen Möglichkeiten der Erzeugung von \r\nWaren in der AWZ angepasst wurden und zwar im Gleichklang mit den Vorschriften \r\ndes SRÜ zur Beschreibung der ausschließlichen Rechte der Staaten in der AWZ. \r\nDaher liegt es nahe, die Vorschriften über die Zuordnung von Waren, die in der AWZ \r\nerzeugt wurden, so auszulegen, dass diese alle Waren erfassen, die der Staat in \r\nAusübung seiner ihm nach dem SRÜ zugeordneten ausschließlichen Rechte in der \r\nAWZ erzeugt bzw. deren Erzeugung er dort gestattet. Diese Rechte betreffen nach \r\nArt. 60 Abs. 1 SRÜ insbesondere Anlagen, die für die in Art. 56 SRÜ genannten \r\nZwecke – u.a. der Energieerzeugung aus Wind – errichtet wurden und umfassen nach \r\nArt. 60 Abs. 2 SRÜ sogar das Zoll- und Steuerrecht. Die ursprungsrechtliche \r\nZuordnung von in der AWZ erzeugtem Strom zu dem Staat, der in der AWZ \r\nausschließliche Hoheitsrechte ausübt, geht dabei auch nicht über den Wortlaut des \r\nArt. 31 lit. h) UZK-DA hinaus. Der Art. 31 lit. h) UZK-DA spricht von „aus dem \r\nMeeresboden oder Meeresuntergrund […] gewonnenen Erzeugnisse“. Bei ortsfesten \r\nWindkraftanlagen wird der Strom zwar nicht aus dem Meeresboden oder \r\nMeeresuntergrund gewonnen, allerdings muss die Anlage zur Erzeugung des Stroms \r\nnotwendigerweise mit dem Meeresboden bzw. -grund verbunden werden und stellt \r\nsich somit als ein Erzeugnis dar, dass mit dem Meeresboden bzw. -grund verbunden \r\nist. Mit anderen Worten: Ohne die Zuweisung der Fläche des Meeresbodens bzw. -\r\ngrunds zur Errichtung der Anlagen, kann der Strom auch nicht erzeugt werden. Mit \r\ndieser Auslegung bliebe auch eine klare Abgrenzung zu den Erzeugnissen der \r\nSeefischerei (Art. 31 lit. f) UZK-DA) bestehen. In diesen Fällen muss mangels \r\nOrtsbezugs wegen der fehlenden Verbindung zum Meeresboden oder -grund ein \r\nanderer Anknüpfungspunkt gewählt werden. \r\nZwischenergebnis: Strom aus der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone hat \r\ndamit gemäß Art. 31 lit. h) UZK-DA Ursprung in der Union und unterfällt \r\ninfolgedessen nicht dem Anwendungsbereich der CBAM-VO. \r\n1.3.6.2 Hilfsweise: Analoge Anwendung des Art. 31 lit. h) UZK-DA \r\nUnter der Annahme, dass die unter 1.3.6.1 vorgenommene Auslegung mit dem \r\nWortlaut des Art. 31 lit. h) UZK-DA nicht vereinbar ist, wäre zu prüfen, ob der Art. 31 \r\nlit. h) UZK-DA auf den vorliegenden Fall analog angewendet werden kann und auf \r\ndiese Weise eine ursprungsrechtliche Zuordnung des in der AWZ erzeugten Stroms \r\nSeite 34 von 58\r\nan den Staat vorgenommen werden kann, der in der AWZ ausschließliche Rechte \r\nausübt. \r\nDie aufgezeigte historische Entwicklung der Ursprungsregeln, des Seevölkerrechts \r\nund der technischen Entwicklung von Windenergieanlagen legt nahe, dass der \r\nVerordnungsgeber nicht erkannt hat, dass die von ihm getroffenen Regelungen nicht \r\nhinreichend sind, d.h. dass er mit den in Art. 31 UZK-DA aufgeführten Fallgruppen \r\ntatsächliche Sachverhalte nicht geregelt hat, die er geregelt hätte, wenn sie ihm \r\nbekannt gewesen wäre bzw. wenn ihm bewusst gewesen wäre, dass er sie nicht \r\ngeregelt hat. Der Ursprung von elektrischem Strom war seit der Änderung des \r\nSeerechtsübereinkommens praktisch nicht von Bedeutung, weder hinsichtlich des \r\nhandelspolitischen noch hinsichtlich eines eventuellen präferenziellen Ursprungs, \r\ndenn bereits in der ursprünglichen Fassung der Kombinierten Nomenklatur von \r\n1987 war die Einfuhr elektrischen Stroms in jeder Hinsicht zollfrei44 und es gab – \r\nsoweit ersichtlich – keine handelspolitischen Maßnahmen, die an den \r\nnichtpräferenziellen Ursprung des Stroms anknüpften. Auch die Fachliteratur hat \r\nsich, soweit erkennbar, mit der Frage des handelspolitischen Ursprungs von \r\nelektrischem Strom bisher nicht auseinandergesetzt, sondern sich bezüglich des \r\nOffshore-Stroms lediglich aus der steuerrechtlichen Sicht beschäftigt, bei der es \r\njedoch nicht auf den handelspolitischen Ursprung ankommt, sondern lediglich auf \r\ndas Überschreiten der Grenzen des Steuergebietes.45\r\nVor diesem Hintergrund ist zu prüfen, ob die Regelung des Art. 31 lit. h) UZK-DA im \r\nWege einer Analogie auf den in der AWZ hergestellten elektrischen Strom \r\nanzuwenden ist oder ob sich aus Art. 31 lit. f) UZK-DA eine Analogie zur Seefischerei \r\nableiten lässt. \r\n1.3.6.2.1 Voraussetzungen einer Analogie nach Unionsrecht \r\nVoraussetzungen für eine Analogie sind nach der Rechtsprechung des Gerichtshofs \r\ndas Vorhandensein einer planwidrigen Regelungslücke, die mit einem allgemeinen \r\nGrundsatz des Gemeinschafts- bzw. Unionsrechts unvereinbar ist, eine Ähnlichkeit \r\ndes gesetzlich geregelten mit dem ungeregelten Fall sowie das Nichtvorliegen von \r\nAnalogieverboten.46\r\nAuch in Fällen, in denen der Gerichtshof sich nicht ausdrücklich an dieser Definition \r\norientiert, lässt sich eine deutliche Tendenz zur Bestimmung des Bestehens einer \r\nRegelungslücke nach der Unvereinbarkeit der bestehenden Rechtslage mit den \r\n \r\n44 Siehe ursprüngliche Fassung der Verordnung (EWG) Nr. 2658/87 des Rates vom 23.07.1987 über die \r\nzolltarifliche und statistische Nomenklatur sowie den Gemeinsamen Zolltarif, ABl. EG 1987 L 256, 1–675. \r\n45 Vgl. Scheller/Zaczek, DStR 2016, 2254 ff. \r\n46 Siehe Uhlmann, S. 7; EuGH, Urteil v. 12. 12.1985, C-165/84, [ECLI:EU:C:1978:154], Krohn/Balm, Rn. 14. \r\nSeite 35 von 58\r\nGrundsätzen des Gemeinschaftsrechts erkennen.47 Der Europäische Gerichtshof \r\nbetont ausdrücklich den Anspruch des Unionsrechts, eine eigenständige und in sich \r\ngeschlossene (Teil-)Rechtsordnung darzustellen: „Der EWG-Vertrag [hat] eine \r\neigene Rechtsordnung geschaffen.“ Es kann sich daher durchaus – etwa aufgrund der \r\nvergleichbaren Interessenlage zwischen geregeltem und ungeregeltem Fall – \r\nergeben, dass auch ein ungeregelter Fall eigentlich hätte mitgeregelt werden sollen, \r\ndas heißt, zumindest die konkrete Lücke somit planwidrig ist. 48 \r\nDie Bildung einer Analogie stellt dennoch einen Ausnahmefall dar. Der Gerichtshof \r\nhat betont, dass sich der Anwendungsbereich einer Verordnung (bzw. einer \r\nRegelung) im Regelfall aus ihr selbst ergibt. Er kann grundsätzlich nicht auf Fälle \r\nerweitert werden, für deren Regelung die Verordnung nicht gedacht ist. 49 \r\nNach der Rechtsprechung des Gerichtshofs ist zudem zu prüfen, ob ein \r\nAnalogieverbot vorliegt. Übereinstimmend mit dem nationalen Recht der \r\nMitgliedstaaten ist eine Analogiebildung zu Normen unzulässig, die einen \r\nstrafähnlichen Charakter aufweisen oder die Befugnis des Staates zu Eingriffen in die \r\nRechtssphäre des Bürgers zum Inhalt haben.50 Dies ist in der vorliegenden Situation \r\nnicht von Bedeutung, da die Einordnung des Stroms aus der AWZ als Ware mit \r\nUrsprung im Küstenstaat gerade keine Sanktionen zur Folge hätte, da keine CBAM\u0002Pflichten bestünden. Eine weitere Grenze der Analogiebildung sieht der Gerichtshof \r\ndann als gegeben an, wenn dem Verordnungsgeber im Falle einer Regelungslücke \r\nund einer daraus folgenden Ungleichbehandlung gleichartiger Sachverhalte mehrere \r\nLösungsmöglichkeiten zur Behebung der Ungleichbehandlung zur Verfügung stehen \r\nund deshalb die Entscheidung der rechtssetzenden Organe abzuwarten ist.51 Die \r\nRechtsprechung des Gerichtshofs zur Analogiebildung ist nicht in allen Aspekten \r\nsystematisch, sondern ist insgesamt von einer wertenden einzelfallbezogenen \r\nBetrachtung geprägt. So kann auch der Charakter einer Norm als \r\nAusnahmebestimmung einer Analogiebildung entgegenstehen.52 Die Einordnung als \r\nAusnahmebestimmung erfordert dabei eine Untersuchung der Grundgedanken, die \r\nder Regelung zugrunde liegen.53\r\n \r\n47 Vgl. etwa EuGH, Urteil v. 15.12.1966, C-15/64 und C-60/65, [ECLI:EU:C:1966:56], Moreau/Commission de\r\nla CEEA,, S. 698; EuGH, Urteil v. 11.07.1978, C-6/78, [ECLI:EU:C:1978:154], Union française de \r\ncéréales/Hauptzollamt Hamburg-Jonas, 154, Rn. 2. \r\n48 Vgl. EuGH, Urteil v. 15.07.1964, C-6/64, S. 1269.\r\n49 EuGH, Urteil v. 12.12.1985, C-165/84, [ECLI:EU:C:1985:507], Krohn/Balm, Rn. 13. \r\n50 EuGH, Urteil v. 15.12.1987, C-325/85, [ECLI:EU:C:1987:546], Irland/Kommission; EuGH, Urteil v. \r\n25.09.1984, C-117/83, [ECLI:EU:C:1984:288], Künecke/Balm, Rn. 16f. \r\n51 EuGH, Urteil v. 19.10.1977, C-117/76 und C-16/77, [ECLI:EU:C:1977:160]; Ruckdeschel u.a./Hauptzollamt \r\nHamburg St. Annen, verb. EuGH, Urteil v. 15.06.1978, C-149/77, [ECLI:EU:C:1978:130], Defrenne/Sabena, \r\nRn. 19f. \r\n52 Vgl. EuGH, Urteil v. 28.10.2010, C.203/09, [ECLI:EU:C:2010:647], Volvo Car Germany/Autohof Weidensdorf \r\nGmbH, Rn. 33, 42.\r\n53 Franzen, Jb.J.ZivRWiss. 