{"$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":"2026-04-09T01:52:26.624+02:00","jsonDocumentationUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/informationen-und-hilfe/open-data-1049716","registerNumber":"R001797","registerEntryDetails":{"registerEntryId":45731,"legislation":"GL2024","version":7,"detailsPageUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/suche/R001797/45731","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/fa/f9/510483/Lobbyregister-Registereintraege-Detailansicht-R001797-2025-04-16_21-22-20.pdf","validFromDate":"2025-04-16T21:22:20.000+02:00","validUntilDate":"2026-01-09T23:45:45.000+01:00","fiscalYearUpdate":{"updateMissing":false,"lastFiscalYearUpdate":"2025-04-16T21:22:20.000+02:00"}},"accountDetails":{"activeLobbyist":true,"activeDateRanges":[{"fromDate":"2024-06-28T18:46:32.000+02:00"}],"firstPublicationDate":"2022-02-25T19:23:20.000+01:00","lastUpdateDate":"2025-04-16T21:22:20.000+02:00","registerEntryVersions":[{"registerEntryId":45731,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R001797/45731","version":7,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-04-16T21:22:20.000+02:00","validUntilDate":"2026-01-09T23:45:45.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":44502,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R001797/44502","version":6,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2024-10-10T14:54:19.000+02:00","validUntilDate":"2025-04-16T21:22:20.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":39333,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R001797/39333","version":5,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2024-06-28T18:46:32.000+02:00","validUntilDate":"2024-10-10T14:54:19.000+02:00","versionActiveLobbyist":true}],"accountHasCodexViolations":false},"lobbyistIdentity":{"identity":"ORGANIZATION","name":"Initiative Energien Speichern e.V. 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Mit derzeit 16 Mitgliedern repräsentiert die INES über 90 Prozent der deutschen Gasspeicherkapazitäten. Die INES-Mitglieder betreiben damit auch knapp 25 Prozent aller Gasspeicherkapazitäten in der EU. Außerdem treiben die INES-Mitglieder in zahlreichen Projekten die Entwicklung von Untergrund-Wasserstoffspeichern voran und gehören damit zu den Vorreitern dieser wichtigen Energiewende-Technologie. INES fördert die öffentliche Wahrnehmung der Rolle der Gas- und Wasserstoffspeicher bei der Sicherstellung einer zuverlässigen/leistungsfähigen, umweltverträglichen und preisgünstigen Energieversorgung. INES vertritt die Mitglieder als Ansprechpartner und Interessensvertretung im Rahmen der abgestimmten Positionen. INES unterstützt die in Deutschland tätigen Gas- und Wasserstoffspeicherbetreiber bei der Erfüllung ihrer gesetzlichen und regulatorischen (europäischen und nationalen) Pflichten unter Wahrung kartellrechtlicher Vorgaben.\r\n\r\nDie Tätigkeiten der INES werden in drei Geschäftsbereiche gegliedert:\r\n-Verbandsorganisation\r\n-Fakten und Positionen\r\n-Kommunikation \r\n\r\nZu den Tätigkeiten im Geschäftsbereich „Verbandsorganisation“ gehören das gesamte Finanz- und Rechnungswesen (insb. Kontoführung), der Betrieb der Geschäftsstelle, die Erstellung von Kommunikationsmaterialien und die Betreuung der Mitglieder und Entscheidungsgremien des Vereins. \r\n\r\nDer Geschäftsbereich „Fakten und Positionen“ ist in drei Gremien untergliedert, die jeweils eine Dimension des energiepolitischen Energiedreiecks beleuchten: \r\n-FaPo Umweltverträglichkeit\r\n-FaPo Bezahlbarkeit\r\n-FaPo Versorgungssicherheit\r\n\r\nDie Gremien setzen sich aus Vertretern und Vertreterinnen von INES-Mitgliedsunternehmen zusammen. Zudem wirken die INES-Mitarbeitenden in den Gremien mit. In den Gremien werden Handlungsbedarfe in Zusammenhang mit den jeweiligen Fragestellungen identifiziert, die aus politischer Sicht bestehen. Anschließend werden mögliche Lösungen erarbeitet und daraus eine INES-Position ausgewählt. Diese in den Gremien beschlossenen Positionen sind die Grundlage für die Erstellung von Stellungnahmen und Positionspapieren. \r\n\r\nIm Geschäftsbereich „Kommunikation“ werden die in den Gremien beschlossenen INES-Positionen in Form von beispielsweise Stellungnahmen oder Kommunikationsformaten wie parlamentarischen Frühstücken oder Pressekonferenzen an die Stakeholder kommuniziert. \r\n\r\nIn Form von Pressemitteilungen hat INES im Jahr 2024 und 2025 folgendes bekannt gegeben: \r\n-Beitritt des 16. INES-Mitglieds\r\n-Durchführung und Auswertung einer Marktabfrage zur Wasserstoffspeicherung\r\n-Unterstützung der Allianz „H2eart for Europe“\r\n-Veröffentlichung von Stellungnahmen und Papieren (siehe auch „Stellungnahmen/Gutachten“)\r\n- Veröffentlichungen der Gas-Szenarien zur Versorgungssicherheit in Deutschland\r\n\r\nAm 22. Februar 2024 hat INES gemeinsam mit dem Bundesverband Erneuerbare Energie ein parlamentarisches Frühstück zum Thema „Wasserstoffspeicher“ veranstaltet. \r\n\r\nINES hat im Jahr 2024 eine Pressekonferenz durchgeführt, in der von INES modellierte Szenarien präsentiert worden. Die Gas-Szenarien beschreiben im Kern die Entwicklung des Füllstands von Gasspeichern. Seit dem Februar 2024 wurden die weiteren Aktualisierungen dieser Gas-Szenarien als Presse-Updates über Pressemitteilungen veröffentlicht. \r\n\r\nINES hat im Januar 2025 eine Pressekonferenz durchgeführt, um die Ergebnisse der Marktabfrage zur Wasserstoffspeicherung (MAHS, Market Assessment for Hydrogen Storage) der Öffentlichkeit vorzustellen. Zuvor wurden mit den relevanten Behörden (BMWK, Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz und BNetzA, Bundesnetzagentur) die Ergebnisse besprochen."},"employeesInvolvedInLobbying":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","employeeFTE":1.07},"financialExpenses":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","financialExpensesEuro":{"from":220001,"to":230000}},"mainFundingSources":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","mainFundingSources":[{"code":"MFS_MEMBERSHIP_FEES","de":"Mitgliedsbeiträge","en":"Membership fees"}]},"publicAllowances":{"publicAllowancesPresent":false,"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31"},"donators":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","totalDonationsEuro":{"from":0,"to":0}},"membershipFees":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","totalMembershipFees":{"from":480001,"to":490000},"individualContributorsPresent":false,"individualContributors":[]},"annualReports":{"annualReportPreviousLastFiscalYearExists":true,"previousLastFiscalYearStart":"2023-01-01","previousLastFiscalYearEnd":"2023-12-31","annualReportPdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b4/ca/510478/INES_Jahresabschluss_2023.pdf"},"regulatoryProjects":{"regulatoryProjectsPresent":true,"regulatoryProjectsCount":11,"regulatoryProjects":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0010165","title":"Änderung des Gasspeichergesetzes und Gestaltung der Zertifizierung von Gasspeicherbetreibern ","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes zur Einführung von Füllstandsvorgaben für Gasspeicheranlagen","printingNumber":"20/1024","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/010/2001024.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsgesetzes-zur-einf%C3%BChrung-von-f%C3%BCllstandsvorgaben-f%C3%BCr/285355","leadingMinistries":[]}],"draftBillPresent":false,"description":"Austausch mit der Bundesnetzagentur zur Ausgestaltung und Durchführung der Zertifizierung von Gasspeicherbetreibern \r\nMarktliche Ausgestaltung der Füllstandsvorgaben, sodass sie sowohl für Speicherbetreiber als auch Speicherkunden umsetzbar sind, aber gleichzeitig die Einhaltung der Füllstandsvorgaben sicherstellen. 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Amortisationsmechanismus","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Festlegen einer Herangehensweise und Grundsätze für die Entwicklung einer Netzentgeltsystematik Wasserstoff\r\nAnalyse von Lastflüssen \r\nAspekte der bisherigen Netzentgeltsystematik Gas, die übertragen werden sollten\r\nEmpfehlungen zur Ausgestaltung der Netzentgeltsystematik Wasserstoff ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"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":"RV0012754","title":"Überführung der Gasnetzzugangsverordnung in neue Regelungsvorhaben ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Mit der Novellierung des Energiewirtschaftsgesetzes wurden 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1.\tEinleitung\r\nAm 9. Februar 2024 ist das Gesetz zur Änderung der Vorschriften des Energiewirtschaftsgesetzes zu Füllstandsvorgaben für Gasspeicheranlagen und zur Anpassung weiterer energierechtlicher Vorschriften vom 05.02.2024 in Kraft getreten. Daher hat die Bundesnetzagentur ihre Einschätzung zur Auslegung des Gasspeichergesetzes überarbeitet und legt das Ergebnis im Schreiben vom 29. April 2024, insbesondere hinsichtlich der Informationspflichten und zur Umsetzung des Use-it-or-lose-it-Verfahrens, dar. Die Bundesnetzagentur bittet um Rückmeldungen zu ihrer Einschätzung bis zum 14. Mai 2024. \r\nINES dankt der Beschlusskammer 7 (BK7) für die Einschätzung zur Auslegung und nimmt nachfolgend Stellung dazu. \r\n\r\n2.\tFüllstandsvorgaben und maßgebliche Stichtage \r\nSpeicheranlagenbezogene Füllstandsvorgaben\r\nDie BK7 vertritt mit dem Schreiben vom 29. April 2024 weiterhin die Auffassung, dass Füllstandsvorgaben nutzerbezogen gelten. Damit im Widerspruch stehen allerdings die eindeutigen Formulierungen des § 35b Abs. 1 S. 2 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG): \r\n„In jeder Gasspeicheranlage [sind] die nachfolgend angegebenen Füllstände als prozentualer Anteil am Arbeitsgasvolumen der Gasspeicheranlage zu den genannten Stichtagen vorzuhalten (Füllstandsvorgaben).“ \r\nAnstelle des Bezugs auf Speicherkunden werden die Füllstandsvorgaben also eindeutig im EnWG auf Speicheranlagen bezogen.  \r\n\r\nNutzerbezogene Informationspflichten\r\nGem. § 35b Abs. 4 S. 3 sind Gasspeicherbetreiber erst ab Erreichen oder Unterschreiten der Füllstandskennlinie der Gasspeicheranlage dazu verpflichtet, nutzerspezifische Informationen an die Bundesnetzagentur (BNetzA) zur übermitteln: \r\n„Wird diese Füllstandskennlinie erreicht oder unterschritten, ist der Betreiber einer Gasspeicheranlage dazu verpflichtet, die nachfolgenden Angaben entsprechend gesondert je betroffenem Nutzer einer Gasspeicheranlage elektronisch an die Bundesnetzagentur zu übermitteln“. \r\nSolange die Speicheranlage die Füllstandskennlinie nicht erreicht oder unterschreitet, sind demnach keine nutzerbezogenen Informationen zu übermitteln, was verdeutlicht, dass die Füllstandsvorgaben nicht nutzerbezogen gelten.\r\nEs entbehrt einer gesetzlichen Grundlage, von nutzerbezogenen Füllstandsvorgaben auszugehen. Eine nutzerspezifische Betrachtung vor Erreichen oder Unterschreiten der Füllstandskennlinie einer Gasspeicheranlage ist gesetzlich nicht vorgesehen. \r\n\r\n3.\tInformationspflichten nach § 35b Abs. 4 EnWG\r\nÜbermittlung von nutzerspezifischen Kennlinien\r\nDie BK7 bittet um Übermittlung von nutzerspezifischen Kennlinien mit eindeutiger Kundenbenennung in Form des Firmennamens bis zum 14. Mai 2024 und um Aktualisierung der Kennlinien bei einer nachträglichen Veränderung. Wie bereits in Abschnitt 2 dargelegt, sind Gasspeicherbetreiber erst nach Erreichen oder Unterschreiten der Füllstandskennlinie dazu verpflichtet, nutzerindividuelle Daten an die Bundesnetzagentur zu übermitteln (vgl. zudem § 35b Abs. 4 S. 3 EnWG). \r\nGemäß § 35b Abs. 4 S. 2 muss der Betreiber einer Gasspeicheranlage \r\n„gegenüber der BNetzA die entsprechenden technischen Kennlinien [vorlegen], die beschreiben, welcher Füllstand zu welchem Zeitpunkt notwendig ist, um die Füllstandsvorgaben erreichen zu können (Füllstandskennlinie)“. \r\nDa die Füllstandsvorgaben auf Gasspeicheranlagen bezogen sind, gilt dies auch für die Füllstandskennlinie. Folglich sind Gasspeicheranlagenbetreiber nicht dazu verpflichtet, nutzerspezifische Kennlinien an die Bundesnetzagentur zu übermitteln, sofern die Füllstandskennlinie nicht erreicht oder unterschritten ist. \r\n\r\nÜbermittlung eines Warnschusses 35 Tage vor Erreichen der Füllstandskennlinie\r\nDie BK7 leitet aus dem Gasspeichergesetz eine Verantwortung der Gasspeicherbetreiber zur Einhaltung der Füllstandsvorgaben ab. Es ist davon auszugehen, dass Speicherbetreiber einen „Warnschuss“ vor dem Erreichen der Füllstandskennlinie an die betroffenen Kunden übermitteln. \r\nIm Zusammenhang mit dem Warnschuss weist INES darauf hin, dass keine weitergehenden Verpflichtungen damit einhergehen, insb. keine Datenmeldepflichten. Das Gasspeichergesetz sieht ausdrücklich erst dann detailliertere Meldungen vor, wenn die Füllstandskennlinie einer Gasspeicheranlage erreicht oder unterschritten worden ist, um den bürokratischen Aufwand für die Speicherbetreiber zu reduzieren und so einen kosteneffizienten Zugang zu Speicheranlagen zu stärken.\r\nIm Zusammenhang mit dem Warnschuss ist festzustellen, dass es bei schnellen Kavernenspeichern weniger sinnvoll erscheint, einen Warnschuss 35 Tage vor Erreichen der Füllstandskennlinie abzugeben, da eine Befüllung schneller Speicher zu diesem frühen Zeitpunkt im Regelfall für die Speicherkunden noch problemlos möglich sein sollte. Der Warnschuss wird also im Fall von Kavernenspeicher vermutlich zu einem noch unkritischen Zeitpunkt versandt und führt zu mehr Irritation auf Seiten der Speicherkunden, als dass er wirklich einem Zweck dient.\r\n\r\n4.\tUmsetzung des Use-it-or-lose-it-Verfahrens \r\nAllgemeines\r\nDen Speicherbetreibern ist die Pflicht auferlegt worden, das Erreichen der Füllstandsvorgaben zu ermöglichen. Das Gesetz sieht für die Speicherbetreiber bei der Umsetzung einen Handlungsspielraum vor. Es ist wichtig, dass die Speicherbetreiber diesen Freiraum weiterhin nutzen können, damit die jeweils betreiberindividuell optimale Lösung das Erreichen der Füllstandsvorgaben sicherstellen kann. INES bittet deshalb die BK7 den gesetzlich definierten Handlungsspielraum zu respektieren, um Ineffizienzen, d.h. unnötige Umsetzungskosten bei den Speicherbetreibern zu vermeiden.\r\n\r\nÜbermittlung der nicht genutzten Speicherkapazitäten \r\nTrading Hub Europe (THE) hat als Marktgebietsverantwortlicher (MGV) die Pflicht, das deutsche Gas-Marktgebiet durch kurzfristige und regelmäßige Beschaffung von Regelenergie auszugleichen („24/7“). Grundsätzlich gehen Speicherbetreiber deshalb davon aus, dass der MGV in der Lage ist, auch Gas für die Einspeicherung im Rahmen des Use-it-or-lose-it-Verfahrens (UIOLI-Verfahren) in gleicher Weise zu erwerben und einzuspeichern. \r\nVor diesem Hintergrund begrüßt INES, dass nicht genutzte Speicherkapazitäten nicht mehr zwei Werktage vor Erreichen der Füllstandskennlinie an den MGV übertragen werden müssen, sondern dass dies einen Werktag vorher erfolgen kann. Dies stellt eine Verbesserung gegenüber der bisherigen Einschätzung der BK7 zur Umsetzung des Gasspeichergesetzes dar. Eine Einschränkung auf Werktage bleibt jedoch vor dem Hintergrund der Regelenergiebeschaffung, die prinzipiell auch am Wochenende und an Feiertagen erfolgen muss, weiterhin nicht optimal. Eine Übergabe von nicht genutzten Speicherkapazitäten an den MGV sollte daher auch einen Kalendertag vor Erreichen oder Unterschreiten der Füllstandskennlie möglich sein. Dies gilt insbesondere, da die operativen Vorbereitungen für eine Übergabe von Kapazitäten an den MGV bereits vorher abgeschlossen sein sollten.\r\nDas Schreiben der BK7 sieht vor, dass alle Kapazitäten, die zum Zeitpunkt D-1WT um 8 Uhr nicht genutzt werden (also nicht bis 8 Uhr für den nächsten Gastag nominiert sind), an den MGV übergeben werden müssen. Im Gesetz ist keine Uhrzeit, zu der die Übergabe erfolgen muss, festgelegt. Vielmehr ergibt sich aus § 35b Abs. 5 S. 1 EnWG folgendes: \r\n„Ist erkennbar, dass die Füllstandsvorgaben […] technisch nicht erreicht werden können, weil der Nutzer einer Gasspeicheranlage die von ihm auf fester Basis gebuchten Arbeitsgasvolumina (Speicherkapazitäten) nicht nutzt, ist der Betreiber einer Gasspeicheranlage verpflichtet, dem Marktgebietsverantwortlichen die nicht genutzten Speicherkapazitäten der Nutzer der Gasspeicheranlage anteilig nach dem Maß der Nichtnutzung des Nutzers […] zur Verfügung zu stellen.“. \r\nDass die Füllstandsvorgaben nicht erreicht werden können, weil der Nutzer seine gebuchten Speicherkapazitäten nicht nutzt, ist erst dann erkennbar, wenn die Nominierungsfristen verstrichen sind. Diese sind jedoch unterschiedlich und können sehr kurzfristig ausfallen.