{"$schema":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/json-schemas/R2.25/Lobbyregister-Registereintrag-schema-R2.25.json","source":"Deutscher Bundestag, Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung","sourceUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de","sourceDate":"2026-06-24T04:22:43.754+02:00","jsonDocumentationUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/informationen-und-hilfe/open-data-1049716","registerNumber":"R002003","registerEntryDetails":{"registerEntryId":48115,"legislation":"GL2024","version":17,"detailsPageUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/suche/R002003/48115","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/74/e2/500012/Lobbyregister-Registereintraege-Detailansicht-R002003-2025-03-31_08-28-04.pdf","validFromDate":"2025-03-31T08:28:04.000+02:00","validUntilDate":"2025-06-19T15:36:25.000+02:00","fiscalYearUpdate":{"updateMissing":false,"lastFiscalYearUpdate":"2024-11-25T15:58:10.000+01:00"}},"accountDetails":{"activeLobbyist":true,"activeDateRanges":[{"fromDate":"2024-12-16T15:27:21.000+01:00"}],"firstPublicationDate":"2022-02-28T11:39:26.000+01:00","lastUpdateDate":"2025-03-31T08:28:04.000+02:00","registerEntryVersions":[{"registerEntryId":48115,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002003/48115","version":17,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-03-31T08:28:04.000+02:00","validUntilDate":"2025-06-19T15:36:25.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":47090,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002003/47090","version":16,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2024-12-16T15:27:21.000+01:00","validUntilDate":"2025-03-31T08:28:04.000+02:00","versionActiveLobbyist":true}],"accountHasCodexViolations":false},"lobbyistIdentity":{"identity":"ORGANIZATION","name":"Deutscher Wasserstoff-Verband (DWV) e.V.","legalFormType":{"code":"JURISTIC_PERSON","de":"Juristische Person","en":"Legal person"},"legalForm":{"code":"LF_EV","de":"Eingetragener Verein (e. 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Daher sollten in Aussicht gestellte Fördermittel für Wasserstoffmobilität fortgeführt werden. Dazu gehört auch die Auflegung eines OPEX-Förderprogramms für Schwerlastmobilität für die Markteinführung von Brennstoffzellen-Lkw sowie die verlängerte Befreiung von der CO2-Maut. Im Übrigen Verweis auf das Regelungsvorhaben \"Maßnahmen zum Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft\". ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Feststellung des Bundeshaushaltsplans für das Haushaltsjahr 2024","shortTitle":"HG 2024","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/hg_2024"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_POLICY","de":"Verkehrspolitik","en":"Transport policy"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Verkehr\"","en":"Other in the field of \"Transportation\""},{"code":"FOI_ECONOMY_AUTOMOBILE","de":"Automobilwirtschaft","en":"Automotive industry"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000684","title":"Erlass einer Verordnung nach § 88a EEG zur Schaffung einer europäischen Wasserstoffunion","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"In Europa und den angrenzenden Regionen ist genügend Potenzial für die Erzeugung erneuerbarer Energien vorhanden, um den europäischen grünen Wasserstoffbedarf vollständig abzudecken. Der Gesetzgeber hat in der letzten Novellierung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) in § 5 die Möglichkeiten für Ausschreibungen von erneuerbaren Energieanlagen im europäischen Ausland geschaffen. Die Bundesregierung kann nach § 88a EEG sehr zeitnah eine entsprechende Verordnung erlassen, die den Import von erneuerbarem Strom über grünen Wasserstoff ermöglicht. Im Übrigen Verweis auf das Regelungsvorhaben \"Maßnahmen zum Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft\". ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000685","title":"Einstufung von Wasserstofferzeugung und -infrastruktur als im überragenden öffentlichen Interesse","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung der Verfügbarkeit von Wasserstoff und zur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den Wasserstoffhochlauf sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften","printingNumber":"20/11899","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/118/2011899.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-beschleunigung-der-verf%C3%BCgbarkeit-von-wasserstoff-und-zur-%C3%A4nderung/312436","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Der Gesetzgeber hat mit der Verabschiedung des EEG 2023 den Ausbau der erneuerbaren Energien als überragendes öffentliches Interesse definiert. Der Ausbau von Wasserstofferzeugung und -infrastrukturen ist als essenzieller Teil des erneuerbaren Energiesystems ebenfalls vom Gesetzgeber als im überragenden öffentlichen Interesse einzustufen. Eine solche Einstufung wird im Rahmen des Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes diskutiert. Im Übrigen Verweis auf das Regelungsvorhaben \"Maßnahmen zum Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft\". ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000688","title":"Schaffung grüner Leitmärkte durch schrittweise ansteigende Quoten für emissionsarme Produkte","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Langfristig ist die Schaffung von grünen Leitmärkten die Lösung für die Markt-Etablierung von umweltfreundlicheren Produkten, welche zum Beispiel auf Basis von grünem Wasserstoff hergestellt wurden. Durch schrittweise ansteigende verpflichtende Quoten für emissionsarme Produkte oder Produktgruppen kann eine schrittweise technologische Transformation und sozial tragfähige Einführung von emissionsarmen Produkten in allen Industriebereichen realisiert werden. Im Übrigen Verweis auf das Regelungsvorhaben \"Maßnahmen zum Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft\". ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000689","title":"Förderung der Produktion von grünem Stahl ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Stahlindustrie steht beispielhaft für die Anwendung von grünem Wasserstoff in der Industrie. Es gilt nun, einen Markt für grünen Stahl zu schaffen. Hierzu braucht es eine verpflichtende Kennzeichnung des grünen Stahls (Labelling). Deutschland sollte sich zudem für die Einführung von einheitlichen Standards einsetzen und das Global Arrangement on Sustainable Steel and Aluminium zwischen der EU und den USA zügig vorantreiben. Im Übrigen Verweis auf das Regelungsvorhaben \"Maßnahmen zum Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft\". ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000690","title":"Serienzulassung und Sondergenehmigung für umgerüstete BZ-Lkw mit Überlängen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Aktuell erhalten Brennstoffzellen-Lkw aufgrund der technisch bedingten Überschreitung der maximal zulässigen Gesamtlänge um bis zu 900 mm (bei Verwendung von Standardcontainer) nur eine Einzeltypenzulassung. Für einen Markthochlauf der Fahrzeuge ist daher eine Änderung des § 32 Straßenverkehrs-Zulassungs-Ordnung (StVZO), im Sinne der Gründe zur Verordnung EU 2019/1892, in Bezug auf die Gesamtlänge erforderlich. Im Übrigen Verweis auf das Regelungsvorhaben \"Maßnahmen zum Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft\". ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Straßenverkehrs-Zulassungs-Ordnung","shortTitle":"StVZO 2012","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stvzo_2012"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_TRANSPORTATION_AUTOMOBILE","de":"Straßenverkehr","en":"Road traffic"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_POLICY","de":"Verkehrspolitik","en":"Transport policy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000691","title":"Umsetzung der AFIR-Verordnung mit Blick auf Tankstelleninfrastruktur","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Bis 2030 müssen laut AFIR-Verordnung Wasserstofftankstellen, die sowohl Personenkraftwagen als auch schwere Nutzfahrzeuge versorgen, in allen städtischen Knoten und alle 200 km entlang des TEN-V-Kernnetzes errichtet werden. Dafür braucht es eine Erleichterung und Digitalisierung der Genehmigungsverfahren (Gleichsetzung mit konventionellen Tankstellen). Zusätzlich müssen Eichverfahren zur Prüfung der Wasserstofftankstellen aller Typklassen zügig entwickelt werden und geeignete Tatbestände für die Privilegierung des Bau von Tankstellen im Außenbereich geschaffen werden. Im Übrigen Verweis auf das Regelungsvorhaben \"Maßnahmen zum Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft\". ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"},{"title":"Gesetz über das Inverkehrbringen und die Bereitstellung von Messgeräten auf dem Markt, ihre Verwendung und Eichung sowie über Fertigpackungen","shortTitle":"MessEG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/messeg"},{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_TRANSPORTATION_INDRASTRUCTURE","de":"Verkehrsinfrastruktur","en":"Infrastructure"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000692","title":"Förderung alternativer Antriebe im Schiffs-, Luft- und Schienenverkehr","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Um die klimaneutrale Luftfahrt für die Kurz- und Mittelstrecke zu ermöglichen, muss eine technologieoffene Förderkulisse geschaffen werden, mit der durch gezielte Forschung und Entwicklung die Produktverfügbarkeit entsprechender Flugzeuge vorangetrieben wird. Um den Hochlauf emissionsfreier Schiffsantriebe im Binnenschifffahrtsbereich umzusetzen, soll eine Wasserstraßenmaut eingeführt werden. Dabei sollen Schiffe, die mit E-Fuels fahren, teilweise und Schiffe, die mit Wasserstoff fahren vollständig entlastet werden. Zudem müssen wirtschaftliche Anreize für den Hochlauf und breiten Einsatz von BZ-Schienenfahrzeugen geschaffen werden. Im Übrigen Verweis auf das Regelungsvorhaben \"Maßnahmen zum Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft\". ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Feststellung des Bundeshaushaltsplans für das Haushaltsjahr 2024","shortTitle":"HG 2024","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/hg_2024"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_TRANSPORTATION_SHIPPING","de":"Schifffahrt","en":"Shipping"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_POLICY","de":"Verkehrspolitik","en":"Transport policy"},{"code":"FOI_SCIENCE_RESEARCH_TECHNOLOGY","de":"Wissenschaft, Forschung und Technologie","en":"Science, research and technology"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_AEROSPACE","de":"Luft- und Raumfahrt","en":"Aerospace"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_RAIL","de":"Schienenverkehr","en":"Rail transportation"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000693","title":"Ausschreibung von Wasserstoffkraftwerken im Rahmen des Kraftwerkssicherheitsgesetzes","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Wir fordern die gesetzlich festgelegte Ausschreibung von Wasserstoffsprinter, -hybrid-, sowie H2-ready-Kraftwerken. Der Anteil an grünem Wasserstoff in den Kraftwerken muss stetig und planbar ansteigen. Kleine, dezentrale Lösungen wie stationäre Brennstoffzellen oder BHKW müssen ebenfalls Berücksichtigung finden. Der zukünftige Kapazitätsmarkt soll den Zubau weiterer Wasserstoffkraftwerke, die gesicherte Leistung bieten können, ermöglichen. Im Übrigen Verweis auf das Regelungsvorhaben \"Maßnahmen zum Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft\". ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000694","title":"Änderung im EEG zur besseren Ermöglichung von Sektorenkopplung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Referentenentwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung sowie Referentenentwurf einer Verordnung zur Änderung der Marktstammdatenregisterverordnung (20. WP)","publicationDate":"2024-08-27","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/20240828-aenderung-energiewirtschaftsrecht-endkundenmaerkte.pdf?__blob=publicationFile&v=4","draftBillProjectUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/20240828-aenderung-energiewirtschaftsgesetz-endkundenmaerkte-marktstammdatenregisterverordnung.html"}]},"description":"§ 21b Abs. 2 EEG regelt die Zuordnung der Veräußerungsformen in einer Weise, die eine gesamtsystemdienliche Sektorenkopplung verhindert. Durch die vorab vorzunehmende prozentuale Aufteilung auf die verschiedenen Veräußerungsformen ist es nicht möglich, auf Anforderungen des Netzbetreibers zu reagieren. Um hier mehr Flexibilität für den Hochlauf der Wasserstoff-Marktwirtschaft zu schaffen, ist die Änderung des § 21b Abs. 2 EEG notwendig. Im Übrigen Verweis auf das Regelungsvorhaben \"Maßnahmen zum Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft\". ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000695","title":"Öffnung des Förderprogramms H2Global für Projekte in Deutschland","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Deutschland muss kurzfristig als wirtschaftlich stärkster Mitgliedstaat in der EU ein Sofortprogramm zum Hochlauf der deutschen Wasserstoffwirtschaft starten. Mit H2Global liegt ein Doppelauktionsmodell vor, welches sorgfältig unter der Federführung des BMWK entwickelt und durch die EU notifiziert wurde. Im Bundeshaushalt sind schon heute über 3,5 Milliarden Euro für das Förderprogramm hinterlegt. Die Umwidmung dieser Mittel zugunsten deutscher Elektrolyseprojekte ist die Gelegenheit, dem Hochlauf einer grünen Wasserstoffwirtschaft zum Durchbruch zu verhelfen. Im Übrigen Verweis auf das Regelungsvorhaben \"Maßnahmen zum Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft\". ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Feststellung des Bundeshaushaltsplans für das Haushaltsjahr 2024","shortTitle":"HG 2024","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/hg_2024"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000696","title":"Rechtssichere Ausweisung von Hydrogen Valleys als Wasserstoff-Erzeugungsregionen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Eine strategische Raumplanung für Wasserstoff-Eignungsregionen zur Erzeugung von Wasserstoff mit erneuerbaren Energien dient als Fundament eines deutschland- und europaweiten Netzumbau- und Netzausbauplans. Hierfür sollte auf europäischer und nationaler Ebene das Instrument der Hydrogen Valleys als raumplanerisches Instrument genutzt werden. Nationale Planungs- und Genehmigungsrechtslagen sollten dafür europaweit angeglichen werden. Im Übrigen Verweis auf das Regelungsvorhaben \"Maßnahmen zum Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft\". ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Raumordnungsgesetz","shortTitle":"ROG 2008","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/rog_2008"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000697","title":"Stärkung der Offshore-Elektrolyse in der Nationalen Wasserstoffstrategie","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der EU-Erneuerbaren-Richtlinie in den Bereichen Windenergie auf See und Stromnetze und zur Änderung des Bundesbedarfsplangesetzes","printingNumber":"20/11226","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/112/2011226.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-eu-erneuerbaren-richtlinie-in-den-bereichen/310640","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Damit Deutschland den technologischen Vorsprung, insbesondere in der Offshore-Wind- Wasserstofferzeugung sichert, muss die Bundesregierung unverzüglich die Ausschreibungen auf mindestens 2 GW Offshore-Wind-Wasserstofferzeugung verdoppeln. Im nächsten Schritt müssen weitere Flächen in der gesamten deutschen Ausschließlichen Wirtschaftszone verbindlich ausgewiesen werden. Die Ausschreibungen der SEN-1 Flächen sind zügig und mit nur geringem zeitlichen Versatz umzusetzen. Pönalen sind verhältnismäßig auszugestalten und Anbindungspipelines zu realisieren. Im Übrigen Verweis auf das Regelungsvorhaben \"Maßnahmen zum Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft\".","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See","shortTitle":"WindSeeG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windseeg"},{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000700","title":"Etablierung einer integrierten Energieinfrastrukturplanung (Systementwicklungsstrategie)","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Dritten Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes","printingNumber":"20/10014","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/100/2010014.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/zweites-gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsgesetzes/306063","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Mit dem szenariobasierten Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff wird die Grundlage für die langfristige Entwicklung der Gas- und Wasserstoffnetze gelegt. Die zeitliche Verzahnung der integrierten Netzplanung mit den Fristen im Strombereich ist ebenfalls positiv. Nun muss es darum gehen, mit einer Systementwicklungsstrategie eine Energieinfrastrukturplanung aus einem Guss zu etablieren und damit im Sinne der Sektorenkopplung die Rolle von Wasserstoff im Energiesystem festzuschreiben. Im Übrigen Verweis auf das Regelungsvorhaben \"Maßnahmen zum Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft\". ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000701","title":"Rechtssichere Planung von Wasserstoffverteilnetzen und -netzausbaugebieten","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das Wärmeplanungsgesetz und die Netzentwicklungsplanung müssen so angewendet erfolgen, dass Kommunen ihre Gasnetze dahingehend weiterverwenden können, indem sie zeitnah Sicherheit darüber bekommen können, mit wie viel Wasserstoff sie über das Kernnetz bekommen können. Dafür müssen sie rechtssicher Wasserstoffnetzausbaugebiete ausweisen können, um beispielsweise Industrie- und Gewerbebetriebe an das Wasserstoffnetz anzuschließen und so bestehende Gasnetze weiterverwenden zu können. Rückbauverpflichtungen sind abzulehnen, es ist Klarheit über die Netzanschlussbedingungen zu schaffen und Wärmepläne müssen im Zuge des Wasserstoff-Hochlaufs weiterentwickelt werden können. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für die Wärmeplanung und zur Dekarbonisierung der Wärmenetze","shortTitle":"WPG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/wpg"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz zur Einsparung von Energie und zur Nutzung erneuerbarer Energien zur Wärme- und Kälteerzeugung in Gebäuden","shortTitle":"GEG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/geg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000702","title":"Vereinfachte Planungs- und Genehmigungsverfahren für Elektrolyseure ","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung","printingNumber":"20/13091","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/130/2013091.