1997, S. 449. \r\nSeite 36 von 58\r\n1.3.6.2.2 Analogie zu Art. 31 lit. h) UZK-DA \r\nNach den bisherigen Feststellungen ist offensichtlich, dass eine Regelungslücke im \r\nUrsprungsrecht der Union vorliegt, die auf die CBAM-VO durchschlägt. \r\nDie Regelungslücke besteht darin, dass jede Ware, die in das Zollgebiet der Union \r\ngelangt, einen handelspolitischen Warenursprung haben muss. Für die Ware Strom, \r\ndie in der AWZ hergestellt wurde, ist ein solcher Warenursprung indes nicht geregelt. \r\nDie bestehenden Regelungen des Art. 31 UZK-DA befassen sich ausschließlich mit \r\nErzeugnissen des Meeresbodens oder des Meeresuntergrundes und mit Erzeugnissen \r\nder Seefischerei. Andere Waren, die durch technische Entwicklungen bereits seit \r\nlängerem in den Meeren erzeugt oder hergestellt werden, erfahren keine Behandlung. \r\nIhr handelspolitischer Ursprung ist unbestimmt. \r\nDiese Regelungslücke im UZK-DA ist planwidrig. Wie oben dargestellt, ist die Frage \r\ndes handelspolitischen Ursprungs von Strom aus der AWZ trotz der technischen \r\nEntwicklung und der Regelungen im Seerechtsübereinkommen nicht vom \r\nVerordnungsgeber aktualisiert worden. Die Regelungslücke bezieht sich nicht \r\nausschließlich auf elektrische Energie, sondern auf diverse Waren, die vollständig in \r\nder AWZ gewonnen oder hergestellt werden und keine Fischereierzeugnisse sind. \r\nHinweise darauf, dass der Verordnungsgeber für diese Waren bewusst keine \r\nRegelungen treffen und damit den handelspolitischen Ursprung unbestimmt lassen \r\nwollte, sind nicht erkennbar. \r\nAuch unter der CBAM-VO wird deutlich, dass der Verordnungsgeber die \r\nAuswirkungen des Zusammenspiels von Art. 2 Abs. 1 und Abs. 5 CBAM-VO und \r\nArt. 59 UZK, Art 31 UZK-DA nicht erkannt hat. Die Erwägungsgründe, die sich mit \r\nder Einbeziehung von Strom in den Anwendungsbereich befassen, zeigen vielmehr, \r\ndass Strom aus den AWZ der Mitgliedstaaten bei den Überlegungen des \r\nVerordnungsgebers keine Rolle gespielt hat. Stattdessen fokussiert sich der \r\nVerordnungsgeber – vor dem Hintergrund der Ziele des CBAM nachvollziehbar – \r\nausschließlich auf die Verbindungen mit Stromnetzen anderer Staaten. So lautet \r\nErwägungsgrund 40: \r\n“Die Einfuhr von Strom sollte unter die vorliegende Verordnung \r\nfallen, da dieser Sektor für 30 Prozent der gesamten \r\nTreibhausgasemissionen in der Union verantwortlich ist. Die \r\nangehobenen Klimaziele der Union würden die Differenz bei \r\nden CO2-Kosten zwischen der Stromerzeugung in der \r\nUnion und in Drittländern noch vergrößern. Diese \r\nDifferenz sowie die Fortschritte bei der Vernetzung des \r\nStromnetzes der Union mit dem der Nachbarländer würde das \r\nRisiko der Verlagerung von CO2-Emissionen durch \r\nwachsende Einfuhren von Strom, von denen ein wesentlicher \r\nTeil in Kohlekraftwerken erzeugt wird, noch erhöhen.” \r\nSeite 37 von 58\r\n(Hervorhebungen hinzugefügt) \r\nAus dieser Überlegung wird deutlich, dass gerade die Wettbewerbsnachteile \r\naufgrund des höheren Ambitionsniveaus der Union im Bereich der erneuerbaren \r\nEnergien durch CBAM ausgeglichen werden sollen (sog. „Level Playing Field“). \r\nGleichzeitig sind gerade Offshore-Windparks ein zentrales Mittel für die Union und \r\nDrittstaaten, um ambitionierte Klimaschutzziele überhaupt erreichen zu können. Es \r\nwäre vor diesem Hintergrund widersprüchlich, würde Offshore-Windenergie nicht \r\ndem Land zugerechnet, in dessen AWZ sie hergestellt wird. \r\nDie Erwägungsgründe 55 und 56 machen zudem deutlich, dass der \r\nVerordnungsgeber bei der Einbeziehung von Strom als Ware die Nachbarstaaten der \r\nUnion im Blick hatte und nicht die eigene Stromerzeugung in der AWZ. Folglich \r\nfinden sich in den Erwägungsgründen bezüglich der Marktkopplung von \r\nStrommärkten von Drittländern mit dem Strommarkt der Union und der Befreiung \r\nvom Anwendungsbereich der CBAM-VO ausschließlich Ausführungen bezüglich \r\nNachbarstaaten, nicht aber bezüglich der eigenen AWZ. So lautet Erwägungsgrund \r\n56: \r\n“Sobald die Strommärkte von Drittländern im Wege der \r\nMarktkopplung eng in jenen der Union integriert sind, sollten \r\ntechnische Lösungen gefunden werden, die die Anwendung des \r\nCBAM auf den aus diesen Ländern in das Zollgebiet der Union \r\nausgeführten Strom sicherstellen. Falls keine technischen \r\nLösungen gefunden werden können, sollten Drittländer, deren \r\nMärkte mit dem der Union gekoppelt sind, eine zeitlich begrenzte \r\nBefreiung vom CBAM bis 2030 und nur in Bezug auf die Ausfuhr \r\nvon Strom in Anspruch nehmen können, sofern bestimmte \r\nBedingungen erfüllt sind. Diese Drittländer sollten jedoch \r\neinen Fahrplan ausarbeiten und sich verpflichten, einen CO2-\r\nPreismechanismus mit einem dem EU-EHS gleichwertigen Preis \r\neinzuführen und bis spätestens 2050 CO2-Neutralität zu erreichen \r\nsowie eine Angleichung an die Rechtsvorschriften der Union in den \r\nBereichen Umwelt, Klima, Wettbewerb und Energie \r\nvorzunehmen. Diese Befreiung sollte jederzeit entzogen werden \r\nkönnen, falls Gründe für die Annahme bestehen, dass das \r\nbetreffende Land seine Verpflichtungen nicht erfüllt oder bis \r\n2030 kein dem EU-EHS gleichwertiges Emissionshandelssystem \r\neingeführt hat.” \r\nAus diesen Umständen lässt sich der Schluss ziehen, dass in der AWZ eines \r\nMitgliedstaates hergestellter Strom vom Verordnungsgeber nicht als CBAM-relevant \r\nangesehen wurde. Auch die Erwägungsgründe sprechen daher dafür, dass die \r\nErfassung von Strom aus der ausschließlichen Wirtschaftszone nicht beabsichtigt \r\nwar. \r\nAuch erkannte der Unionsgesetzgeber in der Vergangenheit vergleichbare \r\nRegelungslücken im Zusammenhang mit der AWZ selbst. So wurde 2018 die \r\nSeite 38 von 58\r\nAntidumping-Grundverordnung VO54 („AD-GVO“) geändert, nachdem der \r\nUnionsgesetzgeber erkannte, dass durch die Orientierung an zollrechtlichen \r\nDefinitionen eine ungewollte Regelungslücke entstanden war. So fand die AD-GVO \r\nzunächst allein Anwendung im Zollgebiet der Union. In der Folge konnten gedumpte \r\nWaren in erheblichen Mengen und unverzollt außerhalb des unionsrechtlichen \r\nZollgebiets auf Bohrinseln im Festlandsockel eines Mitgliedstaats versendet oder für \r\nden Betrieb von Windkraftanlagen in der von einem Mitgliedstaat gemäß dem \r\nSeerechtsübereinkommen ausgewiesenen AWZ genutzt werden. Nach dem neu \r\neingeführten Art. 14a Abs. 1 AD-GVO können nun auch \r\n“Antidumpinzölle auf gedumpte Waren eingeführt werden, die in \r\nerheblichen Mengen auf eine künstliche Insel, eine feste oder \r\nschwimmende Einrichtung oder eine andere Struktur auf dem \r\nFestlandsockel eines Mitgliedstaats oder in der von einem \r\nMitgliedstaat gemäß dem SRÜ ausgewiesenen \r\nausschließlichen Wirtschaftszone verbracht werden, wenn \r\nhierdurch der Wirtschaftszweig der Union geschädigt würde.” \r\n(Hervorhebungen hinzugefügt) \r\nDurch die ausdrückliche Einbeziehung des Festlandsockels sowie der AWZ in den \r\nAnwendungsbereich der AD-GVO konnte die Unterscheidung zwischen Onshore\u0002und Offshore-Aktivitäten beseitigt und im gesamten Unionsgebiet, nicht nur im \r\nZollgebiet der Union, Schutz vor gedumpten Waren gewährt werden.55\r\nSowohl die Erwägungsgründe der CBAM-VO als auch die Entwicklungen im Bereich \r\nder AD-GVO zeigen deutlich, dass der Unionsgesetzgeber bemüht ist, die \r\nwirtschaftlichen Aktivitäten in der AWZ den Marktordnungsregeln der Union zu \r\nunterwerfen. Auch nach der Rechtsprechung des Gerichtshofs ist die Geltung des \r\nUnionsrechts nicht generell auf das Zollgebiet der Union beschränkt; vielmehr sei \r\nnach den Grundsätzen des Völkerrechts hinsichtlich der AWZ davon auszugehen, \r\ndass das Unionsrecht auch in der AWZ Anwendung findet56; der Gerichtshof stellt \r\ndazu fest: \r\nDa der an einen Mitgliedstaat angrenzende Festlandsockel dessen \r\nHoheitsgewalt, wenn auch funktionell und beschränkt, unterliegt \r\n(vgl. in diesem Sinne Urteil vom 29. März 2007, Aktiebolaget NN, \r\nC‑111/05, Slg. 2007, I‑2697, Randnr. 59), ist eine von einem \r\nArbeitnehmer auf festen oder schwimmenden Einrichtungen auf \r\noder über dem an einen Vertragsstaat angrenzenden \r\nFestlandsockel im Rahmen der Erforschung und/oder Ausbeutung \r\nseiner natürlichen Reichtümer verrichtete Arbeit für die \r\nAnwendung des Unionsrechts als eine im Hoheitsgebiet \r\n \r\n54 Verordnung (EU) 2016/1036 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 8. Juni 2016 über den Schutz\r\ngegen gedumpte Einfuhren aus nicht zur Europäischen Union gehörenden Ländern. \r\n55 Siehe auch Krenzler/Herrmann/Niestedt-Scharf/Kuplewatzky, AD-GVO 2016 Art. 14a Rn. 12. \r\n56 EuGH, Urteil v. 12.01.2012, C-347/10, [ ECLI:EU:C:2012:17], A. Salemink, Rn. 35. \r\nSeite 39 von 58\r\ndieses Staates verrichtete Arbeit anzusehen (vgl. in diesem \r\nSinne Urteile vom 27. Februar 2002, Weber, C‑37/00, Slg. 2002, \r\nI‑2013, Randnr. 