\r\nDaher schlägt INES vor, dass nicht genutzte Speicherkapazitäten frühstens ab 16 Uhr für den folgenden Gastag an den MGV übermittelt werden, sofern am folgenden Gastag das Erreichen der Füllstandskennlinie droht. In der Regel werden die Speicherkapazitäten von den Speicherkunden bis 16 Uhr (Abschluss der Day-Ahead-Auktion) für den folgenden Gastag nominiert, so dass ab diesem Zeitpunkt im Regelfall erkennbar sein sollte, ob die Füllstandsvorgaben technisch noch erreicht werden können.\r\n\r\nAusspeicherverbot während dem UIOLI-Verfahren\r\nDie BK7 beschreibt in ihrem Schreiben ein (bilanzielles) Ausspeicherverbot, wenn das UIOLI-Verfahren in Kraft ist. Es wird in dem Schreiben nicht erläutert, auf Basis welcher gesetzlichen Grundlage eine solche Vorgabe nach Ansicht der BK7 besteht bzw. gegenüber dem Speicherkunden durchsetzbar ist. Eine entsprechende Vorgabe wäre ein empfindlicher Eingriff in die (Eigentums-)Rechte des Speicherkunden, der nicht mehr frei über die – in seinem Eigentum stehenden – Gasmengen verfügen könnte. Dies ist – schon aus verfassungsrechtlichen Gründen – ohne ausdrückliche gesetzliche Grundlage schlicht unvertretbar.  Dies gilt umso mehr für physische Ausspeicherverbote, denn in bestimmten Konstellationen (z. B. bei zu 99,5% gefüllter Gasspeicheranlage) müssen sowohl bilanzielle, aber auch physische Ausspeicherungen in jedem Fall möglich sein.\r\n\r\nÜbergabe von Einspeicherleistung (ESL) und Ausspeicherleistung (ASL)\r\nAus dem Schreiben der BK7 ergibt sich, dass die Ausspeicherleistung, die dem MGV zur Verfügung gestellt wird, mindestens so groß sein muss, dass eine Vermarktung der eingespeicherten Mengen an der Börse ohne Probleme möglich ist. Wie der MGV das eingespeicherte Gas vermarktet, ist allerdings mit Blick auf die gesetzlichen Vorgaben unerheblich. In § 35b Abs. 5 S. 2 EnWG ist vielmehr geregelt, dass die Ein- und Ausspeicherleistung anteilig zur Verfügung zu stellen ist und in Verbindung mit S. 1 wird deutlich, dass allein das Erreichen der Füllstandsvorgaben maßgeblich ist. Es ist insofern sogar ausreichend, dem MGV allein unterbrechbare Ausspeicherleistung zur Verfügung zu stellen, weil damit grundsätzlich die Möglichkeit zur Ausspeicherung besteht. \r\nINES vertritt die Auffassung, dass für den Marktgebietsverantwortlichen unterbrechbare Ausspeicherleistung ausreichend ist und dem MGV keine feste Ausspeicherleistung übergeben werden muss. Dies gilt unabhängig davon, ob der Speicherbetreiber sich für ein rollierendes Verfahren oder für den Gesamtentzug entschieden hat. \r\nDarüber hinaus ergibt sich aus dem Gesetzeswortlauf ebenfalls nicht, dass dem MGV feste Einspeicherleistung (ESL) zur Verfügung gestellt werden muss. Theoretisch wäre auch hier unterbrechbare Einspeicherleistung ausreichend: der Gasspeichernutzer könnte seine feste Einspeicherleistung behalten, da der MGV nur dann einspeichern muss, wenn der Speicherkunde seine Kapazitäten nicht befüllt und seine Einspeicherleistung nicht nutzt. Demnach ist unterbrechbare Einspeicherleistung grundsätzlich ausreichend. Die Erreichung der Füllstandsvorgaben ist damit in jedem Fall sichergestellt, auch wenn der MGV unterbrochen werden würde, weil der eigentliche Speicherkunde seine Speicherkapazität entsprechend befüllt.\r\n\r\nÜbergabe des Arbeitsgasvolumens im Verfahren Gesamtentzug\r\nFür den Gesamtentzug sieht die BK7 laut Schreiben vor, dass der Speicherbetreiber am Tag D-1WT dem MGV die Differenz zwischen Füllstandsvorgabe und dem Füllstand des Nutzers zum Tag D-1WT übergeben muss. Damit bleiben jedoch Nominierungen, die der Speichernutzer für den Tag D abgegeben hat, unberücksichtigt. \r\nINES schlägt vor, die Einspeicherungen des Tages D-1 zu berücksichtigen und die Differenz zwischen der Füllstandsvorgabe und dem Tag D zu betrachten. Ein analoges Vorgehen wurde mit dem Schreiben vom 18. Juli 2023 von der BK7 vorgeschlagen. Damit blieben auch konsistente Regelungen für das Arbeitsgasvolumen (AGV) und die Einspeicherleistung sichergestellt. \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":"2024-05-14"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010167","regulatoryProjectTitle":"Dimensionierung des Wasserstoffkernnetzes","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/03/a0/364047/Stellungnahme-Gutachten-SG2409260121.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.\tEinleitung\r\nAm 22. Juli 2024 haben die Fernleitungsnetzbetreiber den gemeinsamen Antrag für das Wasserstoff-Kernnetz bei der Bundesnetzagentur eingereicht. Die Bundesnetzagentur konsultiert den Antrag bis zum 6. August 2024. \r\nINES dankt für die Konsultationsmöglichkeit und nimmt nachfolgend zum Antrag für das Wasserstoff-Kernnetz Stellung. \r\n2.\tWasserstoffspeicher als Teil des Wasserstoff-Kernnetzes \r\nDie Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) gehen auf die Bedeutung von Wasserstoffspeichern für das Gelingen der Energiewende ein und verweisen dabei auf die BMWK-Langfristszenarien: \r\n„Wasserstoffspeicher in Deutschland werden gemäß BMWK-Langfristszenarien zukünftig eine entscheidende Rolle für das Gelingen der Energiewende spielen.“ (vgl. S. 19)\r\nAm 2. Juli 2024 wurde eine Aktualisierung der Langfristszenarien mit zwei neuen Szenarien veröffentlicht, gemäß derer bis zum Jahr 2035 zwischen 14 und 17 TWh Wasserstoffspeicherkapazitäten in Deutschland benötigt werden. \r\nINES teilt die Einschätzung der Langfristszenarien und empfiehlt eine entsprechende Berücksichtigung der Wasserstoffspeicher im Wasserstoff-Kernnetz. \r\nAuf Seite 19 äußern sich die FNB zu der im Rahmen von Stellungnahmen vorgetragenen Empfehlungen, höhere Speicherleistungen zu berücksichtigen (vgl. S. 19): \r\n„Die Fernleitungsnetzbetreiber teilen die Einschätzung, dass höhere Speicherleistungen (und ein höheres Arbeitsgasvolumen) die Versorgungssicherheit des Wasserstoffnetzes erhöhen würde. Die Frage des benötigten Speicherbedarfs wurde im Rahmen der Erstellung des Kernnetzes nicht systematisch geprüft. Zudem halten es die Fernleitungsnetzbetreiber für nicht vereinbar mit dem projektbasierten Ansatz des Szenarios, Kapazitäten an Grenzübergangspunkten, PtG-Anlagen oder Import-Terminals zu reduzieren, um höhere Speicherkapazitäten zu berücksichtigen. Der Wasserstoffbedarf muss über die genannten Quellen gedeckt werden […]. Eine Reduktion der Kapazitäten wäre nicht nur ein Eingriff in diese konkreten Projekte, sondern würde auch bedeuten, dass die Möglichkeiten zur marktgerechten Beschaffung eingeschränkt werden.“\r\nINES teilt und begrüßt die Aussage, dass Wasserstoffspeicher zur Versorgungssicherheit beitragen. Vor diesem Hintergrund und der im Rahmen der Langfristszenarien beschriebenen Bedarfe für Wasserstoffspeicher erscheint es nicht nachvollziehbar, warum Speicher nicht in einer kostenoptimalen Infrastrukturplanung berücksichtigt wurden. Fernleitungsnetzbetreiber sollten dazu den Input aus den Langfristszenarien einbeziehen. Statt Speicherkapazitäten haben die FNB große Importkapazitäten berücksichtigt. Die dort angesetzten Kapazitäten bedeuten jedoch nicht automatisch, dass über diese Importpunkte in Zeiten hoher Nachfrage Wasserstoff auch tatsächlich zur Verfügung steht und marktlich beschafft werden kann. Über die hoch angesetzten Importkapazitäten sollen zudem hohe Lastspitzen und damit Flexibilität bereitgestellt werden. Über die Importpunkte muss zwar die Commodity Wasserstoff zu großen Teilen bereitgestellt werden, nicht aber die Flexibilität. Speicher können dies viel kosteneffizienter darstellen, indem sie in Zeiten von geringer Wasserstoffnachfrage einspeichern und in Zeiten hoher Nachfrage Wasserstoff ausspeichern. Über die Importpunkte kann dann die benötigte Menge an Wasserstoff ohne Lastspitzen importiert werden und die Kapazitäten können entsprechend kleiner (optimal) dimensioniert werden. \r\nDie FNB führen auf Seite 33 aus, dass frei zuordenbare Kapazitäten an Importpunkten bereitgestellt werden, weil Speicher nicht zuverlässig netzdienlich eingesetzt werden könnten: \r\n„Die Idee, durch zusätzliche Speicherleistungen den Netzausbau zu reduzieren, wäre nicht vereinbar mit der Prämisse fester frei zuordenbarer Kapazitäten und dem vorgegebenen Szenario für das Wasserstoff-Kernnetz. Zusätzliche Lastfälle für den Speichereinsatz könnten sogar zu zusätzlichen Ausbauten führen, wenn die Speicherleistungen nicht von vornherein als netzdienlich angesetzt würden. Die Netzdienlichkeit des Speichereinsatzes ist wiederum vom unterstellten Marktmodell abhängig.“ \r\nEs ist nicht nachvollziehbar, warum an Importpunkten eine flexible Verfügbarkeit von Wasserstoffmengen unabhängig vom Marktmodell angesetzt wird, an Speichern jedoch nicht. Wenn auch an Speichern frei zuordenbare Kapazitäten angesetzt werden, kann über Speicher viel kosteneffizienter Flexibilität bereitgestellt und Lastspitzen abgefangen werden. Somit können wiederum ansonsten erforderliche Überdimensionierungen im Netz vermieden werden (vgl. Argumentation oben).  Zudem haben Speicher in der Vergangenheit eine Netzdienlichkeit und volkswirtschaftlichen Nutzen auch im marktwirtschaftlichen Umfeld der Erdgaswirtschaft immer wieder unter Beweis gestellt. In der Gasversorgung wird ausschließlich zu Zeiten hoher Gasverbräuche umfangreich ausgespeichert und in Zeiten niedriger Gasverbräuche eingespeichert. Dies ist über Jahrzehnte hinweg anhand der stets saisonal verlaufenden Füllstandskurve klar erkennbar. Und auch kurzfristig werden mit Hilfe der Gasspeicher im Rahmen der Regelenergiebereitstellung stundenweise Gasmengen aus- oder auch eingespeichert, wodurch das Netz physisch entlastet bzw. gestützt wird. Die Annahme, dass Speicher konträr zum Verbrauchsverhalten bewirtschaftet werden, erscheint vor diesem Hintergrund gerade in der Markthochlaufphase inhaltlich nicht nachvollziehbar. \r\nDa der nun eingereichte gemeinsame Antrag der Fernleitungsnetzbetreiber für das Wasserstoff-Kernnetz mit dem am 15. November 2023 vorgelegten Antragsentwurf in großen Teilen übereinstimmt, möchte INES erneut an die Detailanalyse erinnern. Diese wurde im Rahmen der Konsultation des Antragsentwurfs eigereicht und veröffentlicht. Sie analysiert den Antragsentwurf im Detail und weist auf Möglichkeiten hin, eine bedarfsgerechte und damit kosteneffiziente Netzauslegung zu erreichen. \r\n3.\tAusblick\r\nGemäß § 28q Abs. 8 EnWG hat die Bundesnetzagentur zwei Monate Zeit, um zu prüfen, ob der Antrag der Fernleitungsnetzbetreibern den Voraussetzungen des § 28q EnWG entspricht. \r\nINES empfiehlt, im Rahmen der behördlichen Prüfung die oben angesprochenen Potentiale zu berücksichtigen, die zu einer kosteneffizienteren Entwicklung des H2-Kernnetzes führen können. \r\nDie Weiterentwicklung des Wasserstofftransportnetzes soll zukünftig integriert im Netzentwicklungsplan Gas erfolgen. Diese ist erstmalig für das Jahr 2025 vorgesehen, der dazugehörige Szenariorahmen soll im Sommer 2024 vorgelegt werden.\r\nINES leistet gerne Beiträge zur weiteren Entwicklung des Wasserstoffnetzes und wird sich auch weiterhin ausführlich in Konsultationen einbringen. \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":"2024-08-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010168","regulatoryProjectTitle":"Entwicklung eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/3f/c4/325927/Stellungnahme-Gutachten-SG2406270262.pdf","pdfPageCount":13,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1.\tEinleitung\r\nAm 15. April 2024  hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) den Entwurf eines Gesetzes zur planungs- und genehmigungsrechtlichen Beschleunigung des Hochlaufs von Wasserstoffinfrastruktur und zur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den Wasserstoffhochlauf (Wasserstoffbeschleunigungsentwurf, WassBG) verteilt und die Möglichkeit zur Stellungnahme bis zum 30. April 2024 eingeräumt. \r\nINES dankt für die Möglichkeit zur Konsultation und nimmt nachfolgend zum Gesetzentwurf Stellung. \r\n\r\n2.\tÜberragendes öffentliches Interesse  \r\nDer Gesetzesentwurf sieht vor, dass Wasserstoffspeicher und die dazugehörigen Nebenanlagen im überragenden öffentlichen Interesse liegen und der öffentlichen Sicherheit dienen. Dies gilt für Wasserstoffspeicher bis zum Erreichen der Netto-Treibhausgasneutralität im Jahr 20245. Damit erhalten die Vorhaben unter anderem Abwägungsvorrang unter anderem bei der Ausnahme- oder Befreiungsentscheidungen bezüglich des Natur- und Artenschutzes und priorisierte Verfahren vor Gericht.\r\nINES begrüßt die Regelung, dass Wasserstoffspeicher im überragenden öffentlichen Interesse liegen und dem öffentlichen Interesse dienen. Angesichts der absehbar großen Herausforderungen, die mit der zeitgerechten Entwicklung der notwendigen Wasserstoffspeicherkapazitäten verbunden sind, ist eine Optimierung der Entwicklungsprozesse und dafür insb. eine Optimierung der Planungs- und Genehmigungsprozesse erforderlich. \r\nDem Aufbau der Wasserstoffinfrastruktur geht größtenteils ein langwieriger Planungs- und Umsetzungsprozess voraus. Aus diesem Grund ist zum Zeitpunkt der Antragsstellung Planungssicherheit unabdingbar. Entsprechend regt INES an, zu konkretisieren, dass alle Projekte, deren Projektanträge bis 2035 bzw. 2045 eingehen, den Status eines überragenden öffentlichen Interesses für ihre gesamte Projektlaufzeit erhalten. \r\n\tINES empfiehlt, § 4 Absatz 3 wie folgt anzupassen:\r\n„Ein Vorhaben nach § 2 Absatz 1 Nummer 1 und 2 liegt im überragenden öffentlichen Interesse und dient der öffentlichen Sicherheit so lange der Antrag vor dem bis zum Erreichen der Netto-Treibhausgasneutralität im Jahr 2045 eingeht.“ \r\n \r\n\tINES empfiehlt, § 4 Absatz 4 wie folgt anzupassen:\r\n„Ein Vorhaben nach § 2 Absatz 1 Nummer 3 und 10 liegt im überragenden öffentlichen Interesse und dient der öffentlichen Sicherheit so lange der Antrag vor dem bis zum Ablauf des [1. Januar 2035] eingeht.\r\n\r\n3.\tDigitalisierung und Beschleunigung von Verfahren \r\nDer Gesetzesentwurf sieht in den §§ 5 und 6 eine Digitalisierung und Beschleunigung der Verfahren nach § 70 Wasserhaushaltsgesetz (WHG) sowie §§ 8 und 15 WHG vor. \r\nINES begrüßt, dass im WHG eine Digitalisierung und eine Beschleunigung für diese Verfahren vorgesehen wird. Für Wasserstoffspeicher sind die im Bundesberggesetz (BBergG) vorgsehenen Genehmigungsverfahren besonders relevant. \r\nINES hat einen umfassenden Änderungsvorschlag zum Bundesberggesetz im Rahmen einer Vorschlagssammlung zur Beschleunigung von Wasserstoffspeicherprojekten erarbeitet: \r\na.\tFrist zur Beteiligung von Fachbehörden gem. § 54 Abs. 2 BBergG\r\nIm Rahmen der Verfahrensbeschleunigung sollten konkrete Zeiträume definiert werden, in denen die zuständigen Behörden reagieren. Darüber hinaus könnte eine ausbleibende Reaktion als Zustimmung definiert werden. Dabei sollte insbesondere die Frist für beteiligte Fachbehörden vier Wochen betragen. Bei einer ausbleibenden Stellungnahme der Fachbehörde sollte die zuständige Behörde die Zustimmung der Fachbehörde unterstellen und mit dem Verfahren fortfahren. Dafür sollte § 54 Abs. 2 BbergG geändert werden.\r\nb.\tFrist zur Nachforderung von Antragsunterlagen gem. § 54 Abs. 1 BBergG\r\nGenehmigungsverfahren verzögern sich oftmals, da nicht zu Beginn geprüft wird, ob die Antragsunterlagen vollständig sind oder noch weitere Unterlagen zur Verdeutlichung benötigt werden, sodass immer weitergehende Unterlagen vom Unternehmer angefordert werden. Dies sollte vermieden werden. Dazu ist eine Ergänzung des § 54 Abs. 1 BBergG notwendig.\r\nc.\tFrist zur Nachforderung von Antragsunterlagen gem. § 54 Abs. 1 BBergG\r\nDie Regelungen für das Zulassungsverfahren gem. § 54 ff. BBergG enthalten keine Fristen für die Zulassung eines Betriebsplans. Diese sollte ergänzt werden, INES hält eine Frist von zwei Monaten für angemessen. \r\n \r\nd.\tVorzeitiger Baubeginn durch Erweiterung des § 57b BBergG\r\nWird ein Rahmenbetriebsplanverfahren durchgeführt, kann der Baubeginn von neuen Untergrundspeichern bereits vorzeitig beginnen. Um diese Praxis öfter anzuwenden, sollte die Vorschrift für Wasserstoffspeicher § 57b BBergG modifiziert werden, sodass aus „kann“ ein „soll“ wird.\r\ne.\tDigitalisierung des Zulassungsverfahrens durch Ergänzung des § 54 Abs. 1 BBergG\r\nIm Genehmigungsverfahren nach dem BbergG könnte auch die Einreichung von elektronischen Antragsunterlagen zugelassen werden. Dies führt zu einer unmittelbaren Beschleunigung des Verfahrens, da die Unterlagen nicht erst in Behörden digitalisiert werden müssen und so unmittelbar an Fachbehörden und Dritte weitergeleitet werden können. \r\nSoll das Bundesberggesetz selbst nicht geändert werden, empfiehlt INES, das Wasserstoffbeschleunigungsgesetz um Ausnahmeregelungen für Wasserstoffspeicher äquivalent zu den §§ 5 und 6 WassBG zu ergänzen. \r\n\r\n4.