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-st%C3%A4rkung-der-integrierten-stadtentwicklung/315291","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen","shortTitle":"BMWSB","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html"}]},{"title":"Dritte Verordnung zur Änderung der Verordnung über genehmigungsbedürftige Anlagen","printingNumber":"342/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0342-24.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/dritte-verordnung-zur-%C3%A4nderung-der-verordnung-%C3%BCber-genehmigungsbed%C3%BCrftige-anlagen/314461","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz","shortTitle":"BMUV","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmuv.de/"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"- Die in der 4. BImSchV festgesetzten Verfahren zur Genehmigung von Elektrolyseuren müssen praxisnah ausgestaltet werden. \r\n- Es sind entsprechende Vollzugshinweise zu erlassen und den Genehmigungsbehörden vorzugeben.\r\n- Die Schwelle für die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) von Elektrolyseuren mit 5 MW und weniger als 50 Tonnen Produktionskapazität pro Tag ist entsprechend anzuheben. \r\n- Die UVP-Schwelle muss auf EU-Standard angehoben werden.\r\n- Beseitigung von Unsicherheiten bei der Planung von Elektrolyseuren in Gewerbegebieten durch Anpassungen in der BauNVO. \r\nIm Übrigen Verweis auf das Regelungsvorhaben \"Maßnahmen zum Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft\". ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Vierte Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes","shortTitle":"BImSchV 4 2013","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschv_4_2013"},{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"},{"title":"Verordnung über die bauliche Nutzung der Grundstücke","shortTitle":"BauNVO","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/baunvo"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000703","title":"Privilegierung von Elektrolyseuren im baurechtlichen Außenbereich","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung","printingNumber":"20/13091","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/130/2013091.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-st%C3%A4rkung-der-integrierten-stadtentwicklung/315291","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen","shortTitle":"BMWSB","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"- Privilegierung von Elektrolyseanlagen, sofern deren Leistung der weniger als 50% der installierten erneuerbaren Energieanlagen beträgt\r\n- Sollte die Elektrolyseanlage im Außenbereich nicht im räumlichen Zusammenhang zu einer erneuerbaren Energieanlage errichtet werden, ist diese bis zu einer Gesamtleistung von 5 MW als privilegiert einzustufen.\r\n- Der Gesetzgeber muss die bestehenden Beschränkungen, insbesondere in Bezug auf die Anlagengröße und den Flächenverbrauch, überarbeiten.\r\n\r\nIm Übrigen Verweis auf das Regelungsvorhaben \"Maßnahmen zum Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft\". ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"},{"title":"Verordnung über die bauliche Nutzung der Grundstücke","shortTitle":"BauNVO","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/baunvo"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000704","title":"Praxisnahe Anforderungen an den Stromnetzanschluss für Elektrolyseure ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Damit der Hochlauf der elektrochemischen Wasserstofferzeugung zeitlich nicht verzögert wird, schlägt der DWV eine zeitlich gestufte Einführung der Anforderungen an den Stromnetzanschluss für Elektrolyseure in drei Phasen vor. Durch überzogene Anforderungen entstehen große technische und wirtschaftliche Unsicherheiten für die Unternehmen, überhaupt Elektrolyse ans Netz anschließen zu können. Es gilt, einen angestimmten Hochlauffahrplan zwischen den Akteuren abzustimmen, sodass einerseits der Hochlauf der grünen Wasserstoffproduktion in Deutschland möglich ist und andererseits durch den Betrieb der Elektrolyseure keine unvertretbaren Risiken für den sicheren Stromnetzbetrieb entstehen. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000705","title":"Beimischung von Wasserstoff ins Erdgasnetz durch bilanzielle Anrechnung von Herkunftsnachweisen","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Verordnung über das Herkunftsnachweisregister für Gas und das Herkunftsnachweisregister für Wärme oder Kälte (Gas-Wärme-Kälte-Herkunftsnachweisregister-Verordnung - GWKHV)","printingNumber":"20/10159","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/101/2010159.