36, und vom 20. Oktober 2005, \r\nKommission/Vereinigtes Königreich, C‑6/04, Slg. 2005, I‑9017, \r\nRandnr. 117). \r\nDer Mitgliedstaat, der Vorteil aus den wirtschaftlichen \r\nVorrechten der Erforschung und/oder Ausbeutung der \r\nRessourcen zieht, die er auf dem an ihn angrenzenden \r\nFestlandsockel ausübt, kann sich somit nicht der \r\nAnwendung der Bestimmungen des Unionsrechts \r\nentziehen, mit denen die Freizügigkeit der Arbeitnehmer \r\ngewährleistet werden soll, die auf solchen Einrichtungen beruflich \r\ntätig sind. \r\nDa somit feststeht, dass das Unionsrecht und insbesondere \r\ndie Verordnung Nr. 1408/71 auf dem an einen Mitgliedstaat \r\nangrenzenden Festlandsockel anwendbar ist, ist zu prüfen, \r\nob es mit dieser Verordnung und den Bestimmungen des \r\nEG‑Vertrags über die Freizügigkeit der Arbeitnehmer vereinbar \r\nist, [...] \r\n(Hervorhebung hinzugefügt) \r\nDaher ist festzuhalten, dass die Verweisung des Art. 2 Abs. 5 CBAM-VO auf \r\nArt. 59 UZK dazu führt, dass es für den aus der AWZ an Land transportierten Strom \r\nan einem Ursprung fehlt, diese Folge vom Unionsgesetzgeber offenkundig nicht \r\ngesehen wurde, der Verordnungsgeber der CBAM-VO gleichzeitig die AWZ vor \r\nEinfuhren von CBAM-Waren schützen wollte und der Gerichtshof das Unionsrecht \r\nim Allgemeinen für auf die AWZ anwendbar hält. Aus letzterem Umstand lässt sich \r\nzudem ableiten, dass dementsprechend auch das EU-Emissionshandelssystem in der \r\nAWZ zur Anwendung kommen dürfte, denn auch die Richtlinie 2003/87/EG (EU\u0002Emissionshandelsrichtlinie) gilt – ähnlich der Regelungen zur Freizügigkeit der \r\nArbeitnehmer nach Verordnung Nr. 1408/71 – nach Art. 1 „in der Union“. \r\nEs sprechen daher gute Gründe dafür, dass die CBAM-VO den in der AWZ eines \r\nMitgliedstaates erzeugten Strom von vornherein nicht erfassen sollte und das \r\nZusammenspiel zwischen Anwendungsbereich der CBAM-VO und den \r\nunvollständigen Ursprungsregeln des Art. 31 UZK-DA dem Verordnungsgeber nicht \r\nbewusst war und eine planwidrige Regelungslücke im Sinne der Rechtsprechung des \r\nGerichtshofs entstanden ist. \r\nDie Regelungslücke kann im Wege einer Analogie zu Art. 31 lit. h) UZK-DA \r\ngeschlossen werden, denn geregelter und ungeregelter Sachverhalt sind vergleichbar, \r\nwerden jedoch ungleich behandelt. Zwischen Waren aus dem Meeresboden und \r\nMeeresuntergrund der AWZ und Waren aus dem Wasser und dem Luftraum in der \r\nAWZ bestehen heute keine Unterschiede mehr. Beide Warengruppen sind \r\nSeite 40 von 58\r\nGegenstand von Handel. Durch die explizite Erwähnung der \r\nAusschließlichkeitsrechte des Küstenstaates hinsichtlich der Windenergie\u0002Erzeugung in der AZW besteht auch völkerrechtlich keine Unterscheidung mehr \r\nzwischen den Warengruppen. Lediglich hinsichtlich der Erzeugnisse der Seefischerei \r\nbesteht ein wesentlicher Unterschied, denn für diese existieren im \r\nSeerechtsübereinkommen besondere Regelungen, da Fischerei nach Art. 62 SRÜ \r\nauch in den AWZ anderer Länder (mit Ausnahmen) zulässig bleibt. Auch tatsächlich \r\nbesteht ein durchgreifender Unterschied, denn die Fischerei ist naturgemäß nicht \r\nortsgebunden. \r\nEs sind keine Analogieverbote erkennbar. Insbesondere steht einer Analogie nicht \r\nentgegen, dass eine Regelung ausschließlich vom Verordnungsgeber getroffen \r\nwerden könnte. Die analoge Anwendung des Art. 31 lit. h) UZK-DA hat einen eng \r\nbegrenzen Rahmen. Außerdem muss kein gestalterischer Eingriff in bestehende \r\nNormen erfolgen, sondern es wird lediglich eine bereits existierende Norm auf einen \r\nvergleichbaren Sachverhalt angewendet. \r\nZwischenergebnis: Folglich ist festzuhalten, dass Strom, der in der AWZ \r\nhergestellt wird, in analoger Anwendung des Art. 31 lit. h) UZK-DA der \r\nhandelspolitische Ursprung in dem Staat zuzuordnen ist, der in der AWZ \r\nausschließliche Rechte ausübt. Strom aus der deutschen ausschließlichen \r\nWirtschaftszone hat damit Ursprung in der Union und unterfällt infolgedessen nicht \r\ndem Anwendungsbereich der CBAM-VO. \r\n1.3.6.2.3 Analogie zu Art. 31 lit. f) UZK-DA \r\nZu prüfen ist zudem, ob die Regelungslücke auch durch eine Analogie zum \r\nWarenursprung von Fischereierzeugnissen nach Art. 31 lit. f) UZK-DA geschlossen \r\nwerden könnte. \r\nHierfür spräche, dass Windanlagen einen registrierten Betreiber haben und ihre \r\nErrichtung durch das BSH genehmigt werden muss. Es bietet sich insoweit eine \r\nParallele zur Registrierung von Schiffen und die von den Schiffen geführten Flaggen \r\nan. Ist ein Schiff in einem Mitgliedstaat registriert und führt es dessen Flagge, so \r\ngelten seine Erzeugnisse ohne weiteres als Ursprungswaren des Flaggenstaates. \r\nDieser Mechanismus ließe sich auf Windkraftanlagen auf See übertragen, mit der \r\nFolge, dass der erzeugte Strom jeweils den Ursprung des Staates erhält, von dem die \r\nWindkraftanlage genehmigt wurde. \r\nBei schwimmenden Windkraftanlagen wäre zudem ein technischer Vergleich mit \r\nSchiffen denkbar. Bei genauer Betrachtung lässt sich eine hinreichende \r\nVergleichbarkeit der Sachverhalte allerdings nicht begründen. Schwimmende \r\nSeite 41 von 58\r\nWindkraftanlagen sind trotzdem ortsfest, denn sie werden über Anker und Ketten am \r\nMeeresboden befestigt. Sie sind zudem auf eine örtliche Kabelanbindung zum \r\nAbtransport des Stroms angewiesen. Anders als Fischereischiffe können \r\nschwimmende Windkraftanlagen (aktuell) nicht in AWZ anderer Staaten verbracht \r\nwerden, um dort Strom zu erzeugen. \r\nDie Sachverhalte sind daher nicht hinreichend vergleichbar, um eine Analogie \r\nbergründen zu können. \r\n1.4 Einfuhr i.S.d. CBAM-VO\r\nUnabhängig vom Ergebnis der Prüfung des handelspolitischen Warenursprungs ist \r\nzu prüfen, ob der in der AWZ hergestellte Strom im Sinne des Art. 2 Abs. 1 CBAM\u0002VO eingeführt wird und wer Inhaber des Einfuhrverfahrens ist. \r\n1.4.1 Strom aus der AWZ als Nicht-Unionsware \r\nDer Begriff Einfuhr wird weder in der CBAM-VO noch im UZK definiert. Stattdessen \r\nverweist Art. 3 Nr. 4 CBAM-VO auf die Regelungen zur Überlassung in den \r\nzollrechtlich freien Verkehr nach Art. 201 UZK. \r\nDurch die „Überlassung zum zollrechtlich freien Verkehr“ werden „Nicht\u0002Unionswaren“ zu „Unionswaren“ (Art. 201 Abs. 3 UZK). Die Voraussetzungen sind \r\nin Art. 201 Abs. 2 UZK geregelt. Die Waren werden dann zum freien Verkehr \r\nüberlassen, wenn fällige Einfuhrabgaben und sonstige Abgaben erhoben sind, \r\nhandelspolitische Maßnahmen, Verbote und Beschränkungen angewendet wurden \r\nund die Formalitäten hinsichtlich der Wareneinfuhr erfüllt sind. Letzteres meint \r\ninsbesondere die Abgabe einer Zollanmeldung gemäß Art. 158 ff. UZK. \r\nBei Strom aus der AWZ handelt es sich um eine „Nicht-Unionsware“ i.S.d. Art. 5 \r\nNr. 23 und Nr. 24 UZK, denn der Strom wird außerhalb des Zollgebiets der Union \r\nerzeugt. Das Zollgebiet der Union umfasst nach Art. 4 Abs. 1 UZK seeseitig nur den \r\nBereich des Küstenmeeres, nicht aber die AWZ. Damit ist Strom zur Überlassung zum \r\nzollrechtlich freien Verkehr anzumelden, wenn er aus der AWZ ins Küstenmeer \r\nübertragen wird. Strom, der im Küstenmeer erzeugt wurde, ist hingegen nach den \r\ngeltenden Regelungen „Unionsware“ und muss nicht zum zollrechtlich freien \r\nVerkehr angemeldet werden. \r\n1.4.2 Externes Versandverfahren beim Überschreiten der Zollgrenze \r\nNach allgemeinen Regeln sind Waren, die in das Zollgebiet der Union verbracht \r\nwurden, bei der Ankunft an einem zugelassenen Ort zu gestellen, Art. 139 Abs. 1 UZK \r\nund befinden sich nach der Gestellung in der vorübergehenden Verwahrung, \r\nSeite 42 von 58\r\nArt. 144 UZK. Anschließend müssen sie in ein Zollverfahren überführt werden. \r\nWegen der Besonderheiten des Stroms und seinem Transport sieht das Zollrecht für \r\nStrom, der durch Leitungen transportiert wird, Sonderregelungen vor. \r\nStrom, der ausschließlich durch Leitungen transportiert wird, gilt beim Verbringen \r\nin das Zollgebiet (d.h. mit Überschreiten der Zollgrenze zwischen AWZ und \r\nKüstenmeer) gemäß Art. 321 Abs. 1 UZK-IA als in das Unionsversandverfahren \r\nübergeführt. Stromleitungen gelten nach Art. 1 Abs. 2 Nr. 12 UZK-IA als „feste \r\nTransporteinrichtung“. Nach Art. 321 Abs. 3 UZK-IA ist Inhaber des Verfahrens der \r\nBetreiber dieser festinstallierten Transporteinrichtung. \r\nEs kommt daher für das Unionsversandverfahren darauf an, wer die Kabeltrasse \r\nbetreibt, die die Zollgrenze überschreitet. Befindet sich die Offshore\u0002Konverterstation eines ÜNB in der AWZ, so betreibt der ÜNB auch das Kabelnetz \r\nzwischen Offshore-Konverterstation und Landstation. Die ÜNB sind daher