\tStilllegungsanzeige gemäß § 35h EnWG\r\nSoll eine Gaskaverne auf Wasserstoff umgestellt werden, stellt dies nach Auffassung der Bundesnetzagentur eine endgültige Stilllegung dar und bedarf im Hinblick auf die Stilllegung einer Genehmigung der BNetzA (Beschluss der Bundesnetzagentur vom 30.10.2023, AZ: BK7-23-016). Dies bedeutet im Ergebnis, dass ein bürokratischer Prozess durchlaufen werden muss. Für die Umstellung von Erdgastransportleitungen auf Wasserstoff wurde am 26. Juli 2021 mit dem § 113c Abs. 3 EnWG ein reines Anzeigeverfahren eingeführt, bei dem die zuständige Behörde 8 Wochen nach Einreichen der Antragsunterlagen Zeit hat, die Umstellung zu beanstanden. \r\nEs wäre sinnvoll, eine vergleichbare Regelung für die Umstellung von Erdgasspeichern auf Wasserstoff zu schaffen. Alternativ könnten Verfahrungserleichterungen eingeführt werden. Dazu könnten im § 35h EnWG weitere öffentliche Belange neben einer nachteiligen Auswirkungen auf die Gasversorgungssicherheit berücksichtigt werden. Insbesondere sollte bei der Abwägung maßgeblich sein, dass die Entwicklung von Wasserstoffspeichern zur Umsetzung der Energiewende von überragendem öffentlichen Interesse ist. Zur weiteren Beschleunigung von Wasserstoffspeicher-Projekten sollte der § 35h zudem eine Frist für die behördliche Entscheidungsfindung enthalten. \r\nAm stärksten würde ein kompletter Wegfall des § 35h EnWG die Verfahren beschleunigen können. Eine Streichung des § 35h EnWG ist laut Evaluierungsbericht der Bundesregierung frühestens ab dem Jahr 2027 vorgesehen. Vor dem Hintergrund der sich zunehmend entspannenden Gasversorgungslage könnte ein früherer Wegfall des § 35h EnWG erwogen werden.\r\n\r\n5.\tRechtsbehelfe \r\nDas Wasserstoffbeschleunigungsgesetz sieht vor, dass Widerspruch und Anfechtungsklage gegen eine Zulassungsentscheidung nach Vorhaben gemäß § 2 Abs. 1 WassBG  sowie gegen eine Entscheidung keine aufschiebende Wirkung haben. Diese muss gesondert beantragt werden. Diese Regelung wird von INES ausdrücklich begrüßt.\r\nD\r\n6.\tZuständigkeit der Oberverwaltungsgerichte \r\nDas Wasserstoffbeschleunigungsgesetz regelt in § 11 die sachliche Zuständigkeit der Oberverwaltungsgerichte und des Bundesverwaltungsgerichts. Dabei soll das Oberverwaltungsgericht im ersten Rechtszug über sämtliche Streitigkeiten über Wasserstoffspeicher entscheiden. Dies erstreckt sich auch auf Zulassungen des vorzeitigen Baubeginns und Anzeigeverfahren, die sich auf diese Anlagen und deren Betrieb beziehen. INES begrüßt diese rechtliche Zuordnung. \r\nINES befürwortet diese rechtliche Zuordnung\r\n7.\tWeitere Maßnahmen zur Beschleunigung von Wasserstoffspeichern \r\nINES hat eine dezidierte Vorschlagssammlung zur Beschleunigung der Entwicklung von Wasserstoffspeichern in Deutschland erarbeitet. Diese schlägt einige Gesetzesänderungen vor, die die Vorgaben im Wasserstoffbeschleunigungsgesetz ergänzen können und große Wirkung auf die Entwicklung von Wasserstoffspeichern entfalten würden. Im Folgenden sind die Vorschläge zusammengefasst, die zusätzlich im Rahmen des Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes aufgegriffen werden könnten:\r\n1.\tÄnderungsvorschläge am Bundesberggesetz (BBergG)\r\na.\tMaßgaben für die Anwendung des Bundesimmissionsschutzgesetzes und der 12. BImSchV (Störfall-Verordnung)\r\nEs sollte klargestellt werden, dass bei einer Umwidmung von Erdgaskavernen keine erhebliche Gefahrenerhöhung gem. § 57 BBergG vorliegt. Außerdem sollte in der Gesetzesbegründung des Bundesemissionsschutzgesetzes klargestellt werden, ob die von der Bund/Länder-Arbeitsgemeinschaft Immissionsschutz (LAI) 1 erarbeiteten Hinweise und Definitionen auf Wasserstoff keine Anwendung finden oder zumindest das Schutzgut „Naturschutzgebiet“ bei Wasserstoffspeichern nicht berücksichtigt werden muss. \r\nb.\tBehandlung bestehender Gestattungsverträge und beschränkt persönlicher Dienstbarkeiten \r\nBestehende Gestattungsverträge und beschränkt persönliche Dienstbarkeiten haben in der Regel nur Erdgasspeicher zum Gegenstand. Diese sollten auch nach der Umwidmung eines Erdgasspeichers auf Wasserstoff weiter gelten. Gleiches gilt für betriebliche Rohrleitungen. \r\nc.\tUmstellungsvorhaben im Sinne des § 113c Abs. 4 EnWG\r\nAlternativ zu den Vorschlägen unter Abschnitt 4 könnte festgelegt werden, dass es bei Umwidmungen von bestehenden Gasspeichern lediglich einer Anzeige bedarf. Dieser Anzeige sollte eine Äußerung eines Sachverständigen beigefügt werden, aus der hervorgeht, dass die Beschaffenheit des Untergrundspeichers den Anforderungen des § 55 Abs. 1 S. 1 Nr. 1-9 BBergG entspricht. Dazu sollten die Paragraphen § 55 BBergG und § 113a EnWG ergänzt werden.\r\nd.\tErweiterung der Vorschriften zur Streitentscheidung gem. § 40 BBergG\r\nErweiterung der Vorschriften zu bergrechtlichen Streitentscheidung, indem in § 40 BBergG ein neuer Absatz (1a) eingefügt wird, wonach öffentliche Interessen die Grundstücksbenutzung im Sinne des Absatzes (1) Satz 1 erfordern und überwiegende öffentliche Interessen im Sinne des Absatzes (1) Satz 2 vorliegen, wenn die betreffende Grundstücksbenutzung der Untersuchung des Untergrundes auf seine Eignung zur Errichtung oder der Errichtung von Untergrundspeichern für Wasserstoff oder Mischungen aus Wasserstoff und Erdgas dient. \r\ne.\tErweiterung der Vorschriften zur Grundabtretung gem. § 79 BBergG\r\nDie Vorschriften zur bergrechtlichen Grundabtretung sollten dahingehend erweitert werden, dass die Umwidmung eines Erdgasspeichers auf Wasserstoff oder ein Wasserstoffspeicherneubau als dem Wohle der Allgemeinheit dienend gilt. \r\n2.\tÄnderungsvorschläge an der Verordnung über die Umweltverträglichkeitsprüfung bergbaulicher Vorhaben (UVP-V-Bergbau)\r\na.\tAusnahmen für Projekte von übergeordnetem Interesse\r\nEs sollten Wasserstoffspeicher-Projekte definiert werden, die von der Umweltverträglichkeitsprüfung ausgenommen werden. Für diese Speicher könnten folgende Maßnahmen vorgesehen werden: \r\n-\tDefinition von Anpassungen bzw. Ausnahmen von der Verordnung über die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) bergbaulicher Vorhaben (UVP-V-Bergbau). Dafür könnten die UVP-V-Bergbau und § 52 Abs. 2 Nr. 1 BBergG geändert werden.\r\n-\tSollte eine UVP weiter erforderlich sein, könnten die Öffentlichkeitsbeteiligungen auf ein Mindestmaß reduziert werden, in dem die Frist bspw. auf eine Woche verkürzt wird und die Beteiligung ausschließlich digital stattfindet. \r\n-\tAnträge für Vorhaben könnten bereits zugelassen werden, bevor alle vollständigen Antragsunterlagen vorliegen. Sofern erforderlich könnte dies beschränkt werden.\r\nb.\tUmwidmung bestehender Speicheranlagen vereinfachen \r\nUm den zukünftigen Kapazitätsbedarf an Wasserstoffspeichern perspektivische zu decken, müssen neben Neubaumaßnahmen zwingend auch bestehende Speicherkapazitäten für Wasserstoff umgewidmet werden\r\nGemäß § 1 Abs. 6a UVP-V Bergbau besteht bei der Umwidmung von bereits genehmigten Untergrundspeichern auf Wasserstoff ggf. nochmals die Notwendigkeit zur Durchführung einer weiteren UVP-Prüfung. Um die Umstellung von bestehenden Speichern zu beschleunigen, sollte eine Befreiung dieser Umstellungsvorhaben von einer UVP-Prüfung erwogen werden. Alternativ könnte die Umwidmung von bestehenden und bereits UVG-geprüften Untergrundspeichern auf Wasserstoff auch grundsätzlich zu UVP-freien Vorhaben gezählt werden. Hilfreich wäre hier eine rechtliche Klarstellung dahingehend, dass es sich bei einer Umstellung von bestehenden Untergrundspeichern im Sinne der UVP-V Bergbau nicht um eine wesentliche Änderung handelt.\r\nc.\tFrist zur Zulassung eines Betriebsplans gem. § 54 Abs. 1 BBergG\r\nBei der Umwidmung von Untergrundspeichern auf Wasserstoff besteht das Problem, dass infolge der Regelung in § 9 UVPG allein diese Änderung unter bestimmten Umständen zu einer UVP-Pflicht bzw. UVP-Vorprüfungspflicht führen kann. Dies kann Rechtsunsicherheit auslösen und zu unnötigen Verzögerungen bei den Zulassungsverfahren führen. Daher sollte im Gesetz klargestellt werden, dass im Falle einer Umwidmung allein entscheidend ist, ob die Umstellung von Erdgas auf Wasserstoff oder eine Mischung aus Erdgas und Wasserstoff auch eine Änderung des Fassungsvermögens zur Folge hat und dadurch die Prüfwerte für eine Vorprüfung erstmals oder erneut erreicht oder überschritten werden. \r\n3.\tÄnderungsvorschläge zum Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung UVPG\r\na.\tKeine Aggregationsregel für Erdgas und Wasserstoffspeicher gem. § 10 UVPG\r\nIn der Praxis wird es vermehrt vorkommen, dass sich bestehende Erdgasspeicher in unmittelbarer räumlicher Nähe zu Wasserstoffspeichern befinden. Hier sollte klargestellt werden, dass sich das Genehmigungsverfahren ausschließlich auf den neuen Wasserstoffspeicher bezieht und die bestehenden Erdgasspeicher insoweit nicht erneut berücksichtigt werden müssen. In diesem Zusammenhang sollte auch ein Bestandschutz für bestehende Erdgasspeicher gesetzlich festgelegt werden, um eine erstmalige/erneute UVP für Bestandsanlagen zu vermeiden. Auch eine Kumulierung von selbständigen Wasserstoffspeichern sollte ausgeschlossen werden.\r\nb.\tKonkrete Vorgaben zum Genehmigungsverfahren \r\nDes Weiteren wurde in der Vergangenheit immer wieder festgestellt, dass es aufgrund der unklaren Rechtslage hinsichtlich der Frage, welches Genehmigungsverfahren durchzuführen war, zu unterschiedlichen Rechtsauffassungen kam. Um Unklarheiten zu vermeiden und zeitaufwendigen Diskussionen vorzubeugen, sollte bereits im Gesetz so genau wie möglich festgelegt werden, welches Genehmigungsverfahren durchgeführt und welche Unterlagen dazu vorgelegt werden müssen.\r\nc.\tBegrenzung der Öffentlichkeitsbeteiligung bei bestandener UVP-Pflicht \r\nUm die Zulassungsverfahren zu beschleunigen, sollte eine modifizierte Regelung im Anhörungsverfahren in § 73 VwVfG aufgenommen werden. Dabei sollte insbesondere festgelegt werden, dass § 73 Abs. 2 VwVfG mit der Maßgabe anzuwenden ist, dass die Anhörungsbehörde innerhalb von zwei Wochen nach Zugang die Behörden zur Stellungnahme auffordern und die Auslegung des Plans veranlassen muss. Darüber hinaus sollte festgelegt werden, dass § 73 Absatz 2 Satz 1 VwVfG dahingehend anzuwenden ist, dass die Gemeinden den Plan innerhalb von zwei Wochen nach Zugang für zwei Wochen zur Einsicht auszulegen haben. \r\n4.\tÄnderungsvorschläge zum Raumordnungsgesetz (ROG)\r\n§ 15 ROG sollte dahingehend geändert werden, dass eine Raumverträglichkeit als gegeben gilt und kein Raumverträglichkeitsverfahren durchzuführen ist, wenn: \r\n-\tEs sich um eine Umwidmung eines Erdgasspeichers auf Wasserstoff handelt oder\r\n-\tdie Errichtung einer neuen Wasserstoffspeicheranlage nicht mehr als 5 Kilometer zu einer bereits bestehenden Gasspeicheranlage vorgesehen ist oder\r\n-\tdie Errichtung einer neuen Wasserstoffspeicheranlage innerhalb eines dafür ausgewiesenen Vorranggebietes erfolgt. \r\n5.\tÄnderungsvorschläge zum Wasserhaushaltsgesetz (WHG)\r\nDas WHG sollte im § 12 ergänzt werden, wonach die Erlaubnis oder Bewilligung nicht versagt werden darf, wenn überwiegende öffentliche Interessen für ihre Erteilung bestehen, was bei Umwidmung oder Neubau eines Wasserstoffspeichers der Fall ist, wenn die damit verbundene Gewässeränderung nicht außer Verhältnis zum öffentlichen Interesse an der Errichtung, Erweiterung oder Umwidmung steht.\r\n6.\tÄnderungsvorschläge zum Standortaufsuchungsgesetz (StandAG)\r\nZu den geologisch attraktiven aber bisher ungenutzten Formationen zählt Salzgestein. Für die Wasserstoffspeicherung in Salzformationen muss folgendes geändert werden: \r\n-\tWasserstoffspeichern muss ein klarer Vorrang gegenüber einer alternativen Nutzung im Standortauswahlgesetz (StandAG) eingeräumt werden. Für den zeitnahen Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft und eine erfolgreiche Umsetzung der Energiewende ist die Entwicklung von Wasserstoffspeichern unverzichtbar. Zeitlich betrachtet muss die Energiewende schneller umgesetzt werden als die Endlagersuche und somit sollte der Entwicklung von Wasserstoffspeichern Vorrang eingeräumt werden.\r\n-\tBereits ausgewählte, näher zu untersuchende Salzformationen, welche die nächste Untersuchungsphase durchlaufen, sind deutlich schneller zu bewerten. Manche Untersuchungsphasen blockieren Salzformationen bis Mitte 2030 und blockieren perspektivisch notwendige Kavernenfeldentwicklungen.  \r\n \r\n7.\tÄnderungsvorschläge zur 44. BImSchV\r\nDie 44. BImSchV sieht für bestehende Anlagen neue Grenzwerte vor, wovon drei bereits ab 2025 eingehalten werden müssen. Es gibt bereits den Fall eines Gasspeichers, der zwar grundsätzlich für die Speicherung von Wasserstoff geeignet ist, aber den Grenzwert ab 2029 nicht mehr einhalten kann. Daher würden ab diesem Zeitpunkt neue Kompressoren für die Einlagerung des Gases (erst Methan, später Wasserstoff) benötigt. Da es in der gegebenen Frist technisch nicht möglich sein wird, eine Umwidmung auf Wasserstoff vorzunehmen, würde eine Ausnahmeregelung in der 44. BImSchV helfen, die die Einhaltung von Stickoxid-Grenzwerten für Bestandsanlagen in Erdgasspeichern, die auf Wasserstoff umgerüstet werden sollen, bis zur erfolgten Umrüstung aufhebt oder so weit verlängert, dass der Umstellungsprozess reibungslos erfolgen kann.  \r\nINES empfiehlt, diese ergänzenden Vorschläge im weiteren Prozess der Gesetzgebung zu erwägen. "},"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":"RV0010170","regulatoryProjectTitle":"Gestaltung einer Datenschnittstelle bei der Bundesnetzagentur","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/01/ed/325929/Stellungnahme-Gutachten-SG2406270256.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":"Frage 1: Welche Erwartungen haben Sie an die geplanten Datenschnittstelle zur Übermittlung energie-wirtschaftlicher Daten an die Bundesnetzagentur? \r\nDie geplante Datenschnittstelle sollte zu einer Aufwandsreduktion bei der Datenmeldung führen. Grundsätzlich kann die Automatisierung der Datenmeldung dazu beitragen. Sie kann jedoch auch an manchen Stellen zu einem Mehraufwand führen, beispielsweise wenn es bereits ein eingespieltes und aufwandarmes System gibt, welches aufwendig auf die Automatisierung umgestellt werden müsste. Dies sollte vermieden werden. \r\nDie Speicherbranche meldet Daten im As2/AS4 Format an GIE. Diese bestehende Struktur sollte bei der Datenschnittstelle berücksichtigt und mitgenutzt werden, indem eine Weiterleitung der Daten an die BNetzA eingerichtet wird. \r\nDrüber hinaus könnte das Format AS2/AS4 als standardisiertes Format festgelegt werden. \r\nGrundsätzlich sollten mit der geplanten Datenschnittstelle Doppelmeldungen vermieden werden und der Datenschutz gewährleistet werden.  \r\n\r\nFrage 2: Welche Aspekte der bisherigen Datenübermittlung an die Bundesnetzagentur haben Sie als besonders zeitaufwändig oder ineffizient empfunden?\r\nAktuell sind Mehrfachmeldungen an verschiedene Behörden oder Teile ein und derselben Behörde notwendig. Dies sollte überprüft und vermieden werden. \r\nGrundsätzlich sollte es vermieden werden, neue Strukturen zu etablieren, die manuelle Übermittlungen, Hochladen und Ausfüllen vorsehen. \r\n\r\nFrage 3: Nutzen Sie Verfahren für den unternehmensübergreifenden, automatisierten und sicheren Datenaustausch zu Institutionen und Behörden auf nationaler und internationaler Ebene? Wenn ja, welche? \r\nSpeicherbetreiber nutzen zum Datenaustausch mit Behörden und Institutionen folgendes: Geschlossene Benutzergruppen (GBR), AS2/AS4 Schnittstellen, SFTP-Server, REMIT-Prozess.\r\n\r\nFrage 4: Was für Erfahrungen hat Ihr Unternehmen bei der Übermittlung von Daten über webbasierte Formularsysteme bisher gemacht?\r\nDie Speicherbranche hat mit den webbasierten Formularsystem in Bezug auf die Automatisierbarkeit schlechte Erfahrungen gemacht. Es sollte von webbasierten Formularsystemen grundsätzlich abgesehen werden, da sie eine Automatisierbarkeit unmöglich macht (z.B. Gassicherheitsplattform). \r\n\r\nFrage 5: Ist Ihr Unternehmen nach Ihrer Einschätzung in der Lage, über REST API Schnittstellen automatisiert Daten zu übermitteln? \r\nKeine Antwort \r\n\r\nFrage 6: Welches Format würden Sie für die Übermittlung von Daten über eine API bevorzugen (z.B. JSON, XML)?\r\nKeine Antwort \r\n\r\nFrage 7: Gibt es für Ihr Unternehmen Gründe, warum Sie lieber weiterhin ausfüllbare Excelfragebögen statt einer automatisierten Übermittlung oder über ein webbasiertes Formularsystem präferieren würden?