nach \r\nArt. 321 Abs. 3 UAbs. 1 UZK-IA Inhaber des Unionsversandverfahrens und nach \r\nArt. 321 Abs. 4 UZK-IA gelten sie als „Beförderer“ des Stroms. Hinsichtlich der \r\nMethoden der zollamtlichen Überwachung fordert das Zollrecht ausdrücklich eine \r\nAbstimmung zwischen dem Inhaber des Verfahrens und der Zollbehörde, Art. 321 \r\nAbs. 3 UAbs. 2 UZK-IA. \r\nNach Art. 321 Abs. 5 UZK-IA gilt das Unionsversandverfahren u.a. als beendet, wenn \r\neine entsprechende Eintragung in den Geschäftsunterlagen des Empfängers \r\nvorgenommen wird oder der Betreiber der festinstallierten Transporteinrichtung \r\nbescheinigt, dass die Waren, die mit einer fest installierten Transporteinrichtung \r\ntransportiert wurden, in den Verteilernetzen des Empfängers eintreffen. Gemäß \r\nArt. 321 Abs. 6 UZK-IA gelten Nicht-Unionswaren ab dem Zeitpunkt als in \r\nvorübergehender Verwahrung, zu dem das Unionsversandverfahren nach obiger \r\nMaßgabe beendet ist. Gemäß Art. 149 UZK müssen die Waren in ein anderes \r\nZollverfahren überführt oder wiederausgeführt werden. Im vorliegenden Fall schließt \r\nsich an die vorübergehende Verwahrung die Einfuhr an, genauer: die Überlassung \r\nzum freien Verkehr nach Art. 201 UZK. Hierfür ist gemäß Art. 158 Abs. 1 UZK die \r\nAbgabe einer Zollanmeldung für das Verfahren nach Art. 201 UZK erforderlich. Diese \r\nEinfuhr ist gelichbedeutend mit der Einfuhr im Sinne der CBAM-VO (Art. 3 Nr. 4 \r\nCBAM-VO). \r\n1.4.3 Person des Einführers \r\nDie Frage, wer die Rolle des Einführers des Stroms übernimmt, ist maßgeblich für \r\ndie Zuordnung der CBAM-Pflichten. Nach Art. 35 Abs. 1 CBAM-VO ist der Einführer \r\nverpflichtet, den CBAM-Bericht abzugeben. Ab dem 31. Dezember 2024 ist der \r\nEinführer nach Art. 5 CBAM-VO zudem verpflichtet, den Antrag auf Zulassung als \r\nSeite 43 von 58\r\nCBAM-Anmelder stellen. Gemäß Art. 3 Nr. 15 CBAM-VO ist „Einführer“ i.S.d. der \r\nCBAM-VO die Person, die in eigenem Namen und auf eigene Rechnung eine \r\nZollanmeldung zur Überlassung von Waren zum zollrechtlich freien Verkehr abgibt \r\noder durch einen indirekten Vertreter abgeben lässt. Geben die ÜNB die \r\nZollanmeldungen selbst ab, oder lassen sie sich dabei direkt oder indirekt vertreten, \r\nsind sie Einführer im Sinne des Zollrechts und im Sinne der CBAM-VO. \r\nIn der gegenwärtigen Abwicklung geben die ÜNB 50Hertz und TenneT \r\nZollanmeldungen für den eingeführten Strom aus der AWZ ab. Dies erfolgt auf Basis \r\neiner zollrechtlichen Bewilligung zur Anschreibung in der Buchführung des \r\nAnmelders auf Basis von Stellungnahmen der zuständigen Hauptzollämter. Dass die \r\nZollanmeldung mittels Anschreibung in der Buchführung erfolgt, ist für CBAM \r\nunerheblich. \r\n1.4.4 Einfuhr \r\nNach derzeitigem Stand wird die Einfuhrzollanmeldung für den in das Zollgebiet der \r\nUnion verbrachten Strom nach Beendigung des Unionsversandverfahrens im Namen \r\nder ÜNB abgegeben. Dadurch liegt eine Einfuhr vor, die den Anwendungsbereich der \r\nCBAM-VO eröffnet. Verpflichtete Einführer im Sinne der CBAM-VO sind die ÜNB, \r\nin deren Namen und auf deren Rechnung die Zollanmeldungen abgegeben werden. \r\nDiese Gestaltung ist zwar rechtlich zulässig, aber durch das Zollrecht nicht zwingend \r\nvorgegeben (siehe unten 3.). \r\n2. Beantragung einer verbindlichen Ursprungsauskunft \r\nZur rechtsverbindlichen Klärung der Frage nach dem nichtpräferenziellen Ursprung \r\ndes in der AWZ erzeugten Stroms kann eine verbindliche Ursprungsauskunft („vUA“) \r\neingeholt werden. Obwohl für Waren mit nichtpräferenziellem Ursprung in der \r\nUnion grundsätzlich die Zuständigkeit der Industrie- und Handelskammern gegeben \r\nist, empfehlen wir hier, den Antrag an die Zollverwaltung zu richten. \r\n2.1 Voraussetzungen der Beantragung einer vUA \r\nDie Voraussetzungen für die Beantragung einer vUA sind im Wesentlichen in Art. 33 \r\nUZK, Art. 19 UZK-DA und Art. 16 UZK-IA geregelt. \r\nHinsichtlich der von der Auskunft erfassten Ware schreibt Art. 33 Abs. 1 UAbs. 2 \r\nlit. a) UZK lediglich vor, dass bisher kein Antrag zu den gleichen Waren unter den \r\ngleichen für den Erwerb der Ursprungseigenschaft maßgebenden Umständen bei \r\nderselben oder einer anderen Zollstelle gestellt worden sein darf. \r\nSeite 44 von 58\r\n2.1.1 Rechtliches Interesse des Antragstellers an der Entscheidung \r\nDarüber hinaus muss die Inanspruchnahme der Entscheidung oder eines \r\nZollverfahrens, wie etwa der Überlassung zum zollrechtlich freien Verkehr, nach \r\nArt. 33 Abs. 1 UAbs. 2 lit. b) UZK zumindest beabsichtigt sein. Der Antragsteller muss \r\nalso ein rechtliches Interesse an der Erteilung der Auskunft haben. Er muss aber nicht \r\nbereits zum Zeitpunkt der Antragstellung oder während des Antragsverfahrens als \r\nAnmelder für ein bestimmtes Zollverfahren auftreten, sondern lediglich eine \r\nentsprechende Absicht haben.57\r\nDer Antragsteller hat glaubhaft zu machen, dass die Einfuhr der Ware tatsächlich und \r\nnicht bloß theoretisch beabsichtigt ist.58 Wenn der Antragsteller in der Vergangenheit \r\nnoch nicht im Bereich der Wareneinfuhr tätig war, kann die Absicht der \r\nInanspruchnahme des Zollverfahrens durch geeignete Umstände, beispielsweise \r\ndurch Marktrecherche, Dokumente, die Verhandlungen mit Herstellern oder \r\nLieferanten betreffen, den Abschluss eines Letter of Intent oder Memorandum of \r\nUnderstanding, o.ä. nachgewiesen werden.59\r\n2.1.2 Keine Beantragung durch mehrere Personen \r\nArtikel 22 Abs. 1 UAbs. 2 UZK eröffnet grundsätzlich die Möglichkeit, dass \r\nzollrechtliche Entscheidungen auch von mehreren Personen beantragt und in Bezug \r\nauf mehrere Personen erlassen werden. Voraussetzung hierfür ist, dass dies \r\n„in Übereinstimmung mit den in den zollrechtlichen Vorschriften \r\nfestgelegten Bedingungen“ \r\nerfolgt, die Beantragung durch mehrere Personen also für eine bestimmte \r\nEntscheidung ausdrücklich vorgegeben ist. Art. 33 UZK, der das Verfahren über die \r\nEntscheidung über verbindliche Auskünfte regelt, sieht jedoch keine Beantragung der \r\nEntscheidung durch mehrere Personen vor. Eine Antragstellung durch mehrere \r\nPersonen ist darüber hinaus schon deshalb nicht möglich, weil eine verbindliche \r\nAuskunft auch nur in Bezug auf eine Person erteilt werden kann.60 Das Formular \r\n0305, mit dem Anträge auf Erteilung von vUA zwingend zu stellen sind, sieht \r\ndementsprechend auch nur die Möglichkeit der Angabe eines einzelnen \r\nAntragstellers vor. \r\n \r\n57 Vgl. BFH, Beschluss v. 4. Juli .2013 – VII B 206/12, Rn. 6 m.w.N. \r\n58 Vgl. Dorsch-Sonnefeld, Art. 33 UZK, Rz. 13. \r\n59 Vgl. Wolffgang/Jatzke-Rinnert, Art. 33, Rz. 4. \r\n60 Vgl. Krenzler/Herrmann/Niestedt-Schoenfeld, Art. 33 UZK, Rn. 4; Witte-Schulte, Art. 33, Rn. 6. \r\nSeite 45 von 58\r\n2.2 Zuständige Behörde \r\nDer Antrag auf Erteilung der vUA sollte u.E. nicht bei der örtlich zuständigen \r\nIndustrie- und Handelskammer, sondern beim Hauptzollamt Hannover gestellt \r\nwerden, obgleich sich seine Zuständigkeit nicht unmittelbar aus den maßgeblichen \r\nVorschriften ergibt. \r\n2.2.1 Zuständigkeitsverteilung für Anträge auf Erteilung von vUA \r\nNach Art. 19 Abs. 1 UZK-DA kann der Antrag entweder bei der zuständigen Behörde \r\ndes Mitgliedstaates gestellt werden, in dem der Antragsteller ansässig ist oder bei den \r\nZollbehörden der Mitgliedstaaten, in denen die betreffende Auskunft verwendet \r\nwerden soll. Demnach kommen als zuständige Behörden im vorliegenden Fall \r\nausschließlich deutsche Behörden in Frage. \r\nDie Zuständigkeit für die Erteilung von vUA ist in Deutschland zwischen der \r\nZollverwaltung und den Industrie- und Handelskammern geteilt. Für die \r\nZollverwaltung erteilt das Hauptzollamt Hannover verbindliche Auskünfte nach \r\nArt. 33 UZK. Von den Industrie- und Handelskammern erteilt die jeweils für den \r\nAntragsteller örtlich zuständige Industrie- und Handelskammer die Auskunft. \r\nDas Hauptzollamt Hannover ist nach der Liste der von den Mitgliedstaaten \r\nbenannten Behörden, bei denen Anträge auf verbindliche Ursprungsauskünfte \r\neingehen oder die verbindliche Ursprungsauskünfte erteilen,61 allerdings nur \r\nzuständig für die Erteilung von vUA zum präferenziellen Ursprung sowie zum \r\nnichtpräferenziellen Ursprung, sofern die letzte Be- oder Verarbeitung außerhalb der \r\nUnion stattfand. Die Industrie- und Handelskammern sind dagegen für die Erteilung \r\nvon verbindlichen Auskünften zum nichtpräferenziellen Ursprung, sofern die Waren \r\nin der Union vollständig gewonnen oder hergestellt oder in der Union be- oder \r\nverarbeitet werden, zuständig (vgl. auch § 6 Abs. 9 Zollverwaltungsgesetz – ZollVG). \r\nNicht geregelt ist der Fall des nichtpräferenziellen Ursprungs, wenn die Waren – wie \r\nim