\r\nEs gibt eine Vielzahl von Datenmeldepflichten, denen Unternehmen - und auch Speicherbetreiber - unterliegen. Insofern sollte man von Fall zu Fall prüfen, ob eine Automatisierung sinnvoll ist und über welchen Weg sie erfolgen sollte. In der Speicherwirtschaft besteht vor allem mit AS2/AS4 ein Erfahrungsschatz, weil bereits die Transformationsplattform AGSI über diese Schnittstellen mit den Daten beliefert werden. \r\n\r\nFrage 8: Erstellt Ihr Unternehmen Meldungen an die Bundesnetzagentur selbst oder nehmen Sie hierfür die Dienste eines externen Servicedienstleisters in Anspruch?\r\nKeine Antwort \r\n\r\nFrage 9: Wie oft kommt es vor, dass Sie im Nachhinein bereits übermittelte Daten korrigieren müssen? \r\nKeine Antwort \r\n\r\nFrage 10: Wie schätzen Sie die momentane Übertragung von verschlüsselten Daten wie an die Bundesnetzagentur ein (z.B. in Bezug auf Schnelligkeit und Zuverlässigkeit)? \r\nKeine Antwort \r\n\r\nFrage 11: Wie schätzen Sie die Kommunikationsmöglichkeiten mit der Bundesnetzagentur ein?\r\nDaten, die bereits an GIE gemeldet werden, sollten entweder über die gleiche Schnittstelle auch an die BNetzA gemeldet werden oder von GIE direkt an die BNetzA weiter geleitet werden. \r\nMeldungen, die darüber hinaus gehen, könnten im Rahmen eines SFTP-Servers an die Bundesnetzagentur übermittelt werden. \r\n\r\nFrage 12: Gibt es für Sie präferierte Registrierungs- und Anmeldeprozesse (bspw. Zugangsdaten des Marktstammdatenregisters, Digitales Unternehmenskonto (ELSTER) oder BundId)?\r\nKeine Antwort \r\n\r\nFrage 13: Hätten Sie Interesse an dem Testbetrieb (Mit ausgewähltem Marktteilnehmerkreis) teilzunehmen?\r\nKeine Antwort \r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Gemäß Konsultationsdokument geht es in der Festlegung WANDA nicht um konkretisierende Festlegungen, z.B. von Kapazitätsprodukten und deren Laufzeit. Gleichermaßen werden noch keine Regelungen, z.B. von Entgeltrabattierungen an Speicheranschlusspunkten konsultiert. Vielmehr werden Grundsätze der Netzentgeltsystematik zur Diskussion gestellt. Die BNetzA hat um Stellungnahmen bis zum 30. April 2024 gebeten.\r\nINES dankt für die Möglichkeit zur Konsultation und nimmt zum vorliegenden Festlegungsentwurf WANDA nachfolgend Stellung. Die Herangehensweise, zunächst Grundsätze für die Entwicklung einer geeigneten Netzentgeltsystematik Wasserstoff festzulegen, unterstützt INES. Dabei ist zu beachten, dass die Festlegung von Grundsätzen die weiteren Möglichkeiten zur Ausgestaltung der Netzentgeltsystematik über konkretisierende Festlegungen beschränken wird. Aus diesem Grund gibt INES bereits im Rahmen der Stellungnahme erste Hinweise zu nachgelagerten Themen, ohne bspw. das Thema der Entgeltrabatte oder unterjährige Kapazitätsprodukte dabei eingehend zu betrachten. \r\n2\tEU-Gasmarktpaket und Herangehensweise\r\nIn der EU-Verordnung (2024/0282) über die Binnenmärkte für erneuerbare Gase und Erdgas sowie für Wasserstoff wird festgestellt: \r\n„Im Allgemeinen ist es am effizientesten, Infrastrukturen über Erlöse zu finanzieren, die bei den Nutzern der jeweiligen Infrastruktur erzielt werden, und Quersubventionen zu vermeiden“ (vgl. Seite 11).\r\n„Die Netzentgelte oder die Methoden zu ihrer Berechnung müssen den effizienten […] Wettbewerb erleichtern, während sie gleichzeitig Quersubventionen zwischen den Netznutzern vermeiden“ (vgl. S. 133).\r\nIm Weiteren beschreibt INES deshalb ausführlich, über welche Netzentgeltsystematik die Netznutzer an den Netzkosten beteiligt werden sollten und inwieweit dabei der effiziente Wettbewerb gefördert und eine Quersubvention zwischen Nutzern vermieden werden können. Dafür beleuchtet INES zunächst in Abschnitt 3 („Zahlen, Daten und Fakten“) die Lastfälle des Wasserstoff-Kernnetzes, um die zukünftige Netznutzung zu analysieren. Darauf aufbauend wird in Abschnitt 4 („Übertragbarkeit der bisherigen Netzentgeltsystematik Gas“) die bisherige Netzentgeltsystematik Gas beschrieben und bewertet. Vor diesem Hintergrund wird im Abschnitt 5 („Empfehlung zur Ausgestaltung einer Netzentgeltsystematik Wasserstoff“) eine Empfehlung von INES zur grundsätzlichen Ausgestaltung der Netzentgeltsystematik Wasserstoff ausgesprochen. In Abschnitt 6 („Beachtung der Systemdienlichkeit von Ein- und Ausspeisungen“) wird abschließend kurz beleuchtet, inwieweit die netzdienliche Nutzung von an das Netz angeschlossenen Anlagen Berücksichtigung finden kann.\r\n3\tZahlen, Daten und Fakten\r\nUm die zukünftige Netznutzung zu betrachten, bietet sich eine Analyse der dem Wasserstoff-Kernnetz zugrunde liegenden Lastfälle an. Bei den Lastfällen handelt es sich um punktuelle Anforderungen (im Sinne einer „Momentaufnahme“) an das Wasserstoff-Kernnetz, die ausschließlich mit Leistungswerten zu beschreiben sind und extreme von den Fernleitungsnetzbetreibern (FNB) als auslegungsrelevant erachtete Transportanforderungen darstellen. Die Lastfälle beschreiben also die Nutzungsfälle des Netzes, die für die Auslegung und damit auch für die Netzkosten als relevant zu erachten sind.\r\nDa die Lastfälle nur unzureichend von den FNB im Antragsentwurf für ein Wasserstoff-Kernnetz dargestellt worden sind, hat INES alle Lastfälle anhand der FNB-Projektdatenbank selbst im Rahmen einer Detailanalyse rekonstruiert. \r\n3.1\tLastfall „Dunkelflaute“\r\nIm Lastfall „Dunkelflaute“ wurde laut FNB ein Szenario untersucht, indem witterungsbedingt zu wenig Strom aus erneuerbaren Energien zum Betrieb von Elektrolyseuren bereitsteht. Die angenommenen Elektrolyseurs-Kapazitäten können in diesem Lastfall entsprechend nicht eingesetzt werden und produzieren keinen Wasserstoff. Zur Deckung des Strombedarfs ist darüber hinaus der Betrieb sämtlicher KWK-Anlagen erforderlich, sodass für die Anlagen ein Volllastbetrieb von den FNB angenommen wird. Die Ausspeiseleistungen bei industriellen Abnehmern werden ebenfalls zu 100 Prozent in diesem Lastfall angesetzt. \r\nAus den Angaben der FNB in Kombination mit der Projektdatenbank hat INES nachfolgenden Lastfall (vgl. Abbildung 1: Leistungsbilanz Lastfall „Dunkelflaute\") konkret abgeleitet.\r\n  \r\nAbbildung 1: Leistungsbilanz Lastfall „Dunkelflaute\"\r\nEntsprechend der zugrunde liegenden Annahmen, sind im Lastfall „Dunkelflaute“ Ausspeiseleistungen von KWK-Anlagen und industriellen Abnehmer von insgesamt 78 GWth zu decken. Zur Deckung der Verbrauchslast stehen laut FNB Grenzübergangspunkte, Terminals, sonstige Einspeisungen und Ausspeicherleistungen (Wasserstoffspeicher) vollständig zur Verfügung. Da allerdings die Grenzübergangspunkte (GÜP) und Terminalkapazitäten in der Kernnetzplanung mit deutlich größeren Ausspeiseleistungen angenommen werden, decken Importe über den Schiffsweg und Pipelines-Importe die Last bereits fast vollständig. Zusammen mit der sonstigen („nicht-volatilen“) Wasserstoffproduktion und Ausspeicherleistungen von 8,3 GWth, ergibt sich ein Bilanzüberschuss im Umfang von rd. 7 GWth. Damit steht die verfügbare Ausspeicherleistung der Wasserstoffspeicher fast vollständig redundant der Importkapazität gegenüber. \r\nAuf Basis einer regionalen Zuordnung der Ein- und Ausspeiseleistungen lässt sich die Flusssituation in diesem Lastfall ableiten (vgl. Abbildung 2: Flusssituation im Lastfall „Dunkelflaute\"). Es entsteht ein umfangreicher Transportbedarf aus der Region Nord in die anderen drei Regionen Ost, Süd und West. Am anspruchsvollsten ist der Transport aufgrund eines starken Importüberschusses (GÜP und Terminals) von der Region Nord in Richtung der großen Verbrauchsschwerpunkte, die insbesondere in der Region West liegen. \r\n \r\nAbbildung 2: Flusssituation im Lastfall „Dunkelflaute\"\r\nDie Netznutzung ist im Lastfall „Dunkelflaute“ vor allem geprägt durch die Versorgung von KWK-Anlagen und industriellen Verbrauchern mit importiertem Wasserstoff. \r\n3.2\tLastfall „Winter“\r\nIm Lastfall „Winter“ werden laut FNB hohe Einspeiseleistungen und niedrige Abnahmeleistungen (Ausspeisungen) im Norden, niedrigen Einspeiseleistungen bei zeitgleich hohen Ausspeiseleistungen im Süden gegenübergestellt. Dazu werden die KWK-Anlagen von Nord nach Süd zunehmend (zwischen 68 und 100 Prozent) beschäftigt und die industriellen Ausspeiseleistungen werden im Süden zu 100 Prozent und ansonsten in einem Umfang von 20 Prozent angenommen. Reichen die Einspeisungen in der Region Nord nicht aus, werden die möglichst nördlich gelegenen Einspeiseleistungen zur Bilanzdeckung hinzugefügt. Weder Ein- noch Ausspeiseleistungen von Wasserstoffspeichern werden in diesem Lastfall berücksichtigt. \r\nAus den Angaben der FNB in Kombination mit der Projektdatenbank hat INES nachfolgenden Lastfall (vgl. Abbildung 3: Leistungsbilanz Lastfall „Winter\") konkret abgeleitet.\r\n \r\nAbbildung 3: Leistungsbilanz Lastfall „Winter\"\r\nEntsprechend der zugrunde liegenden Annahmen sind im Lastfall „Winter“ Ausspeiseleistungen von KWK-Anlagen und industriellen Abnehmern von insgesamt rd. 56 GWth zu decken. Zur Deckung der Verbrauchslast werden gemäß dem Szenario zunächst die Einspeiseleistungen der Region Nord (definitionsgemäß ohne Wasserstoffspeicher) verwendet. Da die Einspeiseleistung in der Region Nord (GÜP, Terminals, sonstige Produktion und Elektrolyseure) mit einer Einspeiseleistung in Höhe von 39 GWth den gesamtdeutschen Bedarf nicht vollständig decken können, hat INES zusätzlich 17 GWth (GÜP, sonstige Produktion und Elektrolyseure) in der am nördlichsten gelegenen Region Ost zum Bilanzausgleich ausgewählt. \r\nAuf Basis einer regionalen Zuordnung der Ein- und Ausspeiseleistungen lässt sich die Flusssituation in diesem Lastfall ableiten (vgl. Abbildung 4: Flusssituation im Lastfall „Winter\"). Es entsteht ein umfangreicher Transportbedarf aus den Regionen Nord und Ost in die drei anderen Regionen Mitte-Ost, Süd und West. Mit Abstand am anspruchsvollsten ist der Transport aufgrund eines sehr hohen Importüberschusses (GÜP und Terminals) von der Region Nord zu den großen Verbrauchsschwerpunkten in der Region West.\r\n \r\nAbbildung 4: Flusssituation im Lastfall „Winter\"\r\nMit Blick auf die Netznutzung lässt sich auch in diesem Lastfall festhalten, dass industrielle Verbraucher und KWK-Anlagen im Wesentlichen durch Wasserstoffimporte versorgt werden. Darüber hinaus speisen Elektrolyseure Wasserstoff in das System ein und tragen ebenfalls zur Versorgung der beiden Verbrauchsgruppen bei.\r\n3.3\tLastfälle „Herbst“\r\nIm Rahmen sogenannter Herbstlastfälle wurde laut den FNB überprüft, ob die jeweiligen maximalen Einspeiseleistungen (definitionsgemäß ohne Wasserstoffspeicher) in den vier Regionen Nord, Ost, Süd und West in Richtung der Verbrauchsregionen transportiert werden können, wenn deutschlandweit nur ein Bedarf im Umfang von 20 Prozent der maximalen Ausspeiseleistungen in Richtung der KWK-Anlagen, industriellen Verbraucher und der Wasserstoffspeicher auftritt. Liegen die Einspeiseleistungen über den Ausspeiseleistungen in Deutschland, dann sind laut FNB die am weitesten entfernten Ausspeisungen (KWK-Anlagen, industrielle Verbraucher und Wasserstoffspeicher) bis zum Bilanzausgleich zu erhöhen. \r\nWichtig für das Verständnis der Herbstlastfälle ist, dass im Grunde die Ableitbarkeit von hohen regionalen Einspeisungen bei gleichzeitig relativ niedrigem Wasserstoffverbrauch in Deutschland insgesamt untersucht werden soll. Während also die Netznutzung in den Lastfällen „Dunkelflaute“ und „Winter“ durch Ausspeisungen in Richtung der KWK-Anlagen und industriellen Verbraucher bedingt ist, sind in den Herbstlastfällen Einspeisungen für die Netznutzung maßgeblich, weil sie regionale Überspeisungen und damit Transportanforderungen verursachen. \r\n3.3.1\tHerbstlastfall Nord\r\nIm Lastfall „Herbst Nord“ werden in der Region Nord Leistungen im Umfang von knapp 39 GWth in das Netz eingespeist. Rund 30 GWth (79 Prozent) entfallen dabei auf Importleistungen über GÜP und Terminals. Der verbleibende Anteil an den Einspeiseleistungen wird durch die inländische Wasserstoffproduktion, insb. Elektrolyseure realisiert (vgl. Abbildung 5: Leistungsbilanz Lastfall „Herbst Nord“). \r\n \r\nAbbildung 5: Leistungsbilanz Lastfall „Herbst Nord“\r\nDamit übertreffen die Einspeisungen in der Region Nord ein gesamtdeutsches Verbrauchsniveau, das 20 Prozent der maximalen Ausspeiseleistungen, inkl. Wasserstoffspeicher umfasst (17,5 GWth), deutlich (+21,1 GWth). Zum Ausgleich der Leistungsbilanz im Rahmen dieses Lastfalls gehen die FNB deshalb von erhöhten Ausspeiseleistungen an den am weitesten entfernten Punkten aus. \r\nINES hat im Rahmen der Rekonstruktion des Lastfalls zum Bilanzausgleich die Ausspeiseleistungen in der Region Süd vollständig auf 100 Prozent erhöht. Darüber hinaus sind die Ausspeiseleistungen in der Region Ost (Thüringen: 100 Prozent und Sachsen: 23 Prozent) und West (Rheinland-Pfalz: 100 Prozent und Saarland: 100 Prozent) erhöht.\r\n \r\nAbbildung 6: Flusssituation im Lastfall „Herbst Nord“\r\nDie größten Transportanforderungen verursacht der vorliegende Lastfall insb. von der Region Nord in die Region Süd im Umfang von 19 GWth (vgl. Abbildung 6: Flusssituation im Lastfall „Herbst Nord). Der Transport wird allerdings im Wesentlichen durch eine Erhöhung des Verbrauchs in der Region Süd über das Niveau von 20 Prozent hinaus verursacht. Zum Ausgleich der Leistungsbilanz musste in der Region Süd ein zusätzlicher Verbrauch im Umfang von 15 GWth angenommen werden, um die sehr hohen Importleistungen in der Region Nord bilanziell auszugleichen.\r\nMit Blick auf den Lastfall „Herbst Nord“ ist demnach festzustellen, dass die Netznutzung im Wesentlichen durch Wasserstoffimporte (rd. 79 Prozent) ausgelöst wird. Ein geringerer Anteil (rd. 20 Prozent) der Einspeisungen wird durch Wasserstoffeinspeisungen aus Elektrolyseuren verursacht.\r\n \r\n3.3.2\tHerbstlastfall Ost\r\nIm Lastfall „Herbst Ost“ werden in der Region Ost Leistungen im Umfang von knapp 20 GWth in das Netz eingespeist. Rund 13 GWth (65 Prozent) entfallen dabei auf Importleistungen an Grenzübergangspunkten. Der verbleibende Anteil an den Einspeiseleistungen wird durch die inländische Wasserstoffproduktion, insb. Elektrolyseure im Umfang von knapp 6 GWth, realisiert (vgl. Abbildung 7: Leistungsbilanz Lastfall „Herbst Ost\"). \r\n \r\nAbbildung 7: Leistungsbilanz Lastfall „Herbst Ost\"\r\nDamit übertreffen die Einspeisungen in der Region Ost ein gesamtdeutsches Verbrauchsniveau, das 20 Prozent der maximalen Ausspeiseleistungen, inkl. Wasserstoffspeicher umfasst (17,5 GWth), nur geringfügig (+2,1 GWth). In der Region Ost werden von den FNB im Rahmen des vorliegenden Lastfalls Einspeicherkapazitäten von Wasserstoffspeichern in Höhe von 0,2 GWth (20 Prozent von 1,2 GWth) berücksichtigt. \r\nZum Ausgleich der Leistungsbilanz im Rahmen dieses Lastfalls gehen die FNB von erhöhten Ausspeiseleistungen an den am weitesten entfernten Punkten aus. INES hat im Rahmen der Rekonstruktion des Lastfalls zum Bilanzausgleich deshalb die Ausspeiseleistungen in der Region Süd in Baden-Württemberg auf 47 Prozent erhöht.\r\nEine Betrachtung der Lastflusssituation auf Basis einer regionalen Zuordnung der Ein- und Ausspeiseleistungen zeigt nur geringe Transportanforderungen im Vergleich zu den bisher betrachteten Lastfällen (vgl. Abbildung 8: Flusssituation Lastfall „Herbst Ost\"). \r\nAbbildung 8: Flusssituation Lastfall „Herbst Ost\"\r\nDie Netznutzung ist im Lastfall „Herbst Ost“ im Wesentlichen bedingt durch Wasserstoffimporte (rd. 65 Prozent) und zu einem geringeren Anteil durch Einspeisungen aus Elektrolyseuren (rd. 29 Prozent). \r\n3.3.3\tHerbstlastfall Süd\r\nIm Lastfall „Herbst Süd“ werden in der Region Süd Leistungen im Umfang von rd. 13 GWth in das Netz eingespeist. Die Leistung wird fast vollständig durch Importleistungen an Grenzübergangspunkten definiert (knapp 12,8 GWth), weil auf die Region Süd kaum Projekte zur Wasserstoffproduktion (0,3 GWth) entfallen. Die Einspeiseleistungen der Region Süd reichen in dem Lastfall nicht aus, um die Verbrauchslast in Höhe von 17,5 GWth vollständig zu decken. \r\nINES hat im Rahmen der Rekonstruktion des Lastfalls zum Ausgleich der Leistungsbilanz deshalb zusätzliche Einspeisungen über einen Grenzübergangspunkt im Saarland in der naheliegenden Region West angenommen (vgl. Abbildung 9: Leistungsbilanz Lastfall „Herbst Süd“). Erst mit diesen zusätzlichen Einspeiseleistungen ergibt sich eine Importleistung von 17,2 GWth und so ein Ausgleich der Leistungsbilanz.\r\n \r\nAbbildung 9: Leistungsbilanz Lastfall „Herbst Süd“\r\nVergleichbar mit dem Lastfall „Herbst Ost“ zeigt die Betrachtung der Flusssituation auf Basis einer regionalen Zuordnung der Ein- und Ausspeiseleistungen nur geringe Transportanforderungen im Vergleich zu den bisher betrachteten Lastfällen (vgl. Abbildung 10: Flusssituation Lastfall „Herbst Süd\").\r\n \r\nAbbildung 10: Flusssituation Lastfall „Herbst Süd\"\r\nIm Lastfall „Herbst Süd“ wird Wasserstoff nahezu vollständig (rd. 98 Prozent) durch Wasserstoffimporte über Pipelines in das Wasserstoffnetz eingespeist. Die Netznutzung ist in diesem Lastfall auf Wasserstoffimporte zurückzuführen.\r\n3.3.4\tHerbstlastfall West\r\nIm Lastfall „Herbst West“ werden in der Region West Leistungen im Umfang von rd. 21 GWth in das Netz eingespeist. Rund 18 GWth (87 Prozent) entfallen dabei auf Importleistungen an Grenzübergangspunkten. Der verbleibende Anteil an den Einspeiseleistungen wird durch die inländische Wasserstoffproduktion im Umfang von knapp 3 GWth realisiert (vgl. Abbildung 11: Leistungsbilanz Lastfall „Herbst West\").\r\n \r\nAbbildung 11: Leistungsbilanz Lastfall „Herbst West\"\r\nDamit übertreffen die Einspeisungen in der Region West ein gesamtdeutsches Verbrauchsniveau, das 20 Prozent der maximalen Ausspeiseleistungen, inkl. Wasserstoffspeicher umfasst (17,5 GWth), nur geringfügig (+3,5 GWth). In der Region West werden von den FNB Einspeicherkapazitäten von Wasserstoffspeichern im Rahmen des Lastfalls in Höhe von 0,1 GWth (20 Prozent von 0,6 GWth) berücksichtigt.\r\nZum Ausgleich der Leistungsbilanz im Rahmen dieses Lastfalls gehen die FNB von erhöhten Ausspeiseleistungen an den am weitesten entfernten Punkten aus. INES hat deshalb im Rahmen der Rekonstruktion des Lastfalls zum Bilanzausgleich die Ausspeiseleistungen in der Region Ost in Berlin auf 83 Prozent erhöht.\r\nEine Betrachtung der Lastflusssituation auf Basis einer regionalen Zuordnung der Ein- und Ausspeiseleistungen zeigt moderate Transportanforderungen im Vergleich zu den bisher betrachteten Lastfällen (vgl. Abbildung 12: Flusssituation Lastfall „Herbst West\").\r\n \r\nAbbildung 12: Flusssituation Lastfall „Herbst West\"\r\nDie Einspeisungen und damit die Netznutzung werden im Lastfall „Herbst West“ zu großen Teilen durch pipelinegebundene Wasserstoffimporte definiert (rd. 87 Prozent).\r\n3.4\tZwischenfazit zur Netznutzung\r\nIm Lastfall „Dunkelflaute“ liegt die zu deckende Ausspeiseleistung der beiden Verbrauchergruppen KWK-Anlagen und Industrie bei rd. 78 GWth. Der Lastfall „Dunkelflaute“ ist damit der für die Netzauslegung relevanteste Fall. \r\nDer Lastfall „Winter“ beschreibt hingegen mit einer erforderlichen Ausspeiseleistung in Höhe von rd. 56 GWth eine geringere Anforderung und ist insofern nicht mit dem Lastfall „Dunkelflaute“ vergleichbar maßgebend. \r\nDie regionalen Überspeisungen, die in Form der Herbstlastfälle untersucht worden sind, weisen im Ergebnis nur geringere Ausspeiseleistungen in Höhe von rd. 39 GWth („Herbst Nord“), 20 GWth („Herbst Ost“), 18 GWth („Herbst Süd“) und 21 GWth („Herbst West“) auf. Die regionalen Überspeisungen, die in den Herbstlastfällen betrachtet werden, sind demnach für die Netzauslegung weniger relevant als die Lastfälle „Dunkelflaute“ und „Winter“. Die Überspeisungen in den Herbstlastfällen und die damit verbundene Nutzung des Wasserstoffnetzes werden vor allem ausgelöst durch Einspeisungen aus Wasserstoffimporten (zwischen 65 und 98 Prozent) und Einspeisungen aus Elektrolyseuren (zwischen 0 und 29 Prozent). \r\nVor diesem Hintergrund lässt sich folgendes zusammenfassend festhalten: Eine Betrachtung der Lastfälle, die für die Auslegung des Wasserstoff-Kernnetzes als relevant erachtet worden sind, zeigt, dass vor allem die Ausspeisungen zu den KWK-Anlagen und industriellen Verbrauchern die Auslegung des Netzes und damit die Investitionskosten verursachen. Einspeisungen über Wasserstoffimporte und aus Elektrolyseuren stellen zwar relevante Netznutzungsfälle dar, sind aber für die Netzauslegung im Vergleich zu den KWK-Anlagen und industriellen Verbrauchern nicht vergleichbar maßgeblich. Weder Ein- noch Ausspeicherungen an Wasserstoffspeichern sind für die Netzauslegung in den von den FNB modellierten Lastfällen ein treibender Faktor. \r\n4\tÜbertragbarkeit der bisherigen Netzentgeltsystematik Gas\r\nDie bisherige Netzentgeltsystematik Gas sieht grundsätzlich eine Bepreisung aller Entry- und Exit-Kapazitäten mit einheitlichen Netzentgelten vor. Die Netzentgeltsystematik wird mit verschiedenen Parametern weiter ausdifferenziert:\r\n\tUnterjährige Kapazitätsprodukte\r\n\tMultiplikatoren für unterjährige Kapazitätsprodukte\r\n\tRabatte an Speichern und LNG-Terminals\r\nVor dem Hintergrund der Lastfallanalysen lässt sich folgendes mit Blick auf die bisherige Netzentgeltsystematik Gas feststellen:\r\nEine im Grundsatz gleichmäßige Verteilung der Netzkosten reflektiert die auslegungsrelevante Netznutzung unzureichend und führt dadurch zwangsläufig zu einer Quersubventionierung der Verbraucher (Kraftwerke und Industrie), die getragen wird durch Netzentgeltzahlungen an Importpunkten, Produktionsanlagen und Speichern. \r\nDa Import, Produktion und Speicherung von Wasserstoff grundsätzlich der Versorgung von Verbrauchern (Kraftwerke und Industrie) dienen und diese Kunden die Kosten dieser drei Wertschöpfungsstufen neben den Netzkosten deshalb ebenfalls zu tragen haben, führt die Wälzung der Netzkosten auf alle Entry- und Exit-Kapazitäten im Ergebnis lediglich dazu, dass die wahren Netzkosten gegenüber den Verbrauchern nicht transparent dargestellt werden. Auf Importe, die Produktion und Speicherung von Wasserstoff erhobene Netzentgelte, erhöhen die Kosten dieser Wertschöpfungsstufen und verschwinden so im „Endkundenpreis“. Eine Übertragung der bisherigen Netzentgeltsystematik Gas auf Wasserstoff stellt also die Transparenz über die wahren Netzkosten in Frage. \r\nDarüber hinaus wurde in der Lastfallanalyse deutlich, dass insb. Wasserstoffspeicher für die Auslegung des Wasserstoff-Kernnetzes und damit für die entstehenden Netzkosten kein Kostentreiber darstellen. Ganz im Gegenteil, Wasserstoffspeicher können bei entsprechender Berücksichtigung in den Planungen des Wasserstoff-Kernnetzes sogar einen wesentlichen Beitrag zur Absenkung der Netzkosten leisten, wie INES bereits im Rahmen einer Detailanalyse zum Antragsentwurf nachvollziehbar aufgezeigt hat (siehe hierzu auch Abschnitt 5 und 6). Die in der bisherigen Netzentgeltsystematik Gas angelegte Erhebung von Netzentgelten an Gasspeichern (auch mit einem Rabatt von 75 Prozent) würde diesen Aspekt nicht angemessen widerspiegeln und darüber hinaus eine Quersubventionierung der Verbraucher (Kraftwerke und Industrie) zur Folge haben, die durch Netzentgeltzahlungen an Speicheranschlusspunkten refinanziert werden würde.\r\n5\tEmpfehlung zur Ausgestaltung der Netzentgeltsystematik Wasserstoff\r\nDie Netzentgeltsystematik sollte grundsätzlich sicherstellen, dass Netzkosten verursachungsgerecht auf Netznutzer verteilt werden. Das bedeutet, dass nicht alle an das Netz angeschlossenen Gruppen ein identisches Netzentgelt in Rechnung gestellt bekommen sollten, sondern vielmehr, dass berechtigte Ungleichheiten zulässig sind. Gleich- bzw. Ungleichheiten sollten allerdings nicht unbegründet sein und so zu einer unzulässigen Quersubventionierung zwischen den Netznutzern führen.  \r\nINES empfiehlt, eine verursachungsgerechte Netzentgeltsystematik für den Wasserstoffbereich zunächst an der auslegungsrelevanten Netznutzung zu orientieren. Dies bedeutet im Ergebnis, dass insbesondere die Verbraucher (Kraftwerke und Industrie) die Netzkosten tragen sollten. Grundsätzlich kann eine Wälzung auf Exit-Kapazitäten zu Kraftwerken und Industriekunden als verursachungsgerecht angesehen werden und vermeidet eine unzulässige Quersubventionierung (Hinweis: im Strommarkt werden die Netzkosten bereits heute ausschließlich auf Ausspeisungen aus dem Netz und damit im Wesentlichen auf die Verbraucher gewälzt). \r\nPotenziell können über Exit-Kapazitäten an Grenzübergangspunkten (GÜP) oder zu Verteilnetzbetreibern auch Verbraucher (im Inland und Ausland) versorgt werden, sodass eine Wälzung der Netzkosten auch auf diese Exit-Kapazitäten (perspektivisch) sinnvoll erscheint.\r\nDie Lastfallanalysen zeigen, dass Einspeicherungen über Exit-Kapazitäten an Wasserstoffspeichern gerade bei regionalen Überspeisungen eine netzentlastende Wirkung durch den regionalen Ausgleich der Überspeisung entfalten, nicht jedoch als eine auslegungsrelevante Nutzung zu betrachten sind. Exit-Kapazitäten zu Wasserstoffspeichern sollten deshalb von der Kostenwälzung ausgenommen werden. \r\nBei der Definition der Netzentgelte für Exit-Kapazitäten an Kraftwerken sollte grundsätzlich die (in erheblichem Umfang) auslegungsrelevante Netznutzung leitend sein. Kraftwerke benötigen hohe Leistungen. Dabei sollte allerdings nicht unbeachtet bleiben, dass diese Leistung nicht über das ganze Jahr hinweg von den Kraftwerken benötigt wird. Um diesen strukturierten Netzbedarf zu identifizieren bzw. nachvollziehen zu können, erscheint es zunächst einmal wichtig, unterjährige Kapazitätsprodukte (völlig unabhängig von einer möglichen Bepreisung) vorzusehen. Mit Blick auf die Herausforderungen bei der Umsetzung von Kraftwerksprojekten in der Phase des aktuellen Markthochlaufs sollte darüber hinaus der Subventionsbedürftigkeit angemessen bei der Netzentgeltbildung Rechnung getragen werden. Vor dem Hintergrund der nur streckenweisen Inanspruchnahme des Wasserstoffnetzes durch Kraftwerke sollte zudem untersucht werden, ob frei zuordenbare Exit-Kapazitäten an Kraftwerken tatsächlich kosteneffizient über die Entwicklung von Netzen oder über die Nutzung von Systemdienstleistungen durch nahegelegene Einspeiser geschaffen werden sollten. \r\nAn den Entry-Punkten (Produktion, GÜP, Terminals und Speicher) sollten keine Netzentgelte erhoben werden. Dies führt zu einer erhöhten Liquidität am nationalen Wasserstoffmarkt und verhindert, dass Netzentgelte den Wettbewerb auf dem Handelsmarkt zwischen diesen Wertschöpfungsstufen verzerren. Darüber hinaus führt eine Ausnahme von Produktion, GÜP, Terminals und Speicher nicht zu einer Kostensteigerung für die Verbraucher. Dies soll an einem Beispiel erläutert werden: Ist ein Industriekunde an das Wasserstoffnetz angeschlossen und plant Wasserstoff von einem Elektrolyseur zu beziehen, dann müsste der Elektrolyseurbetreiber in der bisherigen Netzentgeltsystematik ein Entry-Entgelt bezahlen. Der Betreiber des Elektrolyseurs wird dieses Netzentgelt auf die Produktionskosten des Wasserstoffs aufschlagen und beides zusammen dem Industriekunden in Rechnung stellen. Damit bezahlt am Ende der Wertschöpfungskette der Industriekunde letztlich doch das Netzentgelt. Muss der Elektrolyseurbetreiber hingegen kein Entry-Entgelt entrichten, dann stellt er dem Industriekunden nur die Produktionskosten für Wasserstoff in Rechnung. Dafür wäre das Netzentgelt, welches der Industriekunde nun zu entrichten hat, höher. Für den Industriekunden macht es keinen Unterschied, weil er das Netzentgelt zuvor auch indirekt über den Wasserstoffbezug zu entrichten hatte. Er ist nur im Fall der Wälzung über die Elektrolyse nicht mehr in der Lage das Netzentgelt in der tatsächlichen Höhe zu erkennen. Eine ausreichende Transparenz ist durch diese versteckte Wälzung nicht mehr gegeben.\r\n6\tBeachtung der Systemdienlichkeit von Ein- und Ausspeisungen\r\nUm der netzersetzenden Wirkung von Ein- und Ausspeisungen (z.B. von Speichern durch die Aufnahme von regionalen Überspeisungen) Rechnung zu tragen, sollte eine effektive und effiziente Produktlandschaft zur Inanspruchnahme von Systemdienstleistungen entwickelt werden. Die im Gasbereich entwickelten marktbasierten Instrumente (MBI) bieten für diese Diskussion einen geeigneten Ansatzpunkt. Der Gedanke der MBI sollte grundsätzlich auf den Wasserstoffmarkt übertragen werden. Wie im Gasbereich bereits avisiert, sollten MBI im Rahmen des Netzentwicklungsplans grundsätzlich (d.h. obligatorisch) als Instrument zur Vermeidung des konventionellen Netzausbaus betrachtet werden. Wird die Produktion, der Import und die Speicherung von Wasserstoff von Netzentgelten ausgenommen, dann ist die Abwägung zwischen der Nutzung von Systemdienstleistungen über diese Anlagen gegenüber einem konventionellen Netzausbau im Übrigen unverzerrt.\r\nVorhandene Potenziale zur Weiterentwicklung bzw. Optimierung der MBI sollten bei der Übertragung auf den Wasserstoffmarkt gehoben werden. \r\n7\tZusammenfassung\r\nDie Lastfallanalyse (Abschnitt 3) hat gezeigt, dass die auslegungsrelevante Netznutzung im Wesentlichen auf die Verbraucher (Kraftwerke und Industrie) zurückzuführen ist. Weder Ein- noch Ausspeicherungen an Wasserstoffspeichern sind für die Auslegung und damit für die Kosten des Wasserstoff-Kernnetzes in den von den FNB modellierten Lastfällen ein treibender Faktor. Für eine verursachungsgerechte Kostenwälzung, einen unverzerrten bzw. gestärkten Wettbewerb auf dem Handelsmarkt und eine gesteigerte Transparenz über die Netzkosten empfiehlt INES, die Netzkosten auf Exit-Kapazitäten zu Kraftwerken, industriellen Verbrauchern, angeschlossene Verteilnetze und Grenzübergangspunkte (GÜP) zu wälzen. \r\nUm die Systemwerte der Ein- und Ausspeisungen weiterhin zu berücksichtigen, empfiehlt INES darüber hinaus, die MBI in optimierter bzw. verbesserter Form auf den Wasserstoffmarkt zu übertragen. Eine Wälzung der Kosten auf die genannten Exit-Kapazitäten und die daraus abgeleiteten „wahren“ (bzw. transparenten) Netzkosten und unterjährige Kapazitätsprodukte helfen, den konventionellen Netzausbau gegenüber der Inanspruchnahme von Systemdienstleistungen systematischer abzuwägen. Nur zeitweise bestehender Kapazitätsbedarf wird durch unterjährige Kapazitätsprodukte besonders sichtbar. Möglicherweise ist dieser Bedarf durch Systemdienstleistungen anstelle von Netzausbau kosteneffizienter zu befriedigen. \r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-04-30"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010171","regulatoryProjectTitle":"Bildung der für den Zugang zum Wasserstoff-Kernnetz zu erhebenden Netzentgelte und zur Einrichtung eines Amortisationsmechanismus","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/7a/b9/364049/Stellungnahme-Gutachten-SG2409260122.pdf","pdfPageCount":13,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\tEinleitung \r\nAm 3. Juli 2024 hat die Beschlusskammer 7 (BK7) der Bundesnetzagentur (BNetzA) die Konsultation von zwei Festlegungsverfahren zur Ausgestaltung des Zugangs zu Wasserstoffnetzen eingeleitet. Konsultiert werden die Festlegungen:\r\n-\tFestlegung in Sachen Wasserstoff Ausgleichs – und Bilanzierungsgrundmodell (WasABi)\r\n-\tFestlegung in Sachen Wasserstoff Kapazitäten Grundmodell und Abwicklung des Netzzugangs (WaKandA)\r\nMit diesen beiden Festlegungsverfahren gestaltet die BNetzA den Zugang zu den Wasserstoffnetzen in Deutschland im Rahmen der gesetzlichen Vorgaben des europäischen und nationalen Rechts aus. Die BNetzA konsultiert die beiden Festlegungsverfahren bis zum 30. August 2024. \r\nINES dankt der Bundesnetzagentur für die Konsultationsmöglichkeit und nimmt im Folgenden zu den Festlegungen WasABi und WaKandA Stellung. \r\n2\tGrundsätzliche Erwägungen\r\nDie Beschlusskammer 7 (BK7) skizziert die Entwicklung des Wasserstoffmarktes folgendermaßen: Zunächst werden einzelne Wasserstoff-Cluster in Betrieb genommen. Im Zeitablauf werden diese Cluster verbunden, bis sie zu einem deutschlandweiten zusammenhängenden Entry-Exit-System (d.h. zu einem „vermaschten System“) zusammenwachsen. \r\nINES teilt die grundsätzliche Vorstellung der BK7, dass zunächst einzelne Cluster bestehen, die immer weiter zusammenwachsen bis hin zu einem deutschlandweit vermaschten Netz. Allerdings verbleiben noch offene Fragen: Es ist unklar, wie Cluster zu definieren sind und ob Verbindungsleitungen zwischen Clustern bestehen können oder ob dies bereits bedeutet, dass zwei Cluster zusammen gelegt werden. Bei der Definition von Clustern zu Beginn des Markthochlaufs sollte darauf geachtet werden, dass die Cluster nicht zu klein dimensioniert werden, um einen zu kleinteiligen Markt zu vermeiden. Darüber hinaus ist nicht klar, wer über die Definition von Clustern und deren Zusammenlegung entscheidet. Um diesen Prozess klar zu strukturieren, sollten objektive Kriterien festgelegt werden, anhand derer über die Zusammenlegung von Clustern bestimmt wird. \r\nBei der Zusammenlegung von Clustern könnte es sein, dass es Transportmöglichkeiten gibt, deren Kapazitäten zunächst beschränkt sind. Wie diese Engpässe bewirtschaftet werden, ist noch offen. \r\nINES empfiehlt, dass sich bei der Engpassbewirtschaftung und Zusammenlegung von Clustern nicht nur auf den Netzausbau fokussiert wird, sondern die Nutzung von marktbasierten Instrumenten (MBI) berücksichtigt wird. \r\n3\tFestlegung in Sachen Wasserstoff Ausgleichs – und Bilanzierungsgrundmodell (WasABi)\r\nWährend des