vorliegenden Fall – außerhalb der Union vollständig gewonnen oder hergestellt \r\nwurden. \r\nDas tatsächliche Antragsverfahren bildet diese Unterteilung ab. Verbindliche \r\nUrsprungsauskünfte können beim Hauptzollamt Hannover nur noch über ein \r\nentsprechendes Online-Angebot der Zollverwaltung über das Bürger- und \r\nGeschäftskundenportal (BUG) beantragt werden. Der Antrag beim Hauptzollamt \r\nHannover lässt sich nur abschließen, wenn die Vormaterialien und die Art der Be- \r\n \r\n61 Verbindliche Ursprungsauskunft, 2017/C 29/14, ABl. EU 2017, C 29, 19. \r\nSeite 46 von 58\r\nund Verarbeitung benannt werden. Daher ist der Nutzer auf die Antragstellung über \r\ndie zuständige Industrie- und Handelskammer verwiesen. \r\n2.2.2 Antrag zum HZA Hannover \r\nDer Antrag sollte unmittelbar beim Hauptzollamt Hannover gestellt werden und dies \r\nwäre u.E. auch zulässig. Die Entscheidung über wesentliche Ursprungsfragen liegt in \r\nder Kompetenz der Zollverwaltung. Außerdem müsste die Zollverwaltung in jedem \r\nFall in die Entscheidung eingebunden werden. \r\nDie Zollverwaltung ist für die Erteilung sämtlicher vUA für den präferenziellen \r\nUrsprung zuständig und verfügt über ein hohes Maß an Erfahrung und Fachwissen \r\nim Zusammenhang mit dem Warenursprung. Angesichts der Tragweite der \r\nRechtsfrage nach dem Ursprung des in der AWZ erzeugten Stroms, hielten wir es \r\ndeswegen für empfehlenswert, die Zollverwaltung direkt mit der Frage zu befassen. \r\nDarüber hinaus ist damit zu rechnen, dass die Zollverwaltung in jedem Fall in die \r\nEntscheidung eingebunden werden müsste. Die entscheidende Rechtsfrage ist \r\nnämlich, ob Strom, der in der AWZ erzeugt wird, nichtpräferenziellen Ursprung in \r\nder Union hat. Ein Antrag auf Erteilung einer vUA für auf diese Weise erzeugten \r\nStrom betrifft also gerade die Zuständigkeitsverteilung zwischen der Zollverwaltung \r\nund den Industrie- und Handelskammern. Außerdem sind beide Stellen zur \r\nZusammenarbeit verpflichtet. Nach der Verwaltungsvereinbarung zwischen der \r\nGeneralzolldirektion (GZD) und dem Deutschen Industrie- und Handelskammertag \r\ne. V. (DIHK) über die Erteilung von Entscheidungen über verbindliche \r\nUrsprungsauskünfte besteht eine gegenseitige Unterrichtungspflicht bei \r\nZweifelsfragen,62 GZD und DIHK unterstützen sich außerdem bei der Erteilung der \r\nvUA-Entscheidungen gegenseitig.63\r\nDer Antrag könnte dann nur nicht wie vorgesehen über die Online-Anwendung, \r\nsondern müsste direkt an das Hauptzollamt Hannover gestellt werden. \r\n3. Alternative Gestaltungsmöglichkeiten hinsichtlich der Einfuhr \r\nBislang treten die ÜNB als Einführer auf (siehe oben 1.4) Allerdings gibt das \r\nZollrecht nicht vor, dass der Inhaber eines Unionsversandverfahrens auch die \r\nAnmeldung zum zollrechtlich freien Verkehr vornehmen muss, wenn das \r\nUnionsversandverfahren beendet wird. Im Gegenteil: Typischerweise werden \r\nUnionsversandverfahren von Spediteuren und Transportunternehmen genutzt, um \r\nTransportaufträge abzuwickeln, ohne selbst Zollschuldner zu werden. Die \r\n \r\n62 Vgl. VSF Z 40 22-1, B) 2). \r\n63 VSF Z 40 22-1, C) 4). \r\nSeite 47 von 58\r\nAnmeldung zum freien Verkehr wird in typischen Verträgen über physische Waren \r\nvom Empfänger der Waren (meist dem Käufer) oder – seltener – vom Versender der \r\nWaren (meist der Verkäufer) durchgeführt. Verglichen mit dieser Konstellation \r\nnehmen ÜNB in der Stromübertragungskette eine Rolle vergleichbar einem \r\nSpediteur oder Transportunternehmen ein. Nur in seltenen Ausnahmefällen werden \r\nTransportunternehmen oder Spediteure die Anmeldung zur Überlassung von Waren \r\nzum zollrechtlich freien Verkehr im eigenen Namen und auf eigene Rechnung \r\nvornehmen.64 Die CBAM-VO gibt ebenfalls nicht vor, wer als Einführer aufzutreten \r\nhat. \r\nWer entlang einer Liefer- und Leistungsbeziehung als Zollanmelder auftritt, \r\nentscheiden die Beteiligten selbst und zwar im Regelfall auf Basis der Verträge, die \r\nder grenzüberschreitenden Lieferung zugrunde liegen.\r\n65 Den Rahmen hierfür setzen \r\nArt. 170 UZK i.V.m. Art. 5 Nr. 15 UZK. Jede in der EU ansässige Person, die in der \r\nLage ist, die Waren zu gestellen und die notwendigen Informationen beizubringen, \r\nkann Zollanmelder sein. Da sich elektrischer Strom aufgrund seiner physikalischen \r\nEigenschaften nicht gestellen lässt, kommt es auf dieses Kriterium nicht an. Jeder \r\nBeteiligte am Stromübertragungsvorgang kann Zollanmelder sein, wenn er über die \r\nnotwendigen Informationen verfügt. Die tatsächlich in die Union eingeführten \r\nMengen an Strom können die einzelnen Windpark-Betreiber ebenso nachweisen, wie \r\nder ÜNB. Im Falle von konkreten Strombezugsverträgen zwischen Windpark\u0002Betreibern und Abnehmern an Land ist zudem der Abnehmer in der Lage die \r\nZollanmeldung abzugeben. Lediglich bei der allgemeinen Weiterübertragung des \r\nStroms in Verteilnetze dürfte sich die explizit aus der AWZ stammende Strommenge \r\nnicht mehr ermitteln lassen. \r\nDie gegenwärtig zwischen den ÜNB und den Zollbehörden abgestimmte \r\nVorgehensweise führt dazu, dass die Überwachung gerade für die Zollbehörden zu \r\neinem geringen Aufwand führt. Sie ist aber nicht durch das Zollrecht vorgegeben und \r\naus systematischer Sicht auch eine Ausnahmeregelung. Durch die gefundene \r\nVorgehensweise werden die ÜNB grundsätzlich nach Art. 77 Abs. 3 S. 1 UZK \r\nZollschuldner und nach Art. 13a Abs. 2 und § 21 Abs. 2 UStG i.V.m. Art. 77 Abs. 3 \r\nS. 1 UZK Schuldner der Einfuhrumsatzsteuer. Dies entspricht wirtschaftlich nicht \r\nihrer Stellung als Transportnetzbetreiber. Üblicherweise wird die Einfuhrabwicklung \r\nso gestaltet, dass diese Pflichten und die damit einhergehenden Risiken diejenigen \r\nPersonen treffen, die eine zentrale Rolle in dem Handelsgeschäft innehaben, hier die \r\nErzeuger bzw. die Empfänger des Stroms. \r\n \r\n64 Der typische Fall wäre die Stellvertretung im Wege der direkten Vertretung. Das heißt, der Spediteur vertritt \r\nden Anmelder gegenüber den Zollbehörden und wird damit nicht selbst Anmelder. \r\n65 Dorsch-Bickel, Art. 170 UZK, Rn. 4; Jung, ZfZ 2010, 225 (227). \r\nSeite 48 von 58\r\nZwischenergebnis: Die gegenwärtig abgestimmte Vorgehensweise ist daher\r\nrechtlich zulässig, aber nicht rechtlich vorgegeben. Die Zollbehörden könnten es den \r\nÜNB nicht verwehren, die Rolle des Einführers nicht mehr einzunehmen und die \r\nErzeuger oder die Empfänger darauf hinzuweisen, dass sie für die Einfuhr des von \r\nihnen gehandelten Stroms selbst verantwortlich sind (soweit keine \r\nentgegenstehenden vertraglichen Vereinbarungen mit diesen Parteien bestehen). \r\n4. CBAM-Emissionswert von Strom aus der AWZ \r\nFür den Fall, dass die ÜNB zollrechtlich Einführer des Stroms werden und dieser \r\nelektrische Strom aus der AWZ Ursprung in einem Drittland hat, wären die ÜNB \r\naktuell nach Art. 35 Abs. 1 CBAM-VO zur Abgabe eines quartalsweisen CBAM\u0002Berichts verpflichtet. Dabei stellte sich u.a. die Frage, welchen Emissionswert der \r\ndurch Offshore-Windparks hergestellte Strom hat und ob dieser mit dem Wert „Null“ \r\nangegeben werden kann. \r\n4.1 Bestimmung des Emissionswerts für Strom als eingeführte Ware \r\nFür Strom als eingeführte Ware hat der berichtspflichtige Anmelder nach Art. 3 \r\nAbs. 2 f) der CBAM-BerichtsVO den für Strom verwendeten Emissionsfaktor, \r\nausgedrückt als Tonnen an CO2e-Emissionen (CO2-Äquivalent) pro MWh \r\n(Megawattstunde) gemäß Anhang III Abschnitt D der Verordnung und die für die \r\nBestimmung des Emissionsfaktors des Stroms verwendete Datenquelle oder \r\nMethode gemäß Anhang III Abschnitt D der Verordnung anzugeben. Hierbei ist der \r\nrelevante Emissionsfaktor des Stroms gemäß Anhang III Abschnitt D.2. zu \r\nbestimmen. Zu berücksichtigen sind dabei nur die direkten Emissionen. \r\nDer Emissionsfaktor ist demnach wie folgt zu bestimmen:\r\na) für ein Drittland, eine Gruppe von Drittländern oder eine \r\nRegion innerhalb eines Drittlands ist als relevanter CO2- \r\nEmissionsfaktor der spezifische Standardwert zu verwenden, so \r\nwie in Abschnitt D.2.1 dieses Anhangs vorgesehen; \r\nb) gibt es keinen spezifischen Standardwert im Sinne von \r\nBuchstabe a, ist der in Abschnitt D.2.2 dieses Anhangs \r\nvorgesehene CO2-Emissionsfaktor für die EU zu verwenden; \r\nc) legt ein berichtspflichtiger Anmelder auf amtlichen und \r\nallgemein zugänglichen Informationen beruhenden \r\nhinreichenden Nachweis dafür vor, dass der CO2-\r\nEmissionsfaktor im Drittland, in der Gruppe von Drittländern \r\noder in der Region innerhalb eines Drittlands, von wo der Strom \r\neingeführt wird, niedriger ist als die Werte gemäß den Buchstaben \r\na und b, und sind die Bedingungen in Abschnitt D.2.3 