Hochlaufs des Wasserstoffmarktes erwartet die Beschlusskammer 7 zunächst netztechnische Restriktionen und somit auch ein eingeschränktes Flexibilitätspotential. Dies wirkt sich aus Sicht der BNetzA auf das Bilanzierungssystem aus. \r\nDass voraussichtlich in der kurzen Frist nur ein eingeschränktes Flexibilitätspotential verfügbar sein wird, ist für INES nachvollziehbar. Vor diesem Hintergrund ist es jedoch umso wichtiger, dass die verfügbaren Flexibilitätsoptionen bestmöglich eingesetzt werden und dass sie möglichst vielen Kunden zur Verfügung stehen. \r\nDie BK7 sieht vor, dass äquivalent zum Marktgebietsverantwortlichen im Erdgas-System eine von den Wasserstoffnetzbetreibern zu benennende Stelle eingerichtet wird. Diese soll für die operative Umsetzung des Bilanzierungssystems zuständig sein, Daten verarbeiten und bereitstellen und für den Kommunikationsaustausch zwischen den Marktbeteiligten sorgen. \r\nINES begrüßt die Einführung einer zu benennenden Stelle äquivalent zum Marktgebietsverantwortlichen im Erdgas-System, da damit die Trennung von Marktrollen einhergeht und nicht ein Marktbeteiligter über Vorteile aufgrund einer Informationsasymmetrie verfügt. \r\n3.1\tBilanzkreisstatus \r\nEs sollen verschiedene Bilanzkreise eingerichtet werden, die jeweils einem  Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) zugeordnet sind. Es wird keine starre Bilanzierungsperiode vorgesehen, sondern der Status der Bilanzkreise soll kontinuierlich erfasst werden und laufend an die BKV übermittelt werden (die BK7 schlägt eine Datenübermittlung alle 15 Minuten vor, vgl. Abschnitt 3.4 „Datenbereitstellung“). \r\nWird der Bilanzkreisstatus alle 15 Minuten ermittelt und veröffentlicht, bringt dies Konsequenzen mit sich, die unter Umständen sehr herausfordernd für Teile der Infrastruktur, insbesondere für Speicher, sein können. Die BKV werden durch das Helper-Causer-System dazu angereizt, ihre Bilanzkreise ausgeglichen zu halten. Um mit überschüssigen oder fehlenden Wasserstoffmengen umzugehen (Bilanzkreis ist long oder short), werden BKV wahrscheinlich Speicher kurzfristig in Anspruch nehmen. Speichern stehen dann dem Problem gegenüber, dass physikalische Flüsse – insbesondere solche, bei denen in bestimmten kurzfristigen Zeitintervallen signifikante Mengenänderungen oder gar Fluss-Richtungs-Wechsel (von Ein- auf Ausspeicherung oder umgekehrt) erforderlich sind - nicht uneingeschränkt kurzfristig umsetzbar sind. Um dieses Problem zu lösen, schlägt INES vor, dass Wasserstoffnetzbetreiber und Speicherbetreiber ein Steuerungskonto (Operational Balancing Account, OBA) vereinbaren. Dies ist bereits im Erdgas-System bewährte Praxis. Ein solches Steuerungskonto, sollte in WasABi regulatorisch verankert werden. \r\nDer Bilanzkreisverantwortliche hat seinen Bilanzkreis grundsätzlich ausgeglichen zu halten, dabei soll ihm nach dem bisherigen Festlegungsentwurf jedoch eine Toleranz gewährt werden. Die BK7 hat eine Toleranz in Höhe von 10 Prozent nach oben und unten vorgeschlagen. \r\nDie vorgeschlagene Toleranz ist im Vergleich zum Erdgassystem höher angesetzt. Vor dem Hintergrund, dass Flexibilitäten vor allem durch marktliche Akteure in einem wettbewerblichen und damit effizienten Rahmen bereitgestellt werden sollten, erscheint die Toleranz zu hoch angesetzt. Damit verschiebt sich die Bewirtschaftung von Ungleichgewichten im System unnötig in den Verantwortungsbereich der Netzbetreiber.\r\n3.2\tSaldierungsperiode \r\nAnhand einer Datenmeldung von der zu benennenden Stelle an den BKV wird der Status eines Bilanzkreises bestimmt. Der Status des Bilanzkreises zeigt an, ob sich dieser innerhalb der gewährten Toleranz befindet oder ob er ein „Helper“ oder „Causer“ ist. Ein BKV kennt erst nach dieser Datenmeldung den Status seines Bilanzkreises und kann erst dann - falls notwendig - Maßnahmen ergreifen, um seinen Bilanzkreis zurück in den Toleranzbereich zu führen. Demnach passt eine 15-minütige Datenmeldung nicht zu einer Feststellung des Bilanzkreisstatus alle 15 Minuten überein. \r\nEine Feststellung des Bilanzkreisstatus alle 15 Minuten erfordert eine kurzfristigere Datenmeldung, beispielsweise alle drei Minuten. Verbleibt die Datenmeldung bei 15 Minuten, muss der Zeitraum zur Feststellung des Bilanzkreisstatus größer werden, bspw. eine Stunde. Mit einer zeitlichen Differenzierung erhält der BKV früher Kenntnis vom Stand seines Bilanzkreises und hat noch Zeit, um Maßnahmen zur Korrektur des Status zu ergreifen. INES befürwortet eine 15-minütige Saldierungsperiode zur Feststellung des Bilanzkreisstatus und eine Datenmeldung alle drei Minuten, unter der Voraussetzung, dass zwischen den Wasserstoffnetzbetreibern und den Speicherbetreibern an den Punkten, an denen eine Nominierung vorgenommen wird, ein Steuerungskonto eingerichtet wird. \r\n3.3\tFinanzielles Anreizsystem (Helper-Causer-System)\r\nIn dem Anreizsystem werden Bilanzkreisverantwortliche abhängig vom Status ihres Bilanzkreises in „Helper“ und „Causer“ unterteilt. Im Gesprächstermin am 23. Juli 2024 hat die BK7 mitgeteilt, dass sie es für unwahrscheinlich hält, dass viele oder alle Bilanzkreise in eine Richtung „kippen“ und zum „Causer“ werden, ohne dass damit anderen BKV der Anreiz gesetzt wird, zum „Helper“ zu werden. \r\nIm Wasserstoffmarkt steht eine volatile Wasserstoffproduktion einer Abnahmeseite gegenüber, die mindestens zu Beginn weitgehend durch eine konstante Nachfrage der Industrie geprägt wird. Herrscht eine Dunkelflaute und wird daher wenig Wasserstoff produziert oder importiert, wirkt sich das nicht auf die Wasserstoffnachfrage der Industrie aus, sie bleibt konstant. Eine Dunkelflaute wirkt sich eher nicht nur auf einen Bilanzkreis aus, sondern auf mehrere. Somit würden in diesem skizzierten Beispiel mehrere Bilanzkreise ggf. short gehen, wenn nicht ausreichend Flexibilität bereitsteht, und zum Causer werden. Vor dem Hintergrund dieser möglichen Systemzustände, empfiehlt INES, das Szenario, dass viele (alle) Bilanzkreise in eine Richtung kippen, nicht grundsätzlich auszuschließen. \r\nBefindet sich ein Bilanzkreis außerhalb seiner Toleranz, sollen BKV Gegenmaßnahmen ergreifen, um in den Toleranzbereich zurück zu kehren. Befindet sich das Gesamtsystem außerhalb des grünen Bereichs, sollen BKV dazu angereizt werden, zum „Helper“ zu werden. \r\nFür beide Szenarien benötigt ein BKV frühzeitigere Datenmeldungen, bzw. ein Zeitfenster, innerhalb dessen er reagieren kann. Unter der Voraussetzung, dass ein Steuerungskonto zwischen Netz- und Speicherbetreibern eingerichtet wird, würde eine 15-minütige Saldierung bei Datenmeldungen alle drei Minuten sinnvoll erscheinen. \r\n3.4\tDatenbereitstellung\r\nDie BK7 hat vorgeschlagen, dass die von den Wasserstoffnetzbetreibern zu benennende Stelle alle 15 Minuten die erhobenen Messwerte an die Bilanzkreisverantwortlichen übermittelt und veröffentlicht. \r\nFür Speicher ist der zeitliche Abstand der Datenübermittlung eher weniger relevant, die daraus resultierenden Folgen wirken sich jedoch auf Speicher aus. Grundsätzlich gilt jedoch gleiches, wie bereits zuvor beschrieben. Es benötigt die Einrichtung eines Steuerungskontos, sofern BKV Speicher kurzfristig für den bilanziellen Ausgleich ihrer Bilanzkreise in Anspruch nehmen können bzw. kurzfristige Nominierungen für Ein- und Ausspeicherungen möglich sein sollen. \r\n3.5\tDatenverarbeitung und -kommunikation \r\nDie von den Wasserstoffnetzbetreibern zu benennende Stelle soll zentralisiert den Daten- und Informationsaustausch vornehmen. Die Daten zu den Bilanzkreisstatus und zum Gesamtnetzstatus sollen veröffentlicht werden. \r\nINES befürwortet eine Veröffentlichung der Daten. Diese sollten maschinenlesbar, automatisiert und nicht aggregiert, sondern möglichst granular veröffentlicht werden. Eine hohe Granularität ist für den Bilanzkreisverantwortlichen relevant, um angemessen auf den Status seines Bilanzkreises reagieren zu können. Eine Granularität und die damit einhergehende Transparenz wirkt sich darüber hinaus positiv auf die Marktentwicklung aus, weil Märkte vor allem bei hoher Transparenz und umfassender Informationsbereitstellung gut funktionieren können, wenn damit keine Marktmacht asymmetrisch konzentriert wird bzw. die Konzentration von Marktmacht aufgehoben wird.  \r\n3.6\tAllokationsverfahren \r\nDie BK7 erwägt, nominierte und gemessene Mengen bei der Bilanzkreisführung vorzusehen. Die Mengen sollen nach dem Verfahren „allokiert wie gemessen“ den Bilanzkreisen zugewiesen werden. Eine Ausnahme davon bilden Ein- und Ausspeisepunkte, die anhand von Nominierungen gesteuert werden, wie beispielsweise Grenzübergangspunkte oder Speicher. An diesen Punkten kann ebenfalls das Verfahren „allokiert wie nominiert“ angewandt werden. \r\nINES unterstützt das Allokationsverfahren „allokiert wie nominiert“. Dies vereinfacht den Netzzugang sowohl für Speicher- als auch für Netznutzer und sollte daher an allen Speicherpunkten angewandt werden dürfen. Dies setzt jedoch Steuerungskonten voraus, auf denen geflossene Mengen verbucht werden, die von der Summe der Nominierungen abweichen können. \r\n3.7\tVirtueller Handelspunkt \r\nDie BK7 erwägt, die Wasserstoffnetzbetreiber dazu zu verpflichten, zeitnah einen virtuellen Handelspunkt (VHP) einzurichten. Bestehen zunächst physisch nicht verbundene Cluster, kann die Übertragung von Wasserstoffmengen am VHP auf einzelne Cluster begrenzt werden.\r\nINES begrüßt die Einrichtung eines virtuellen Handelspunkts. Der VHP sollte möglichst früh eingerichtet werden, um den Handel zu stärken. INES unterstützt eine clusterübergreifende Nutzung des VHPs, um unter anderem die zur Verfügung stehenden Speicherkapazitäten möglichst vielen Kunden anbieten zu können. Die clusterübergreifende Nutzung des VHPs sollte jedoch an eine Bedingung geknüpft werden. Ist zwischen den Clustern, zwischen denen gehandelt werden soll, gar keine Verbindungsleitung vorhanden oder besteht nur eine Verbindung mit geringen Kapazitäten, sollte die Nutzung des VHP unterbrochen werden können. Wird sie unterbrochen, ist der Netzkunde auf den Handel innerhalb seines eigenen Clusters beschränkt. \r\n4\tFestlegung in Sachen Wasserstoff Kapazitäten Grundmodell und Abwicklung des Netzzugangs (WaKandA)\r\n4.1\tAusgestaltung der Kapazitätsprodukte\r\nDie BK7 beschreibt den Wasserstoffhochlauf als ein zunehmendes Zusammenwachsen von Clustern bis hin zu einem deutschlandweiten vermaschten Wasserstoffnetz. Bei der Zusammenlegung von Clustern hat die BK7 das Problem identifiziert, dass die Austauschkapazität zwischen einzelnen Clustern gegebenenfalls nur stufenweise steigt und clusterübergreifende Transporte eventuell noch nicht in der Höhe durchgeführt werden können, wie dies nach dem Hochlauf möglich sein wird. Um mit den zeitweise begrenzten Engpässen zwischen Clustern umzugehen, hat die BK7 zwei Optionen zur Ausgestaltung der Kapazitätsprodukte vorgestellt. \r\nIn der ersten Option bestehen zwei Produkte: Feste und unterbrechbare Kapazitäten für das gesamte deutschlandweite System. Die festen Kapazitäten für clusterübergreifende Transporte enthalten einen unterbrechbaren Anteil, der zu Beginn auch bei 100 Prozent liegen kann. Bei fortschreitender Vermaschung der Cluster und zunehmenden clusterübergreifenden Transporten wird der unterbrechbare Anteil pro rata über die verfügbaren Kapazitäten kontinuierlich reduziert. Im deutschlandweiten Entry-Exit-System sind die unterbrechbaren Anteile soweit abgeschmolzen, dass die Kapazitäten ohne Einschränkungen Transporte auf fester Basis erlaubt. \r\nDie zweite Option beinhaltet eine Multi-Produkte-Welt in der feste Kapazitäten zunächst nur innerhalb eines Clusters angeboten werden. Mit jeder neuen clusterübergreifenden Transportmöglichkeit wird ein neues Kapazitätsprodukt eingeführt, bis zum Abschluss eine feste Transportkapazität im gesamtdeutschen Entry-Exit-System eingeführt wird. Die zwischendurch bestehenden Kapazitätsprodukte sollen durch höherwertige Kapazitäten ersetzt werden können, sodass aus den Kapazitäten, die zu Beginn nur den Transport innerhalb eines Clusters ermöglicht haben, dann den Transport im ganzen Netz ermöglichen. Unterbrechbare Kapazitäten werden nachrangig vermarktet. \r\nINES unterstützt die zweite Option. In einer Multi-Produkte-Welt können Netznutzer gezielt die Kapazitätsprodukte wählen, die für ihr Vorhaben angemessen sind. Im Gegensatz dazu werden in der ersten Option die unterbrechbaren Anteile der festen Kapazitäten pro rata reduziert. Es könnte also der Fall eintreten, dass ein Netznutzer A Kapazitäten zum clusterübergreifenden Transport besitzt, obwohl er nur Kapazitäten für den Transport innerhalb seines originären Clusters nutzen möchte. Ein anderer Netznutzer B würde vielleicht gerne clusterübergreifend mehr transportieren, kann dies aber nicht tun, da der Netznutzer A die Kapazitäten „blockiert“. Dies steht in der zweiten Option nicht zu befürchten. \r\nBei der Vergabe der Kapazitäten sollte darauf geachtet werden, dass an den verschiedenen Punkten feste und unterbrechbare Kapazitäten marktgerecht zur Verfügung stehen und keine Art von Punkten durch bedingt feste Kapazitätsprodukte oder ähnliches benachteiligt wird. \r\n4.2\tProdukthochlauf und Buchungshorizont\r\nDie BK7 hat im Festlegungsentwurf grundsätzlich Jahreskapazitäten sowie Tageskapazitäten vorgesehen. Darüber hinaus hat sie Monatskapazitäten optional erwähnt. \r\nINES begrüßt, dass grundsätzlich mehrere Produkte vorgesehen werden. INES empfiehlt, die Tages- und Jahreskapazitäten nicht nur mit Monats-Kapazitäten, sondern auch mit Quartals- und Intra-Day-Kapazitäten zu ergänzen. Der Buchungshorizont (Zeitabstand zwischen Buchung und tatsächlicher Nutzung) für Quartalsprodukte sollte länger sein als der für Monatsprodukte, muss aber nicht so lang sein wie der für Jahresprodukte. Intra-Day-Produkte sollten kurzfristig gebucht werden können. Kurzfristige Produkte wie Intra-Day-Produkte sind höchst relevant, um Flexibilität nutzbar zu machen, beispielsweise für Bilanzkreisverantwortliche, die kurzfristig ihren Bilanzkreis ausgleichen möchten. Insbesondere durch Speicher bereitgestellte Flexibilität kann so in Anspruch genommen werden und zum Netzausgleich von den BKV bereitgestellt werden. \r\nDie Bundesnetzagentur erläutert in den Festlegungsverfahren, dass die Produkte Kalenderjahre bzw. Kalendertage abbilden sollen. Grund dafür ist, dass die Orientierung am Gaswirtschaftsjahr nicht zielführend erscheint und die sogenannte Heizperiode und die wärmegeführte Nachfrage anfänglich eine untergeordnete Rolle spielen wird wie im Erdgasmarkt. \r\nFür INES ist eine Orientierung am Kalenderjahr zur Angleichung an das Strom-System nachvollziehbar. Dennoch möchte INES darauf hinweisen, dass im Verlauf der Energiewende die Saisonalität wieder mehr Einzug in den Wasserstoffmarkt finden wird, weil über Wasserstoff die zunehmende Photovoltaik-Strom-Produktion aufgenommen und für die nachfragestarken Wintermonate gespeichert werden kann. \r\n4.3\tReservierungsquote\r\nAn Grenzübergangspunkten, Einspeisepunkten von Wasserstoff-Terminals und Ein /Ausspeisepunkten von/zu Speicherpunkten schlägt die BK7 eine Reservierungsquote vor, sodass kurzfristige Kapazitätsprodukte in Anspruch genommen werden können und nicht durch längerfristige Produkte blockiert werden. Dafür hat die BK7 eine Reservierungsquote in Höhe von 10 bis 20 Prozent vorgesehen. Sollten auch Monatskapazitäten eingeführt werden, soll es noch eine weitere Reservierungsquote geben, um sicherzustellen, dass hohe Buchungen von einzelnen Monaten nicht die Buchung von Jahreskapazitäten blockieren. \r\nAn Speicherpunkten werden erfahrungsgemäß weniger Jahreskapazitäten gebucht, sondern vielmehr kurzfristige Kapazitäten nachgefragt. Daher sollte an Speicherpunkten die von der BK7 vorgeschlagene Reservierungsquote höher als 10 bis 20 Prozent sein. \r\nAnhand des folgenden Beispiels soll erläutert werden, wie viele Kapazitäten benötigt werden, um die im Jahr verbrauchte Wasserstoffmenge konstant zu importieren. Nimmt man einen Jahreswasserstoffbedarf von 100 TWh an, der über 8760 Stunden konstant importiert werden soll, müssen 11,4 GWh/h importiert werden. Wird der nationale Wasserstoffbedarf vollständig durch Importe gedeckt, dann wären von den bislang knapp 60 GWh/h geplanten Importkapazitäten lediglich 20 Prozent über ein ganzes Jahr konstant ausgelastet. Entsprechend sollte lediglich ein entsprechender Anteil der  Kapazitäten für langfristige Kapazitäten zur Verfügung gestellt werden. Alle anderen Kapazitäten könnten kurzfristiger vermarktet werden. INES schlägt daher vor, eine Reservierung von bis zu 80 Prozent der Kapazitäten für Nicht-Jahreskapazitätsprodukte vorzusehen. \r\n4.4\tKapazitätsvermarktungsplattform\r\nDie Bundesnetzagentur sieht eine Kapazitätsvermarktung über eine einheitliche zentrale Plattform vor, die auch im Falle von unterschiedlichen Clustern einheitlich sein soll. \r\nINES unterstützt eine solche einheitliche Kapazitätsplattform. Sie hält die Transaktionskosten niedrig und trägt zur Transparenz im Markt bei. \r\n4.5\tZuweisungsmechanismus\r\nTransportkapazitäten sollen nach einem diskriminierungsfreien und transparenten Verfahren vergeben werden. Für die BK7 sind dabei zwei Optionen denkbar: das First-Come-First-Serve-Prinzip und ein Auktions-Mechanismus. Spätestens wenn eine Kapazitätsknappheit eintritt, sollte aus Sicht der BK7 auf den Auktions-Mechanismus gewechselt werden.\r\nINES schlägt vor, den Auktions-Mechanismus von Beginn an vorzusehen. Dieser sorgt für mehr Transparenz als eine Vergabe nach dem First-Come-First-Serve-Prinzip. Ein Vorteil des First-Come-First-Serve-Prinzips ist nicht ersichtlich. Wird gleich mit einem Auktions-Mechanismus gestartet, ist keine Umstellung zu einem späteren Zeitpunkt notwendig. Dies passt zu dem Grundgedanken, der den Festlegungen WasABi und WaKandA zugrunde liegt, dass möglichst Grundsätze festgelegt werden sollen, die nicht (so schnell) wieder geändert oder abgeändert werden müssen.  \r\n4.6\tNominierung von Kapazität\r\nAn Grenzübergangspunkten, Wasserstoffterminals und Ein-/Ausspeisepunkten von/zu Speichern hält die BK7 die Einführung eines Nominierungssystem für die Nutzung der zugewiesenen Kapazitäten für sinnvoll. \r\nINES unterstützt den Vorschlag der BK7. \r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Die Vorstrukturierung regulatorischer Entscheidungen durch die GasNZV, GasNEV, StromNZV, StromNEV und ARegV stellte einen Verstoß gegen die Vorgaben zur Unabhängigkeit und ausschließlichen Zuständigkeit der nationalen Regulierungsbehörde (d.h. der Bundesnetzagentur, BNetzA) dar. \r\nMit einer Novellierung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) am 29. Dezember 2023 wurden deshalb Festlegungsbefugnisse für die BNetzA geschaffen, damit sie unter anderem die bisherigen Regelungsinhalte der GasNZV in Festlegungen selbst regeln kann. Der Gesetzgeber hat die Befugnisse der BNetzA so ausgestaltet, dass sie von bestehenden Regelungen abweichen oder ergänzende Regelungen treffen kann. Die GasNZV tritt mit Ablauf des 31. Dezember 2025 außer Kraft.\r\nMit der am 8. Mai 2024 veröffentlichten Einleitung mehrerer Festlegungsverfahren, nimmt die BNetzA nun diese Befugnisse wahr, um den Zugangs zu Gasversorgungsnetzen auszugestalten.\r\nINES dankt der BNetzA für das transparente Verfahren und die Konsultation der eingeleiteten Festlegungsverfahren. Nachfolgend nimmt INES strukturiert nach den Regelungsinhalten der bisherigen Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) zu den von der BNetzA dargelegten Erwägungen Stellung.\r\n\r\n2.\tAllgemeine Bestimmungen (Teil 1 der GasNZV)\r\nDie BNetzA erwägt, § 2 GasNZV (Begriffsbestimmungen) insb. in die Festlegung GaBi Gas 2.1 und in eine neue Festlegung ZuBio zu überführen.\r\nINES begrüßt eine Überführung der Begriffsbestimmungen. INES empfiehlt, darüber hinaus den § 2 Nr. 11a in die KARLA Gas 2.0 zu überführen, um die Grundlage zur Überführung der §§ 38 und 39 GasNZV zu schaffen (siehe Punkt 9.).\r\n\r\n3.\tVertragliche Ausgestaltung des Netzzugangs (Teil 2 der GasNZV)\r\nDie BNetzA erwägt, die Paragraphen der GasNZV:\r\n•\t§ 3 Verträge für den Netzzugang\r\n•\t§ 4 Mindestanforderungen an die Allgemeinen Geschäftsbedingungen\r\n•\t§ 6 Registrierung\r\nohne Änderungen in die drei Festlegungen KARLA Gas 2.0, GaBi Gas 2.1, GeLi Gas 3.0 und ZuBio zu überführen, um die grundsätzliche vertragliche Konzeption des Netzzugangs mit:\r\n•\tEinspeise- und Ausspeisevertrag,\r\n•\tBilanzkreisvertrag\r\n•\tLieferantenrahmenvertrag\r\nund Mindestanforderungen an die AGB sowie eine Registrierungspflicht für Transportkunden festzulegen. \r\nINES begrüßt die Erwägung, die grundsätzliche vertragliche Konzeptionen verbunden mit Mindestanforderungen und einer Registrierungspflicht in die genannten Festlegungen themenspezifisch zu überführen.\r\n\r\n4.\tAbwicklung des Netzzugangs (Teil 3 der GasNZV)\r\nDie BNetzA erwägt, die Paragraphen der GasNZV:\r\n•\t§ 7 Netzkopplungsvertrag\r\n•\t§ 8 Abwicklung des Netzzugangs\r\n•\t§ 9 Ermittlung technischer Kapazitäten\r\n•\t§ 11 Kapazitätsprodukte\r\n•\t§ 12 Kapazitätsbuchungsplattform\r\n•\t§ 13 Zuteilung von Ein- und Ausspeisekapazität\r\n•\t§ 15 Nominierung und Nominierungsersatzverfahren\r\n•\t§ 16 Freigabepflicht ungenutzter Kapazitäten\r\n•\t§ 18 Reduzierung der Kapazität nach Buchung\r\n•\t§ 19 Gasbeschaffenheit\r\nin die beiden Festlegungen KARLA Gas 2.0 und GaBi Gas 2.1 zu überführen, um die grundsätzliche Abwicklung des Netzzugangs im Hinblick auf die Themen:\r\n•\tKapazitäten,\r\n•\tNetzkopplung und\r\n•\tGasbeschaffenheit\r\nfestzulegen. Dabei erwägt die BNetzA Auktionsverfahren zur Kapazitätsvergabe künftig auch an LNG-Terminals (ggf. auch bei Letztverbrauchern und Produktionsanlagen) einzuführen (KARLA Gas 2.0).\r\nINES begrüßt eine Überführung der grundsätzlichen Abwicklungsregeln zum Netzzugang in die KARLA Gas 2.0 und GaBi Gas 2.1. \r\nINES empfiehlt, Auktionsverfahren künftig auch an LNG-Terminals, Produktionsanlagen (inkl. Biogas-Anlagen), und Netzanschlusspunkten zu Letztverbrauchern einzuführen, um sämtliche Netzpunkte im Rahmen der konkurrierenden Kapazitätszuteilung diskriminierungsfrei einbeziehen zu können. \r\nINES empfiehlt, über die Erwägung der BNetzA hinaus, die Transparenzanforderungen im Hinblick auf die Ermittlung technischer Kapazitäten zu erhöhen. Dafür sollten insb. \r\n•\tdie Pflicht zu einer bundesweiten und transparenten Berechnung der Kapazitäten (in einer Lastflusssimulation bzw. Modellierung über alle Fernleitungsnetze hinweg und auf Basis wahrscheinlicher und realistischer Lastfälle) festgelegt werden, um Synergien innerhalb der Gasnetzinfrastrukturen besser auszuleuchten und die Kosteneffizienz zu stärken,\r\n•\tdie Transparenz zur historischen und prognostizierten Kapazitätsnutzung erhöht werden, indem die Pflicht zur möglichst punktscharfen Veröffentlichung der jeweiligen Nutzungsdaten eingeführt wird, und\r\n•\teine Pflicht eingeführt wird, die Auslastung bestehender Kapazitäten zu ermitteln und die Daten transparent für Marktteilnehmer zugänglich zu machen. \r\nEine Ermittlung der erforderlichen technischen Kapazitäten sollte auch weiterhin (durch Überführung der entsprechenden Regelungen in die KARLA Gas 2.0) in der langen Frist erfolgen (bisher § 17 GasNZV). Zur Deckung der erforderlichen Kapazitäten im Gasnetz sollten marktbasierte Instrumente (MBI) eine vorrangige Funktion (als Alternative zum konventionellen Netzausbau) übernehmen. Der Einsatz von MBI stellt sicher, dass ein bedarfsgerechtes Kapazitätsangebot trotz der anstehenden Transformation des Energiesystems hin zur Treibhausneutralität gewährleistet werden kann, ohne umfangreiche langfristige Investitionen in Gasnetze noch vornehmen zu müssen.\r\nINES empfiehlt zudem, die Gasbeschaffenheit (bisher § 19 GasNZV) u.a. vor dem Hintergrund des Imports odorierter Gasmengen aus Frankreich rechtssicher zu regeln. Es muss sichergestellt werden, dass die Spezifikationen der Gasbeschaffenheit, die mit den Netzanschlussnehmern verhandelt werden und die Restriktionen der Netzanschlussnehmer zu beachten haben, grundsätzlich eingehalten werden. Gasmengen, die nicht den Spezifikationen entsprechen, aber dennoch an bspw. Speicheranlagen vom Netzbetreiber abgegeben werden, müssen im Umkehrschluss vom Netzbetreiber bei der Rückspeisung auch wieder angenommen werden. Selbst dann, wenn das Gas die Spezifikationen dann logischerweise immer noch nicht erfüllt. Ist eine Wiederaufnahme solcher Gasmengen in das Netz für den Netzbetreiber nicht möglich, dann muss er vor der Ausspeisung seinerseits sicherstellen, dass nur Gas mit regelkonformer Spezifikation an den Speicherbetreiber übergeben wird.\r\nSollte ein Speicher die Spezifikationen einhalten müssen, aber zuvor Gas vom Netzbetreiber außerhalb der geforderten Spezifikationen erhalten haben, könnte dies im schlimmsten Fall zu einer Stilllegung des Gasspeichers führen. Der Speicherbetreiber müsste die Gasmengen im Extremfall aus dem Speicher entfernen, bevor der Speicher erneut an das Netz genommen werden könnte. Nicht nur würde das gespeicherte Gas verloren gehen, es gäbe auch Folgewirkungen im Bereich der Schadensersatzansprüche zu beachten, die ihrerseits noch ungeklärte Fragen aufwerfen. Es ist nicht nachzuvollziehen, wenn auf der einen Seite Gasmengen aus Frankreich außerhalb der Spezifikation toleriert werden, dass auf der anderen Seite die gleichen Gasmengen aus einem Gasspeicher nicht mehr in das Netz zurückgespeist werden dürften.\r\n\r\n5.\tKooperation der Netzbetreiber (Teil 4 der GasNZV)\r\nDie BNetzA erwägt, § 20 GasNZV (Marktgebiete) ohne Änderungen in die Festlegung GaBi Gas 2.1 zu überführen.\r\nINES begrüßt eine Überführung der Bestimmungen zum Betrieb eines deutschen Gas-Marktgebietes.\r\n\r\n6.\tBilanzierung (Teil 5, Abschnitt 1 der GasNZV)\r\nDie BNetzA erwägt, die Paragraphen der GasNZV:\r\n•\t§ 22 Grundsätze der Bilanzierung\r\n•\t§ 23 Bilanzkreisabrechnung\r\n•\t§ 24 Standardlastprofile\r\n•\t§ 25 Mehr- oder Mindermengenabrechnung\r\n•\t§ 26 Datenbereitstellung\r\nin die Festlegung GaBi Gas 2.1 zu überführen. Dabei schlägt die BNetzA vor, dem Marktgebietsverantwortlichen (MGV) eine Mitwirkungsmöglichkeit für eine gesonderte Anpassung von Allokationen bei SLP-Kunden (§ 24 GasNZV) einzuräumen. \r\nINES begrüßt eine Überführung der Bestimmungen zur Bilanzierung. Darüber hinaus begrüßt INES, dass dem MGV eine Mitwirkungsmöglichkeit zur Anpassungen der SLP-Allokationen eingeräumt werden soll. Die Verantwortung zum Ausgleich zwischen Nachfrage- und Angebotsschwankungen sollte möglichst vollumfänglich von den Marktakteuren (respektive Bilanzkreisverantwortlichen) getragen werden. Die Vergangenheit hat gezeigt, dass die SLP-Allokationen eine unzureichende Genauigkeit aufweisen und damit die Verantwortung zum Ausgleich teilweise auf den MGV übertragen wird und Regelenergieeinsatz erfordert. Der Einbezug des MGV kann helfen, die Genauigkeit von Allokationsdaten zu verbessern und die Verantwortung eindeutiger zuzuordnen.\r\n\r\n7.\tRegelenergie (Teil 5, Abschnitt 2 der GasNZV)\r\nDie BNetzA erwägt, die Paragraphen der GasNZV:\r\n•\t§ 27 Einsatz von Regelenergie\r\n•\t§ 28 Beschaffung externer Regelenergie\r\n•\t§ 29 Regelenergiekosten und -erlöse; Kosten und Erlöse bei der Erbringung von Ausgleichsleistungen\r\nin die Festlegung GaBi Gas 2.1 ohne Änderungen zu überführen. \r\nINES begrüßt eine Überführung der Bestimmungen zur Regelenergie.\r\n\r\n8.\tBiogas (Teil 6 der GasNZV)\r\nDie BNetzA erwägt, § 35 GasNZV (Erweiterter Bilanzausgleich) in die Festlegung GaBi Gas 2.1 ohne Änderungen zu überführen. \r\nBei der Betrachtung des Teils 6 ist grundsätzlich zu beachten, dass gemäß § 3 Nr. 10g Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) auch:\r\n„Wasserstoff, der durch Wasserelektrolyse erzeugt worden ist, und synthetisch erzeugtes Methan, wenn der zur Elektrolyse eingesetzte Strom und das zur Methanisierung eingesetzte Kohlendioxid oder Kohlenmonoxid jeweils nachweislich weit überwiegend aus erneuerbaren Energiequellen im Sinne der Richtlinie 2009/28/EG (ABl. L 140 vom 5.6.2009, S. 16) stammen,“\r\nals Biogas definiert worden ist. Die Überführung des erweiterten Bilanzausgleichs ist insoweit auch auf dem Gasnetz beigemischten Wasserstoff anzuwenden. Der erweiterte Bilanzkreisausgleich sieht eine Bilanzierungsperiode von 12 Monaten vor. Da Biogas (inkl. Wasserstoff oder synthetisches Methan im obigen Sinne) im Gasnetz bislang eine untergeordnete Rolle gespielt hat, unterstützten die bisherigen Regelungen entsprechende Einspeisungen ohne negative Auswirkungen. \r\nVor dem Hintergrund, dass perspektivisch im Gasnetz entweder die genutzten Gasmengen zurückgehen oder zunehmend durch Biogas (gemäß § 3 Nr. 10g EnWG) substituiert werden, empfiehlt INES die Bilanzierungsperiode für Biogas zu reduzieren. Damit bleibt sichergestellt, dass nicht die Netzbetreiber bzw. der Marktgebietsverantwortliche zunehmend, sondern weiterhin die Marktakteure (entsprechend der Rollentrennung auf Basis der Entflechtung) die Verantwortung für den Ausgleich von Angebot und Nachfrage tragen. \r\nZiel sollte es zudem sein, im Gasnetz beigemischten Wasserstoff in Sachen Bilanzierung genauso zu behandeln, wie in einem reinen Wasserstoffsystem. Eine Ungleichbehandlung könnte anderenfalls die Nutzung des reinen Wasserstoffnetzes in seiner Entwicklung hemmen. INES empfiehlt eine möglichst kurze Bilanzierungsperiode von maximal einer Stunde für Wasserstoff (und auch für Biogas) vorzusehen, um die Verantwortung zum Ausgleich möglichst vollumfänglich auf die Marktakteure zu übertragen. Ggf. kann für heutige Biogasanlagen im Gasnetz eine Übergangsregelung Anwendung finden, damit die Bilanzkreisverantwortlichen mit bestehenden Anlagen die Möglichkeit zur technischen oder vertraglichen Anpassung erhalten.\r\nDie BNetzA erwägt, die Paragraphen der GasNZV:\r\n•\t§ 32 Begriffsbestimmungen\r\n•\t§ 34 Vorrangiger Netzzugang für Transportkunden von Biogas\r\n•\t§ 36 Qualitätsanforderungen für Biogas\r\nin die Festlegung ZuBio zu überführen. Dabei schlägt die BNetzA vor, den statischen Verweis auf das DVGW-Regelwerk durch einen abstrakten Verweis auf die anerkannten Regeln der Technik zu verweisen.\r\nINES begrüßt grundsätzlich eine Überführung der Regelungen zu Biogas in eine eigenständige Festlegung und den vorgeschlagenen abstrakten Verweis auf die anerkannten Regeln der Technik. INES schlägt darüber hinaus vor, Wasserstoff im Gasnetz grundsätzlich von Biogas unabhängig und im Einklang mit den (gemäß § 28n EnWG noch festzulegenden) Bestimmungen für Wasserstoff in reinen Wasserstoffnetzen zu regulieren. Nicht nur muss die Gasbeschaffenheit für den Bereich Wasserstoff individuell betrachtet und reflektiert werden. Die bisherigen Regelungen zum Netzanschlussbegehren und den damit verbundenen Vorprüfungen sind im Bereich Wasserstoff grundsätzlich anders in der Komplexität und auf der Kostenseite zu bewerten. \r\n\r\n9.\tKapazitätsreservierung und Kapazitätsausbauanspruch (Teil 7, Abschnitt 1 der GasNZV)\r\nDie BNetzA sieht bislang keine Überführung der Paragraphen der GasNZV:\r\n•\t§ 38 Kapazitätsreservierung für Betreiber von Speicher-, LNG- und Produktionsanlagen sowie Gaskraftwerken\r\n•\t§ 39 Kapazitätsausbauanspruch für Betreiber von Gaskraftwerken sowie Speicher-, LNG- und Produktionsanlagen\r\nin die Festlegung KARLA Gas 2.0 vor. \r\nINES empfiehlt davon abweichend, eine Überführung der Bestimmungen in die KARLA Gas 2.0 (zumindest für den Bereich der Gasspeicher) vorzusehen. Gerade bei der Umstellung von L-Gasspeichern auf H-Gas ist eine erhöhte Kapazitätsausstattung nur über die genannten Anspruchsgrundlagen zu erlangen. Nicht nur sind Gasspeicherkapazitäten vor dem Hintergrund der immer noch nicht vollständig überwundenen Gaskrise von großer Bedeutung. Die von der L-H-Gas-Umstellung betroffenen Speicher sind ausschließlich Kavernenspeicher, die perspektivisch in jedem Fall die geologischen Voraussetzungen mitbringen, um Wasserstoff lagern zu können. Diese Speicher werden also nicht nur kurz-, sondern auch mittel- bis langfristig mit ihrer vollen Leistungsfähigkeit für das Energiesystem gebraucht. Sie sollten deshalb (kapazitiv) vollständig an das System angeschlossen werden.  \r\n\r\n10.\tNetzanschluss von LNG-Anlagen (Teil 7, Abschnitt 2 der GasNZV)\r\nDie BNetzA sieht keine Überführung des Teil 7, Abschnitt 2 der GasNZV vor, weil die Regelungen bereits zum 1. Juni 2024 ausgelaufen sind. \r\n\r\n11.\tWechsel des Gaslieferanten (Teil 9 der GasNZV)\r\nDie BNetzA erwägt, § 43 GasNZV (Messung) in die Festlegung GeLi Gas 3.0 zu überführen. Dabei schlägt die BNetzA vor, den Messstellenbetreiberrrahmenvertrag aufzuheben und eine branchenseitige Neuerarbeitung und Integration im Rahmen der Kooperationsvereinbarung Gas (KoV) zu ermöglichen.\r\n\r\n12.\tMessung (Teil 10 der GasNZV)\r\nDie BNetzA erwägt, die Paragraphen der GasNZV:\r\n•\t§ 41 Lieferantenwechsel\r\n•\t§ 42 Rucksackprinzip\r\n•\t§ 42a Elektronischer Datenaustausch\r\nin die Festlegung GeLi Gas 3.0 ohne Änderungen zu überführen. \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":"2024-07-03"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012755","regulatoryProjectTitle":"Festelegung von Netzentgelten und Kapazitäten in den Gas- und Wasserstoffnetzen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/bc/37/364053/Stellungnahme-Gutachten-SG2409260130.