dieses \r\nSeite 49 von 58\r\nAnhangs erfüllt, so werden die behaupteten niedrigeren Werte auf \r\nGrundlage der verfügbaren und zuverlässigen Daten bestimmt; \r\nd) anstatt auf die Standardwerte für die Berechnung der grauen \r\nEmissionen des eingeführten Stroms kann der berichtspflichtige \r\nAnmelder auf die tatsächlichen grauen Emissionen\r\nabstellen, sofern die in den Unterabsätzen a bis d des Anhangs IV \r\nAbschnitt 5 der Verordnung (EU) 2023/956 aufgeführten \r\nkumulativen Kriterien erfüllt sind und die Berechnung auf Daten \r\nberuht, die vom Stromerzeuger gemäß diesem Anhang bestimmt \r\nwurden, berechnet gemäß Abschnitt D.2.3 dieses Anhangs. \r\n(Hervorhebungen hinzugefügt) \r\nIn der Variante a) geht der Verordnungsgeber davon aus, dass der Strom in einem \r\nLand oder Gebiet außerhalb der Union erzeugt wurde, für das ein länderspezifischer \r\nStandardwert existiert. Für die AWZ existiert ein solcher Emissionsfaktor nicht. Da \r\ndie AWZ keinem Drittland zugeordnet ist, scheidet diese Variante aus. Daher wäre \r\nvorbehaltlicher der Varianten c) und d) nach Variante c) der Emissionsfaktor für die \r\nUnion zugrunde zu legen. \r\nFraglich ist, ob Variante c) genutzt werden kann. Aus dem Wortlaut der Variante c) \r\nund Abschnitt D.2.3 der Anlage ergibt sich jedoch ebenfalls, dass sich der \r\nEmissionswert auf ein Drittland oder eine Region innerhalb eines Drittlandes \r\nbeziehen muss. Dies ist bei einem Gebiet in der AWZ, in dem ein Windpark existiert, \r\nnicht der Fall. Zudem wäre erforderlich, dass der Emissionsfaktor auf Grundlage von \r\namtlichen und allgemein zugänglichen Informationen nachgewiesen wird. Die Daten \r\nmüssten zudem für einen Fünfjahreszeitraum vorgelegt werden, der zwei Jahre vor \r\nder Berichterstattung endet. Solch umfängliche amtliche Werte sind uns nicht \r\nbekannt. In einer Studie des Umweltbundesamtes aus 2019 ergibt sich zwar, dass bei \r\nder Bestimmung von Emissionsfaktoren der Stromerzeugung auf See die direkten \r\nEmissionen mit „Null“ angegeben werden.66 Diese Information ist aber nicht \r\nausreichend, um die Anforderungen der Variante c) zu erfüllen. \r\nZuletzt stellt sich daher die Frage, ob Variante d) in Anwendung gebracht werden \r\nkann, wonach die tatsächlichen Emissionswerte anzugeben sind. Die in Anhang IV \r\nAbschnitt 5 der CBAM-VO aufgeführten Kriterien für die Anwendung der \r\ntatsächlichen grauen Emissionen von eingeführtem Strom, die kumulativ vorliegen \r\nmüssen, sind folgende: \r\na) Die Strommenge, für die die Verwendung tatsächlicher grauer \r\nEmissionen beantragt wird, wird von einem \r\nStrombezugsvertrag zwischen dem zugelassenen CBAM-\r\n \r\n66 Lauf/Memmler/Schneider, S. 52. \r\nSeite 50 von 58\r\nAnmelder und einem in einem Drittland \r\nniedergelassenen Stromerzeuger abgedeckt; \r\nb) die Stromerzeugungsanlage ist entweder direkt an das \r\nÜbertragungsnetz der Union angeschlossen oder es kann \r\nnachgewiesen werden, dass zum Zeitpunkt der Ausfuhr an keinem \r\nPunkt im Netzwerk zwischen der Anlage und dem \r\nÜbertragungsnetz der Union ein physischer Netzwerkengpass \r\nbestand; \r\nc) die Stromerzeugungsanlage stößt Emissionen von nicht mehr \r\nals 550 g CO2 aus fossilen Brennstoffen je Kilowattstunde Strom \r\naus; \r\nd) die Strommenge, für die die Verwendung der tatsächlichen \r\ngrauen Emissionen beantragt wurde, wurde von allen \r\nzuständigen Übertragungsnetzbetreibern im Ursprungsland, im \r\nBestimmungsland und, falls relevant, in jedem Transitland der \r\njeweils zugeteilten Verbindungskapazität fest zugewiesen, und die \r\nausgewiesene Kapazität und die Produktion des Stroms durch die \r\nAnlage betreffen denselben Zeitraum, der nicht länger als eine \r\nStunde sein darf; \r\n(Hervorhebungen hinzugefügt) \r\nVorliegend dürften die oben genannten Kriterien nicht erfüllt sein. Insbesondere \r\nbesteht kein Strombezugsvertrag zwischen einem der ÜNB und einem \r\nStromerzeuger. Im Übrigen basiert auch diese Variante ersichtlich auf der \r\nVorstellung, dass der Strom in einem Drittland erzeugt wurde. \r\nDie Voraussetzungen dienen vor allem dazu, sicherzustellen, dass der eingeführte \r\nStrom aus einer klar definierten Quelle stammt und kein „anderer Strom“, auf den \r\ndie Berechnung der tatsächlichen Emissionswerte nicht zutreffen würde, Teil des \r\neingeführten Stroms wird. Im vorliegenden Fall besteht diese Besorgnis indes nicht, \r\nweil die Windparks nur an das deutsche Stromnetz angeschlossen sind. Vergleichbar \r\nist die Konstellation mit einem firmeneigenen Windpark der direkt an eine \r\nProduktionsanlage angeschlossen ist. In letztgenannten Fall könnte ohne weiteres \r\nauf die tatsächlichen Werte für Strom zurückgegriffen werden (vgl. Abschnitt \r\nD.4.3.1). Diese Vorschrift gilt jedoch nicht für „Strom als eingeführte Ware“. \r\n4.2 Bewertung \r\nDie Auseinandersetzung mit den Emissionsfaktoren für Strom als eingeführte Ware \r\nzeigt deutlich, dass der Verordnungsgeber bei der Gestaltung der Vorschriften die \r\nErzeugung von Strom in der AWZ nicht im Blick hatte. Auch deshalb ist es nach \r\nunserer Ansicht geboten, den in der AWZ erzeugten Strom ursprungsrechtlich der \r\nSeite 51 von 58\r\nUnion zuzuweisen, sodass der Anwendungsbereich der CBAM-VO gar nicht eröffnet \r\nist (siehe oben 1.3.6.2). \r\nUngeachtet der besonderen Problematik, dass für Strom als eingeführte Ware \r\nbesondere Hürden für das Abstellen auf tatsächliche Emissionswerte bestehen, ist \r\nfestzuhalten, dass der Emissionsfaktor für Strom aus Windparks auf See der Sache \r\nnach „Null“ betragen müsste. Anhang II der CBAM-BerichtsVO enthält \r\nBegriffsbestimmungen und Produktionswege für Waren. Dort wird für die \r\nverschiedenen zusammengefassten Warenkategorien definiert, welche \r\nProduktionswege in die Betrachtung aufzunehmen und welche Emissionen zu \r\nüberwachen sind. Unter Abschnitt 3.19 ist für Strom festgelegt, dass nur direkte \r\nEmissionen zu überwachen sind. Für Strom umfasst die Überwachung der direkten \r\nEmissionen „alle Verbrennungsemissionen und Prozessemission aus der \r\nRauchgasreinigung“. Folgerichtig stellen die Vorschriften zur Bestimmung der \r\ntatsächlichen Emissionswerte (Anlage III Abschnitt D.4.1) auf die für die \r\nStromerzeugung verwendeten Brennstoffe und deren Emissionsfaktoren sowie die \r\nProzessemissionen der Abgaswäsche ab. Da in Windkraftanlagen weder \r\nVerbrennungsprozesse noch eine Abgaswäsche stattfindet, sind die Emissionen \r\nunseres Erachtens mit „Null“ anzusetzen. Insbesondere die Emissionen, die mit der \r\nErrichtung und der Wartung der Anlagen verbunden sind, sind nach der CBAM\u0002Systematik nicht zu berücksichtigen. \r\nAllerdings lässt sich dies den Vorschriften über die Bestimmung des \r\nEmissionsfaktors für Strom als eingeführte Ware nicht entnehmen, da diese im \r\nGrundsatz mit Standardemissionsfaktoren arbeiten und das Abstellen auf \r\ntatsächliche Emissionswerte nur in Ausnahmefällen erlauben. Daher wäre der \r\nEmissionsfaktor für Strom nach Variante c) der Emissionsfaktor für die Union \r\nzugrunde zu legen. \r\n5. Legislative Anpassungsmöglichkeiten \r\nAus den unter 4.2 dargestellten Überlegungen ergibt sich, dass die nach der CBAM\u0002VO relevanten Emissionen betreffend die Erzeugung von Strom im Fall von \r\nWindkraftanlagen in der AWZ stets mit „Null“ anzusetzen wären. Die Erfassung des \r\nStroms aus diesen Anlagen steht daher nicht im Einklang mit dem Sinn und Zweck \r\nder CBAM-VO. Dafür spricht auch, dass Windkraftanlagen keine Anlagen sind, die in \r\ndas Europäischen Emissionshandelssystem eingebunden sind (vgl. Anlage I der \r\nRichtlinie 2003/87/EG). Die obigen Ausführungen haben jedoch auch gezeigt, dass \r\ndie Regelungen der CBAM-VO keine Sonderregelungen für Strom vorsieht, der von \r\nWindkraftanlagen auf See erzeugt wurde. Nach den Ausführungen unter 1. könnte \r\nder in der AWZ durch Windkraftanlagen erzeugte Strom aus ursprungsrechtlichen \r\nGründen dem Anwendungsbereich entzogen werden. Diese Lösung wäre für die \r\nSeite 52 von 58\r\nWindkraftanlagen in der AWZ hilfreich, würde Windkraftanlagen in Drittländern, \r\nderen Emissionen ebenso mit Null anzusetzen wären, aber im Anwendungsbereich \r\nbelassen. Die Ausführungen unter 4. wiederum zeigen, dass durch das Abstellen auf \r\ntatsächliche Emissionswerte zu einem Emissionswert von „Null“ gelangt werden \r\nkönnte. Es wäre aber nicht möglich, den aus Windraftanlagen außerhalb der Union \r\nerzeugten Strom (mit „Null“ Emissionen) insgesamt dem Anwendungsbereich zu \r\nentziehen. \r\nDaher stellt sich die Frage, wie die Behandlung von in Windkraftanlagen in der AWZ \r\nerzeugtem Strom durch legislative Änderungen in Einklang mit Sinn und Zweck der \r\nVerordnung gebracht werden