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.\tEinleitung\r\nAm 24. Juni 2024 hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) die Konsultation der Festlegung zur Änderung des Beschlusses BK9-18/608 vom 29.03.2019 betreffend die Vorgaben zur Umrechnung von Jahresleistungspreisen in Leistungspreise für unterjährige Kapazitätsrechte sowie Vorgaben zur sachgerechten Ermittlung der Netzentgelte nach § 15 Abs. 2 bis 7 GasNEV („BEATE 2.0“) und zur Aufhebung des Beschlusses BK9-20/608 vom 16.10.2020 eingeleitet (BK9-24/608, „BEATE 2.1“). \r\nINES dankt für die Konsultationsmöglichkeit und nimmt nachfolgend zu dieser Festlegung Stellung. \r\n\r\n2.\tAngleichung des Sicherheitszuschlags bei L- und H-Gas \r\nDie Festlegung BEATE 2.1 sieht einen Sicherheitszuschlag, der nach BEATE 2.0 in die Berechnung des Rabatts für Kapazitätsentgelte für unterbrechbare Kapazitätsprodukte einfließt, sowohl im H-Gas-Netz als auch im L-Gas-Netz in Höhe von 10 Prozent vor. \r\nINES begrüßt, dass keine Differenzierung mehr zwischen den Gasqualitäten vorgenommen wird. Damit wird die vorherige unterschiedliche Behandlung von L- und H-Gas-Kapazitäten und eine in der Folge bestehende Wettbewerbsverzerrung im Rahmen eines grundsätzlich qualitätsübergreifenden Marktgebietes aufgehoben. INES weist in diesem Zusammenhang allerdings darauf hin, dass der Abschlag von unterbrechbaren Kapazitätsprodukten sich grundsätzlich aus einer nachvollziehbaren Analyse des entstehenden Wertverlustes für die Kapazitäten ergeben sollte. Dabei müssen auch bedingt feste Kapazitäten (z.B. bFZKtemp) betrachtet werden, deren maximaler Abschlag durch unterbrechbare Kapazitäten vordefiniert ist.\r\n\r\n3.\tErmittlung von Kapazitätsentgelten für unterbrechbare Kapazität\r\nGemäß BEATE 2.1 gelten auch Renominierungen von vermarkteten unterbrechbaren Kapazitäten, die durch den Transportkunden wegen der Ankündigung einer möglichen Unterbrechung durch den Netzbetreiber vorgenommen werden („unfreiwillige Renominierungen“), als Unterbrechung. Somit werden diese in der Ermittlung der Unterbrechungswahrscheinlichkeit nun auch berücksichtigt. \r\nINES begrüßt die Berücksichtigung der „unfreiwilligen Renominierungen“, da die angekündigte mögliche Unterbrechung sich analog zu einer tatsächlichen Unterbrechung negativ auf die Kapazitätsnutzung auswirkt, wenn sie eine unfreiwillige Renominierung nach sich zieht. Somit wird die Unterbrechungswahrscheinlichkeit genauer berechnet.  Darüber hinaus teilt INES die Argumentation der BNetzA, dass andernfalls Unterbrechungen, die wegen der „unfreiwilligen Renominierung“ aufgrund der Ankündigung der Netzbetreiber verhindert wurden, nicht in die Anzahl der Unterbrechungen einfließen. Dies wird mit der Festlegung BEATE 2.1 nun richtigerweise korrigiert. \r\n\r\n4.\tMulti-Market-Speicher \r\nEs gibt Speicher, die an mehr als ein Marktgebiet angeschlossen sind, die so genannten Multi-Market-Speicher. Um zu vermeiden, dass diese Speicher als Alternative zu einem Kopplungspunkt genutzt werden, ist in BEATE 2.0 und in der Festlegung „REGENT“ für die Multi-Market-Speicher eine Ausnahme von der für Speicher geltenden Rabatt-Regelung vorgesehen. Diese schränkt jedoch die Nutzungsmöglichkeiten der Multi-Market-Speicher ein. Im Sinne eines liquiden und durchlässigen Binnenmarktes sollte es aber das erklärte Ziel sein, dem Markt die Multi-Market-Speicher in vollem Funktionsumfang zur Verfügung zu stellen. \r\nINES empfiehlt eine Abkehr vom bisherigen System, indem eine Ausnahme vom Rabatt nur dann Anwendung finden sollte, wenn der Speicher als Alternative zu einem Kopplungspunkt genutzt wird. Dies ist jedoch nicht der Fall, wenn das in den Speicher eingespeicherte Gas nicht direkt wieder in ein anderes Marktgebiet ausgespeichert wird, sondern für einen gewissen Zeitraum im Speicher verbleibt. Die zwischenzeitliche Speicherung stellt eine klare Abgrenzung zu einem Transport an einem Kopplungspunkt dar und sollte daher nicht von der Rabattierung ausgenommen werden. \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":"2024-07-12"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0016035","regulatoryProjectTitle":"Entwicklung Szenariorahmen Gas","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/bf/b2/510479/Stellungnahme-Gutachten-SG2502030013.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":"\r\n1\tEinleitung\r\nDie Bundesnetzagentur konsultiert seit dem 2. September 2024 den Entwurf des Szenariorahmens für den Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff 2025. Stellungnahmen können bis zum 30. September eingereicht werden. \r\nINES dankt für die Konsultationsmöglichkeit und nimmt nachfolgend zum Entwurf des Szenariorahmens für den NEP Gas und Wasserstoff Stellung. \r\n2\tEingangsgrößen in die Modellierung Wasserstoff \r\n2.1\tWasserstoffnetz\r\nDa noch kein Wasserstoffnetz besteht, wird im Szenariorahmen als Grundlage das Wasserstoff-Kernnetz angenommen. \r\nINES weist darauf hin, dass nach Prüfung des Wasserstoff-Kernnetzes durch die Bundesnetzagentur (BNetzA) der Szenariorahmen entsprechend eines etwaigen Änderungsverlangens der Behörde angepasst werden sollte. Umgekehrt sollten neue Erkenntnisse und Daten, die beispielsweise durch die Marktabfrage der ÜNB und FNB vorliegen, auch bei der Prüfung des Wasserstoff-Kernnetz-Antrags berücksichtigt werden. \r\n2.2\tProjektmeldungen\r\nIm Rahmen der Marktabfrage, die die Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) gemeinsam mit den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) im Februar und März 2024 durchgeführt haben, wurden verschiedene Wasserstoffprojekte gemeldet. Die Teilnehmer an dieser Umfrage konnten dabei zwischen fünf Projektstatus wählen: \r\n•\tBeschaffung/Bauvorbereitung und Montage/Bau\r\n•\tDetailplanung und Genehmigungsverfahren \r\n•\tEntwurfsplanung/Raumordnungsverfahren\r\n•\tGrundlagenermittlung/Machbarkeitsprüfung\r\n•\tProjektidee\r\nINES regt an, dass die verschiedenen Projektstatus näher konkretisiert bzw. definiert werden, um Missverständnisse bei der Projektmeldung zu vermeiden. Darüber hinaus könnten die Projektstatus dazu genutzt werden, zu entscheiden, welche Projekte im Szenariorahmen und der Netzentwicklung berücksichtigt werden. \r\n2.3\tWasserstoffspeicher \r\nDie Abbildung 16 des Szenariorahmens enthält die gemeldeten Leistungen für Wasserstoffspeicher. Daraus geht hervor, dass eine höhere Ausspeiseleistung (entspricht der Einspeicherleistung) gemeldet wurden, als Einspeiseleistung (entspricht der Ausspeicherleistung). \r\nVerbandseigene Analysen und Marktabfragen der INES lassen an dieser Einschätzung zweifeln. Vielmehr ist von einer umgedrehten Verhältnismäßigkeit auszugehen: die Einspeiseleistung ins Netz (also Ausspeicherleistung) wird vermutlich größer sein als die Ausspeiseleistung aus dem Netz (also Einspeicherleistung). Es sollte überprüft werden, ob Teilnehmer der Marktabfrage der ÜNB und FNB aufgrund der ähnlich lautenden Terminologie die Daten ggf. falsch herum gemeldet haben. \r\n\r\nIm Szenariorahmen (Kapitel 4.3.2.1., Unterkapitel 3.) wird die Relevanz von Wasserstoffspeichern ausdrücklich hervorgehoben. \r\nINES begrüßt, dass die Bedeutsamkeit von Wasserstoffspeichern erkannt und herausgestellt wird. Vor diesem Hintergrund, sollten Wasserstoffspeicher sowohl in der initialen Wasserstoff-Kernnetzplanung als auch in der weiterführenden Planung im Szenariorahmen und im Netzentwicklungsplan angemessen berücksichtigt und mit ausreichend Kapazitäten eingeplant werden. Insbesondere die Betrachtung der Langfristszenarien im Rahmen der Varianten zeigen einen deutlichen Unterschied zwischen den im Rahmen der Kernnetzplanung zugrunde gelegten Kapazitäten gegenüber den aus den Langfristszenarien ableitbaren Kapazitätsbedarfen.\r\n2.4\tKraftwerks-Liste und PtG-Liste\r\nDie Fernleitungsnetzbetreiber schlagen vor, eine Kraftwerks-Liste zu erstellen. Diese soll die Bestandskraftwerke der BNetzA enthalten, und Projekte, die den FNB aus Anfragen gem. §§ 38/39 GasNZV vorliegen, sowie Projekte, die den ÜNB aus Anfragen gem. KraftNAV vorliegen, und Projektmeldungen aus der Marktabfrage der ÜNB und FNB. Diese Liste soll im Oktober 2024 erstellt werden und von der BNetzA bestätigt werden. Äquivalent soll eine PtG-Liste angefertigt werden. \r\nDie vorgeschlagenen Listen stellen einen nachvollziehbaren Wunsch dar, festzustellen, welche Projekte für die Netzplanung angenommen werden sollten und welche Projekte welchem Energieträger zuzuordnen sind. Bei der Erstellung solcher Listen sollte allerdings darauf geachtet werden, dass die Netzbetreiber Standorte nicht grundsätzlich ablehnen können (sollten). Vielmehr sollten Netzbetreiber über die Ausgestaltung der Netzentgelte wirksame Anreize für ein systemdienliches Verhalten der Netznutzer setzen. Damit würde zeitgleich auch ein positiver Einfluss auf die Standortwahl der Marktakteure ausgeübt.   \r\n2.5\tÜber uns\r\nDie INES ist ein Zusammenschluss von Betreibern deutscher Gas- und Wasserstoffspeicher und hat ihren Sitz in Berlin. Mit derzeit 16 Mitgliedern repräsentiert die INES über 90 Prozent der deutschen Gasspeicherkapazitäten. Die INES-Mitglieder betreiben damit auch knapp 25 Prozent aller Gasspeicherkapazitäten in der EU. Außerdem treiben die INES-Mitglieder in zahlreichen Projekten die Entwicklung von Untergrund-Wasserstoffspeichern voran und gehören damit zu den Vorreitern dieser wichtigen Energiewende-Technologie.\r\n2.6\tTransparenzhinweis\r\nDie INES ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung sowie im europäischen Transparenzregister eingetragen. Die INES achtet den Verhaltenskodex gem. § 5 LobbyRG und den Verhaltenskodex des europäischen Transparenzregisters.\r\nEintrag im Lobbyregister (national): R001797\r\nEintrag im Transparenzregister (international): 289476237584-12\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":"2024-09-30"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0016036","regulatoryProjectTitle":"Wasserstoffspeicherstrategie des Bundes","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/8f/ad/510481/Stellungnahme-Gutachten-SG2502030015.pdf","pdfPageCount":17,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"© 2024 INES - Initiative Energien Speichern e.V. www.energien-speichern.de\r\nVorstellung der Ergebnisse der MAHS –Market Assessment forHydrogen Storage\r\n2. Dezember 2024\r\nWasserstoffspeicherbedarfe in Deutschland\r\n© 2024 INES - Initiative Energien Speichern e.V.\r\nInhalt\r\n1.\r\nMAHS-Ergebnisse\r\n1.1. Wasserstoffsystem\r\n1.2. Wasserstoffspeicher\r\n2.\r\nSzenario-Vergleich\r\n3.\r\nSchlussfolgerungen\r\nMAHS-Ergebnisse 03.02.2025 2\r\n3\r\n6\r\n10\r\n15\r\n17\r\n19\r\n22\r\n25\r\n28\r\n31\r\n34\r\n© 2024 INES - Initiative Energien Speichern e.V.\r\nInhalt\r\n1. MAHS-Ergebnisse\r\n1.1. Wasserstoffsystem\r\n1.2. Wasserstoffspeicher\r\n2. Szenario-Vergleich\r\n3. Schlussfolgerungen\r\nMAHS-Ergebnisse 03.02.2025 3\r\n3\r\n6\r\n10\r\n15\r\nVorbemerkung: Alle Energieeinheiten haben einen Brennwertbezug.\r\nIn der MAHS wurde Wasserstoff mit einem Brennwert von 3,54 kWh/Nm³ bewertet.\r\n© 2024 INES - Initiative Energien Speichern e.V.\r\nMAHS-Ergebnisse: Wasserstoffbilanz\r\nMAHS-Ergebnisse 03.02.2025 4\r\nVerwendung\r\nAufkommen\r\nIndustrielle Verbräuche und ab 2035 stark zunehmend Kraftwerksanwendungen\r\nwerden auf Basis von Elektrolyse-Wasserstoff und Importmengen versorgt.\r\nHinweis: Energiewirtschaft enthält Kraftwerke, KWK-Anlagen, Wärmeversorgung und Regelenergie.\r\n© 2024 INES - Initiative Energien Speichern e.V.\r\nMAHS-Ergebnisse: Maximale Leistungswerte\r\nMAHS-Ergebnisse 03.02.2025 5\r\nVor allem Kraftwerksanwendungen beschreiben einen hohen Leistungsbedarf.\r\nDieser Bedarf wird zum überwiegenden Teil durch Speicherkapazitäten gedeckt.\r\nVerwendung\r\nAufkommen\r\nHinweis: Energiewirtschaft enthält Kraftwerke, KWK-Anlagen, Wärmeversorgung und Regelenergie.\r\n© 2024 INES - Initiative Energien Speichern e.V.\r\nInhalt\r\n1.\r\nMAHS-Ergebnisse\r\n1.1. Wasserstoffsystem\r\n1.2. Wasserstoffspeicher\r\n2.\r\nSzenario-Vergleich\r\n3.\r\nSchlussfolgerungen\r\nMAHS-Ergebnisse 03.02.2025 6\r\n3\r\n6\r\n10\r\n15\r\n© 2024 INES - Initiative Energien Speichern e.V.\r\nMAHS-Ergebnisse: Arbeitsgasvolumen der Speicher\r\nMAHS-Ergebnisse 03.02.2025 7\r\nDer obere Bedarf beschreibt bereits ab 2030 substanzielle Speicherbedarfe. Die\r\nUnsicherheit der Einschätzung der Befragten steigt mit den Stützjahren.\r\n© 2024 INES - Initiative Energien Speichern e.V.\r\nMAHS-Ergebnisse: Ein- und Ausspeicherleistungen\r\nMAHS-Ergebnisse 03.02.2025 8\r\nAufgrund der Kraftwerksbedarfe ist ab 2035 mehr Ausspeicherleistung (ASL) als Einspeicherleistung (ESL) erforderlich.\r\n© 2024 INES - Initiative Energien Speichern e.V.\r\nMAHS-Ergebnisse: Füllstandsverläufe\r\nMAHS-Ergebnisse 03.02.2025 9\r\nDer zunehmende Einsatz von Wasserstoff in Kraftwerken führt in der MAHS zu\r\neinem Anstieg des Speicherumschlags im zeitlichen Verlauf.\r\nSpeicherfüllstand in TWh\r\n(Unterer Bedarf)\r\n© 2024 INES - Initiative Energien Speichern e.V.\r\nInhalt\r\n1.\r\nMAHS-Ergebnisse\r\n1.1. Wasserstoffsystem\r\n1.2. Wasserstoffspeicher\r\n2.\r\nSzenario-Vergleich\r\n3.\r\nSchlussfolgerungen\r\nMAHS-Ergebnisse 03.02.2025 10\r\n3\r\n6\r\n10\r\n15\r\n© 2024 INES - Initiative Energien Speichern e.V.\r\nMAHS-Ergebnisse: AGV im Szenariovergleich\r\nMAHS-Ergebnisse 03.02.2025 11\r\nDie MAHS-Ergebnisse zum erforderlichen Arbeitsgasvolumen sind mit den\r\nSzenarien zum Wasserstoffnetz (Kernnetz & ÜNB/FNB-Marktabfrage) vergleichbar.\r\n© 2024 INES - Initiative Energien Speichern e.V.\r\nMAHS-Ergebnisse: Füllstände im Szenariovergleich\r\nMAHS-Ergebnisse 03.02.2025 12\r\nBMWK-Langfristszenarien\r\nINES-MAHS\r\n2045\r\n2030\r\nIm Gegensatz zur MAHS wird in den Langfristszenarien eine erhebliche Dunkel-flaute im Jahr 2045 betrachtet. Das notwendige AGV weicht deshalb stark ab.\r\n© 2024 INES - Initiative Energien Speichern e.V.\r\nMAHS-Ergebnisse: ASL im Szenariovergleich\r\nMAHS-Ergebnisse 03.02.2025 13\r\nMit 8 GW liegt die Annahme zur Ausspeicherleistung im Kernnetz-Szenario unter\r\nden Ergebnissen der ÜNB/FNB-Marktabfrage und der MAHS (15 – 24 GW).\r\n© 2024 INES - Initiative Energien Speichern e.V.\r\nMAHS-Ergebnisse: ESL im Szenariovergleich\r\nMAHS-Ergebnisse 03.02.2025 14\r\nDie ÜNB/FNB-Marktabfrage weist höhere Einspeicherleistungen, als Ausspeicherleistung\r\nauf. Die MAHS stellt die Plausibilität in Frage.\r\n© 2024 INES - Initiative Energien Speichern e.V.\r\nInhalt\r\n1.\r\nMAHS-Ergebnisse\r\n1.1. Wasserstoffsystem\r\n1.2. Wasserstoffspeicher\r\n2.\r\nSzenario-Vergleich\r\n3.\r\nSchlussfolgerungen\r\nMAHS-Ergebnisse 03.02.2025 15\r\n3\r\n6\r\n10\r\n15\r\n© 2024 INES - Initiative Energien Speichern e.V.\r\nSchlussfolgerungen\r\n•\r\nIn der kurzen Frist (Stützjahre von 2030 bis 2035) liefern die ÜNB/FNB-Marktabfrage, das Kernnetz-Szenario und die INES-MAHS vergleichbare Einschätzungen zum notwendigen Arbeitsgasvolumen (AGV) der Wasserstoffspeicher.\r\n➢\r\nBis 2035 sind die bisherigen Planungen zum AGV als robust zu bezeichnen und als Grundlage für politische und regulatorische Entscheidungen zu empfehlen.\r\n•\r\nIm Gegensatz zu den Langfristszenarien werden in der MAHS weniger extreme Einspeiseprofile zur Stromproduktion aus erneuerbaren Energien betrachtet. Das erforderliche Arbeitsgasvolumen nimmt bei extremen Einspeiseprofilen in den späteren Stützjahren (von 2040 bis 2045) deutlich zu (siehe BMWK-Langfristszenarien).\r\n➢\r\nDie Regulierungs- und Finanzierungskonzeptionen sollten damit verbundene Herausforderungen für das Geschäftsmodell von Wasserstoffspeichern beachten.\r\n•\r\nDie Einschätzungen zur erforderlichen Ausspeicher- und Einspeicherleistung differieren zwischen den Szenarien deutlich. Die Einschätzungen zur Leistung sind aber für die Netzplanung in besonderem Maße relevant.\r\n➢\r\nNetz- und Speicherbetreiber sollten bei der Netzplanung stärker zusammenarbeiten und ihre Einschätzungen synchronisieren. Im Rahmen der Koordinierungsstelle wäre eine institutionelle Zusammenarbeit beider Branchen umsetzbar.\r\nMAHS-Ergebnisse 03.02.2025 16\r\n© 2024 INES - Initiative Energien Speichern e.V.\r\nInitiative Energien Speichern e.V.\r\nGlockenturmstraße 18\r\n14053 Berlin\r\nTel. +49 30 36418-086\r\nFax +49 30 36418-255\r\ns.heinermann@energien-speichern.de\r\nSebastian Heinermann\r\nGeschäftsführer\r\nKontakt\r\nMAHS-Ergebnisse 03.02.2025 17"},"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":"2024-12-02"}]}]},"contracts":{"contractsPresent":false,"contractsCount":0,"contracts":[]},"codeOfConduct":{"ownCodeOfConduct":false}}