könnte, sodass der Strom, der in diesen Anlagen \r\nerzeugt wird, insgesamt nicht mehr dem Anwendungsbereich der CBAM-VO \r\nunterfällt. \r\n5.1 Änderung von Anhang III.2 CBAM-VO \r\nArt. 2 Abs. 11 CBAM-VO räumt der Kommission die Befugnis ein, Drittländer oder \r\nGebiete unter den Voraussetzungen des Art. 2 Abs. 7 CBAM-VO in Anhang III \r\nNummer 2 aufzunehmen, sodass aus diesen Ländern eingeführter Strom nicht mehr \r\ndem Anwendungsbereich der CBAM-VO unterfällt. \r\nArt. 2 Abs. 7 CBAM-VO erfordert ein Abkommen der Union mit einem Drittland, \r\nwonach dieses Drittland das Unionsrecht im Elektrizitätsbereich übernimmt und \r\numfangreiche Verpflichtungen für die Zukunft übernimmt. Ebenso wie die \r\nVorschriften über den Emissionsfaktor für eingeführten Strom (siehe oben 4.1) sind \r\nauch diese Vorschriften eindeutig nicht auf die Anwendung auf die AWZ ausgelegt. \r\nDie AWZ ist kein Drittland oder Gebiet im Sinne eines vertragsschlussfähigen \r\nvölkerrechtlichen Subjekts. Allenfalls die Staaten, die in der AWZ über \r\nausschließliche Rechte verfügen, könnten im Hinblick auf diese Verpflichtungen \r\neingehen. Diese Staaten wären im vorliegenden Fall aber keine Drittländer, sondern \r\nMitgliedstaaten. Im vorliegenden Fall wäre Deutschland betroffen, das kein Drittland \r\nist und das Unionsrecht im Elektrizitätsbereich nicht übernehmen könnte, da es für \r\nDeutschland ohnehin gilt. \r\nAuch insoweit bietet Art. 2 Abs. 11 CBAM-VO keine Lösung, sondern zeigt vielmehr \r\nerneut, dass es grundsätzlich dem Sinn und Zweck der CBAM-VO widerspricht, den \r\nAnwendungsbereich der CBAM-VO auf in der AWZ erzeugten Strom zu erstrecken. \r\nEs ist ein deutlicher Widerspruch, dass die Union die Möglichkeit hat, Strom aus \r\nDrittländern im Fall von vertraglichen Zugeständnissen aus dem \r\nAnwendungsbereich der CBAM-VO auszunehmen, während Strom, der in der AWZ \r\neines Mitgliedstaates erzeugt wurde, dem Anwendungsbereich unterfällt und als \r\nCBAM-pflichtige Einfuhrware gilt. \r\nSeite 53 von 58\r\n5.2 Änderung des Zolltarifs \r\nElektrischer Strom, der in die Unterposition 2716 0000 KN eingereiht wird, ist in \r\nAnhang I der CBAM-VO aufgeführt und unterfällt damit dem Anwendungsbereich, \r\nsofern er seinen Ursprung in einem Drittland hat. Eine weitere Unterteilung dieser \r\nUnterposition KN, etwa nach Herstellungsart oder -ort, wird auf Ebene der Union \r\nnicht vorgenommen. Zu prüfen ist deswegen, welche legislativen Anpassungen \r\nerforderlich und rechtlich möglich wären, damit Strom, der in der AWZ aus \r\nerneuerbaren Quellen hergestellt wird, aus dem Anwendungsbereich der CBAM-VO \r\nausgenommen wäre. \r\n5.2.1 Schaffung einer eigenen Unterposition KN \r\nEine Möglichkeit, Strom, der aus erneuerbaren Quellen in der AWZ produziert \r\nwurde, aus dem Anwendungsbereich der CBAM-VO auszunehmen, besteht darin, \r\neine eigene Unterposition KN für Strom zu schaffen, der auf diese Art erzeugt wurde, \r\nalso eine Änderung der 7. und 8. Stelle der bisher bestehenden Unterposition 2716 \r\n0000 KN vorzunehmen. Für die Schaffung einer neuen Unterposition KN ist die \r\nEuropäische Kommission zuständig; entsprechende Anträge können aber zumindest \r\nmittelbar von den Wirtschaftsbeteiligten eingebracht werden. \r\n5.2.1.1 Verfahren zur Schaffung neuer Unterpositionen KN \r\nDie Europäische Kommission ist nach Art. 1 Abs. 1 der KN-Grundverordnung67 für \r\ndie Einführung der Kombinierten Nomenklatur und nach Art. 9 und 10 der KN\u0002Grundverordnung auch für ihre Änderung zuständig. \r\nDas Verfahren ist in Grundzügen in Art. 10 geregelt und kommt für alle Fälle des \r\nArt. 9 zur Anwendung, also auch für Änderungen der Kombinierten Nomenklatur. \r\nNach Art. 9 Abs. 1 lit. e) der KN-Grundverordnung können etwa Änderungen der KN \r\nmit dem Ziel, sie der Entwicklung der Technik oder des Handels \r\nanzupassen (…); \r\nvorgenommen werden. Einordnungen der CBAM-VO in die Terminologie des \r\nZollrechts, hier in den Begriff „Entwicklung der Technik oder des Handels“ durch die \r\nRechtsprechung oder rechtsverbindliche Hinweise oder Erläuterungen sind bisher \r\nnicht erfolgt. Die weitreichenden Verpflichtungen nach der CBAM-VO werden aber \r\nmaßgeblichen Einfluss auf den Handel mit den erfassten Waren haben. Es spricht \r\ndeswegen vieles dafür, das Inkrafttreten der CBAM-Verordnung mit den \r\nentsprechenden Verpflichtungen als „Entwicklung des Handels“ im Sinne von Art. 9 \r\n \r\n67 Verordnung (EWG) Nr. 2658/87 des Rates vom 23. Juli 1987 über die zolltarifliche und statistische \r\nNomenklatur sowie den Gemeinsamen Zolltarif. \r\nSeite 54 von 58\r\nAbs. 1 lit. e) der KN-Grundverordnung anzusehen, die eine Änderung der KN \r\ngrundsätzlich rechtfertigt. \r\nAlternativ könnte auch auf Art. 9 Abs. 1 lit. b) der KN-Grundverordnung abgestellt \r\nwerden, wonach die Kommission Änderungen vornehmen kann, \r\num Veränderungen der statistischen und handelspolitischen \r\nAnforderungen Rechnung zu tragen. \r\nHandelspolitische Maßnahmen sind nichttarifäre Maßnahmen, die im Rahmen der \r\ngemeinsamen Handelspolitik durch Gemeinschaftsvorschriften über die Regelungen \r\nfür die Ein- und Ausfuhr von Waren getroffen worden sind. Beispielhaft können \r\nÜberwachungs- und Schutzmaßnahmen, mengenmäßige Beschränkungen oder Ein\u0002und Ausfuhrverbote genannt werden. Die Rechtsnatur von CBAM ist in diesem \r\nZusammenhang noch ungeklärt, es handelt sich aber jedenfalls um eine nichttarifäre \r\nMaßnahme – da keine Zölle oder Steuern erhoben werden – und sie ist mit der \r\nEinfuhr verknüpft. Wenn die Kommission bestimmte Waren von der Maßnahme \r\nausnehmen möchte – etwa um den Warenkreis in Einklang mit Sinn und Zweck der \r\nVerordnung zu bringen –, wäre dies unseres Erachtens eine ausreichende \r\nRechtfertigung für die Änderung der KN. \r\n5.2.1.1.1 Beteiligung des Ausschusses für den Zollkodex \r\nNach Art. 10 Abs. 1 der KN-Grundverordnung ist bei Änderungen der KN der \r\nAusschuss für den Zollkodex, der aus Vertretern der Mitgliedstaaten besteht, zu \r\nbeteiligen. Der Ausschuss für den Zollkodex ist ein Ausschuss im Sinne der \r\nKomitologieverordnung.68\r\nÄnderungen der KN werden im sogenannten Prüfverfahren nach Art. 2 Abs. 2, Art. 5 \r\nder Komitologieverordnung vorgenommen. Das Verfahren sieht im Wesentlichen \r\nvor, dass dem Ausschuss ein Entwurf des von der Kommission zu erlassenden \r\nDurchführungsrechtsaktes vorgelegt wird. Der Ausschuss für den Zollkodex gibt zu \r\ndiesem Entwurf eine Stellungnahme ab. Im Fall einer befürwortenden \r\nStellungnahme erlässt die Kommission den im Entwurf vorgesehenen \r\nDurchführungsrechtsakt. Ergeht eine ablehnende Stellungnahme des Ausschusses, \r\nkann die Europäische Kommission dem Ausschuss entweder eine geänderte Fassung \r\ndes Entwurfs vorlegen oder den Berufungsausschuss mit dem Entwurf befassen. \r\n \r\n68 Verordnung (EU) Nr. 182/2011 vom 16. Februar 2011 zur Festlegung der allgemeinen Regeln und Grundsätze, \r\nnach denen die Mitgliedstaaten die Wahrnehmung der Durchführungsbefugnisse durch die Kommission \r\nkontrollieren. \r\nSeite 55 von 58\r\n5.2.1.1.2 Entwurf eines Durchführungsrechtsaktes \r\nDie Initiative für eine solche Änderung kann von TenneT, 50Hertz und Amprion \r\nausgehen, denn Wirtschaftsbeteiligte können sich an den Entwürfen für die \r\nKommissionsentscheidung zur Änderung der KN beteiligen. Das Verfahren richtet \r\nsich nach dem „Verhaltenskodex für die Verwaltung der KN“.69\r\nDer Verhaltenskodex regelt die Möglichkeit der Antragstellung auf Änderung der KN \r\ndurch die Beteiligten: Antragsberechtigt sind nach Ziff. 4.1.1 des Verhaltenskodex \r\nunter anderem die Verwaltungen der Mitgliedstaaten und die europäischen \r\nVerbände. Einzelne Wirtschaftsbeteiligte können Anträge (nur) über den \r\nzuständigen europäischen Verband oder die Verwaltung des Mitgliedstaats stellen, in \r\ndem sie ansässig sind. Die Kommission unterrichtet Beteiligte, die eine Änderung der \r\nKN beantragt haben, laufend über den Stand ihres Vorschlags. \r\nAnträge, die keinen Bezug auf die Statistik bei Eurostat aufweisen, sind bei der \r\nGeneraldirektion Steuern und Zollunion (Directorate-General Taxation and\r\nCustoms Union– DG TAXUD) zu stellen. Vorschläge müssen nach Ziff. 4.1.4 des\r\nVerhaltenskodex spätestens zum 30. April des diesem Inkrafttreten vorausgehenden \r\nJahres unterbreitet werden. \r\nZu berücksichtigen ist, dass Änderungen der Unterpositionen KN nur nach den \r\nzeitlichen Vorgaben des Art. 12 KN-Grundverordnung vorgenommen werden dürfen, \r\nd.h. nur einmal jährlich zum Jahresanfang. Bei einer Antragstellung bis 30. April \r\n2025 kann eine entsprechende Änderung also frühestens zum 1. Januar 2026 in Kraft \r\ntreten. \r\n5.2.1.2 Antragsinhalt \r\nEin Antrag könnte auf die Schaffung einer neuen Unterposition KN für Strom \r\ngerichtet sein, der auf eine bestimmte Art und Weise bzw. an einem bestimmten Ort \r\nerzeugt wurde. Entsprechende Differenzierungen enthält die Kombinierten \r\nNomenklatur bereits für andere Waren, etwa für Wein. (Schaum-)Wein wird je nach \r\nUrsprung, der einer geschützten Ursprungsbezeichnung unterfällt, in eine andere \r\nUnterposition KN eingereiht: \r\n Schaumwein, der in der französischen Provinz Champagne erzeugt und \r\nausschließlich aus Trauben dieser Provinz gewonnen wurde, ist in die \r\n \r\n69 Mitteilung der Kommission: Verhaltenskodex für die Verwaltung der Kombinierten Nomenklatur (KN) \r\n(2000/C 150/03), veröffentlicht im Amtsblatt am 30.05.2000. \r\nSeite 56 von 58\r\nCodenummer 2204 1011 00 0 mit der Warenbezeichnung „Champagner“ \r\neinzureihen,70\r\n „Prosecco“ im Sinne von Codenummer 2204 1015 00 0 ist dagegen \r\n„.. ein Schaumwein mit geschützter Ursprungsbezeichnung, \r\nhergestellt aus Trauben der Rebsorte „Glera“, die in den Regionen \r\nmit den Ursprungsbezeichnungen „Prosecco“, „Conegliano\u0002Valdobbiadene — Prosecco“, „Colli Asolani — Prosecco“ und „Asolo \r\n— Prosecco“ geerntet werden.“71\r\nDer Verhaltenskodex schreibt in Ziff. 3.1.1 vor: \r\nDie KN-Unterpositionen zur HS-Nomenklatur sollten folgende \r\nGegebenheiten widerspiegeln: \r\n(…) \r\nc) die von den Mitgliedstaaten und den europäischen Verbänden \r\nmitgeteilten legitimen Bedürfnisse gemeinschaftlicher Art in \r\nspezifischen Bereichen. \r\nDer Antrag hat also u.a. dann Aussicht auf Erfolg, wenn die Europäische Kommission \r\nzu dem Ergebnis kommt, dass ein legitimes Bedürfnis hinsichtlich der Änderung der \r\nKN besteht. Die weitreichenden Verpflichtungen nach der CBAM-VO, die für die \r\nWirtschaftsbeteiligten nicht nur einen erheblichen Arbeitsaufwand, sondern auch \r\nrechtliche Risiken bedeuten, sind im Hinblick auf Strom, der in der AWZ vollständig \r\naus erneuerbaren Quellen erzeugt wird, unverhältnismäßig. Die Erzeugung des \r\nStroms verursacht keine Emissionen. Die Einhaltung der genannten Verpflichtungen \r\nist für die Erreichung der Ziele der CBAM-Verordnung also schlicht nicht \r\nerforderlich. Wenn der so erzeugte Strom in der Union zum zollrechtlich freien \r\nVerkehr überlassen wird, besteht deswegen unseres Erachtens ein legitimes \r\nBedürfnis gemeinschaftlicher Art, die KN so abzuändern, dass der so erzeugte Strom \r\nnicht den Beschränkungen der CBAM-VO unterworfen ist (siehe auch oben 4.2). \r\nDer Antrag selbst ist mit Gründen zu versehen und muss nach Ziff. 4.2.1 des \r\nVerhaltenskodex neben den Einzelheiten zur betreffenden Warenart und der Angabe \r\nder betroffenen Positionen und Unterpositionen vor allem auch bei Waren, für die \r\nneue Unterpositionen KN beantragt werden, Einzelheiten über das einschlägige \r\nHandelsvolumen in Euro oder statistische Angaben, einschließlich \r\nHandelsprognosen enthalten. \r\n \r\n70 Vgl. Erläuterungen zur KN, Position 2204, Rz. 04.0. \r\n71 Erläuterungen zur KN, Position 2204, Rz. 06.0. \r\nSeite 57 von 58\r\n5.2.2 Änderung auf TARIC-Ebene \r\nEine Änderung auf TARIC-Ebene mit dem Ziel, Strom, der in der AWZ aus \r\nerneuerbaren Quellen erzeugt wurde, aus dem Anwendungsbereich der CBAM-VO \r\nauszunehmen, birgt gegenüber dem Vorgehen, das unter 5.2.1 dargestellt wurde, \r\nkeine Vorteile. \r\nZum einen umfasst der „Integrierte Tarif der Europäischen Gemeinschaften“ \r\n(TARIC) nach Art. 2 UAbs. 2 der KN-Grundverordnung (nur) Unterteilungen, „die \r\nzur Durchführung der in Anhang II der KN-Grundverordnung aufgeführten \r\nbesonderen gemeinschaftlichen Maßnahmen notwendig sind“. Zu diesen \r\nMaßnahmen zählen: \r\n1. Zollaussetzungen \r\n2. Zollkontingente \r\n3. Zollpräferenzen (einschließlich Zollkontingente und Plafonds) \r\n4. Allgemeines Präferenzsystem gegenüber Entwicklungsländern \r\n5. Antidumping- und Ausgleichszölle \r\n6. Ausgleichsabgaben \r\n7. Agrarteilbeträge \r\n8. Durchschnittswerte \r\n9. Referenzpreis und Mindestpreis \r\n10. Einfuhrverbote \r\n11. Einfuhrbeschränkungen \r\n12. Einfuhrüberwachung \r\n13. Ergänzender Handelsmechanismus \r\n14. Ausfuhrverbote \r\n15. Ausfuhrbeschränkungen \r\n16. Ausfuhrüberwachung \r\n17. Ausfuhrerstattungen \r\nSeite 58 von 58\r\nDie Maßnahmen, die durch die CBAM-VO angeordnet werden, fallen nicht bzw. nur \r\nteilweise darunter. Von den – abschließend – aufgeführten Maßnahmen in Anhang \r\nII der KN-Grundverordnung kommt allenfalls Ziff. 12 „Einfuhrüberwachung“ in \r\nBetracht. Es wäre aber nicht zielführend, wenn lediglich durch entsprechende \r\nTARIC-Unterpositionen festgelegt würde, dass Einfuhrüberwachungsmaßnahmen \r\nnach der CBAM-Verordnung für Strom, der ausschließlich aus erneuerbaren Quellen \r\nin der AWZ produziert wurde, nicht gelten. An den sich aus der CBAM-VO im \r\nÜbrigen ergebenden Pflichten, etwa zum Erwerb von Zertifikaten oder \r\nBerichtspflichten, würde sich dadurch nichts ändern. Zwar legt die Liste des Anhangs \r\nII nur den allgemeinen Rahmen des TARIC fest und es wird vertreten, dass sie \r\ndeshalb weit auszulegen sei. Wenn auf Unionsebene eine neue Maßnahmenart \r\nbeschlossen wird, müsse die Möglichkeit bestehen, diese Maßnahme sogleich in den \r\nTARIC aufzunehmen.72 Jedenfalls wäre dann aber eine Änderung des Anhang II der \r\nKN-Grundverordnung nach Art. 9 Abs. 3 KN-Grundverordnung erforderlich, die \r\nerneut über das Verfahren nach Art. 10 KN-Grundverordnung erfolgen müsste und \r\ndeswegen weder zeitliche Vorteile noch Verfahrensvereinfachungen bieten würde. \r\nVor allem aber müsste bei diesem Vorgehen – einer Änderung auf TARIC-Ebene – \r\nzusätzlich die CBAM-Verordnung geändert werden, weil sie bislang auf die gesamte \r\nUnterposition KN, ohne Differenzierung nach TARIC-Codes verweist. Wenn aber \r\nschon eine Änderung der CBAM-VO erforderlich ist, wäre es zielführender, darauf \r\nhinzuwirken, dass Strom, der ausschließlich aus erneuerbaren Quellen in der AWZ \r\nproduziert wird, unmittelbar und nicht über den Umweg einer TARIC-Codierung aus \r\ndem Anwendungsbereich ausgenommen wird. \r\nDr. Hartmut Henninger Lars Hillmann \r\nRechtsanwalt Rechtsanwalt \r\n \r\n72 Dazu Dorsch-Lux, Verordnung (EWG) Nr. 2658/87, Artikel 2, Rz. 4. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-10-30"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012281","regulatoryProjectTitle":"Klarstellung beim CBAM erwirken","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/53/1c/388745/Stellungnahme-Gutachten-SG2412200105.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":"CBAM – Abschätzung finanzielle\r\nBelastung AWZ-OWP-Stroms\r\nVERTRAULICH\r\n13.09.2024 1\r\n50Hertz Tennet Einheiten\r\nImportierter Strom aus OWPs 3.200.000,00 14.279.940,00 MWh p.a.\r\nder deutschen AWZ\r\nt CO2 Standard-Wert Emissionsfaktor 0,65929 0,65929 /MWh\r\n(„QU“ bzw. EU-Durchschnitt)\r\nRechnerisch ermittelter Wert 2.109.728,00 9.414.622,00 t CO2\r\nCO2 Emission\r\nGeschätzter Preis 65,00 65,00 €/t CO2\r\nEmissionszertifikat \r\nGeschätzte CBAM-Kosten für 137.132.320,00 611.950.430,00 €\r\nErwerb Zertifikate\r\nErste Abschätzung finanzielle Belastung p.a.\r\n2\r\nHinweise: \r\n- Bei den angegebenen Werten handelt es sich um eine Abschätzung auf Basis unterjähriger Daten. Die Erzeugungsmengen aus Offshore-Wind unterliegen \r\nwetterabhängigen Schwankungen. \r\n- In der Zukunft werden sich die Erzeugungsmengen durch den Ausbau signifikant erhöhen, entsprechend würden sich deutlich höhere Kosten ergeben.\r\n- Aktuell sind am Übertragungsnetz der Amprion noch keine Offshore-Windparks angeschlossen, daher sind für die Amprion keine Werte angegeben.\r\n- Unberücksichtigt ist bei der Betrachtung, dass 1/3 der erworbenen Zertifikate zurückgegeben werden können. Damit könnte die Belastung nachträglich verringert werden.\r\nBayreuth, Berlin, Dortmund, Stuttgart 13.09.2024\r\nMögliche Preissteigerung:\r\nEine mögliche Preissteigerung\r\nhängt maßgeblich vom Preis\r\nfür Emissionszertifikate im\r\nEU-ETS ab.\r\nBei einem Preis von 65 Euro/t\r\nCO2\r\nliegt die zu erwartende\r\nPreissteigerung bei 4,29\r\nCent/kWh.\r\n50Hertz Transmission GmbH\r\nHeidestraße 2\r\n10557 Berlin\r\nE-Mail: info@50hertz.com \r\nTenneT TSO GmbH\r\nBernecker Straße 70\r\n95448 Bayreuth\r\nE-Mail: info@tennet.eu \r\nAmprion GmbH\r\nRobert-Schuman-Straße 7\r\n44263 Dortmund\r\nE-Mail: info@amprion.net\r\nTransnetBW GmbH\r\nHeilbronner Straße 51 – 55\r\n70191 Stuttgart\r\nE-Mail: info@transnetbw.de\r\nKontaktfolie\r\nBayreuth, Berlin, Dortmund, Stuttgart 13.09.2024"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-10-30"}]}]},"contracts":{"contractsPresent":false,"contractsCount":0,"contracts":[]},"codeOfConduct":{"ownCodeOfConduct":false}}