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/verordnung-%C3%BCber-das-herkunftsnachweisregister-f%C3%BCr-gas-und-das-herkunftsnachweisregister-f%C3%BCr/308226","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Die Einführung von Herkunftsnachweisen (HKN) muss so ausgestaltet werden, dass ein bilanzieller Bezug von Wasserstoff in Gasnetzen im Rahmen eines Massenbilanzsystems mit entsprechender bilanzieller Entwertung der jeweiligen Herkunftsnachweise möglich ist. Es muss eine bilanzielle Anrechnung im Herkunftsnachweissystem möglich sein. Auch beauftragte Dritte sollen HKN beantragen können. Bei der Ausgestaltung des Systems ist auf Kohärenz mit der 37. BImSchV und § 13k EnWG zu achten. Im Übrigen Verweis auf das Regelungsvorhaben \"Maßnahmen zum Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft\". ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Ausstellung, Übertragung und Entwertung von Herkunftsnachweisen sowie zur Schaffung von Herkunftsnachweisregistern für Gas, Wärme oder Kälte aus erneuerbaren Energien","shortTitle":"HkNRG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/hknrg"},{"title":"Siebenunddreißigste Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (Verordnung zur Anrechnung von strombasierten Kraftstoffen und mitverarbeiteten biogenen Ölen auf die Treibhausgasquote)","shortTitle":"37. BImSchV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschv_37"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000706","title":"Definition und Erlass einer Förderrichtlinie für \"systemdienliche\" Elektrolyse","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der Begriff der \"Systemdienlichkeit\" von Elektrolyse ist zwar in vielen Gesetzestexten angelegt, jedoch nicht weiter definiert. Der DWV schlägt die nachfolgende definitorische Unterscheidung vor, die jeweils mit eigenen Kriterien weiter ausdifferenziert sind: \r\n- netzdienliche Elektrolyse\r\n- systemdienliche Elektrolyse\r\n- gesamtsystemdienliche Elektrolyse \r\nDiese Differenzierung ist bei der Ausgestaltung von Förderprogrammbedingungen zu berücksichtigen, damit für die Unternehmen deutlich wird, welche Anforderungen und Aufgaben an Elektrolyseure gestellt werden und entsprechend entschieden werden kann, ob eine Beteiligung in Frage kommt. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See","shortTitle":"WindSeeG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windseeg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000707","title":"Absicherung der Verwendung von PFAS in Technologien der Energiewende ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das PFAS-Beschränkungsverfahren hat viel Unsicherheit ausgelöst. Die Bundesregierung kann der Ungewissheit begegnen, indem sie auf europäischer Ebene frühzeitig erklärt, für die Energiewende unabdingbare Anwendungen von der PFAS-Regulierung als essenzielle Nutzung ausnehmen zu wollen. Das Beschränkungsdossier ist entsprechend zu überarbeiten. Betreiber bestehender Anlagen müssen Sicherheit darüber erlangen, dass für den Fall der Einführung eines PFAS-Verbots dauerhafte Möglichkeit zur Nutzung von Ersatzteilen besteht. Ebenfalls braucht es für einen solchen Fall Karenzzeiten. Die Forschung an alternativen Werkstoffen und Recyclingverfahren ist zu fördern. Im Übrigen Verweis auf das Regelungsvorhaben \"Maßnahmen zum Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft\". ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000708","title":"Einheitliche Besteuerung des Wasserstoffeinsatzes im Mobilitätssektor ","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht","printingNumber":"20/12351","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/123/2012351.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-modernisierung-und-zum-b%C3%BCrokratieabbau-im-strom-und-energiesteuerrecht/312306","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Finanzen","shortTitle":"BMF","electionPeriod":20,"url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Die Verwendung von Wasserstoff im Verkehrsbereich wird bislang unterschiedlich besteuert, je nachdem ob der Wasserstoff in einer Brennstoffzelle oder in einem Verbrenner verbraucht wird. Die ungleiche Besteuerung von mit Wasserstoff betriebenen Fahrzeugen stellt den Hochlauf von Wasserstoffverbrennern schlechter und führt die zu einem erheblichen finanziellen und technischen Mehraufwand an den Betankungsanlagen. Wasserstoff sollte perspektivisch maximal mit dem von der EU vorgeschlagenen Mindestsatz besteuert werden, unabhängig von der Verwendung in der Mobilität. Für die ersten im Markt befindlichen Fahrzeuge ist die Besteuerung auszusetzen. Eine steuerrechtlich konforme Besteuerung muss bürokratiearm und praxisfest umgesetzt werden. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Energiesteuergesetz","shortTitle":"EnergieStG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/energiestg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_TRANSPORTATION_POLICY","de":"Verkehrspolitik","en":"Transport policy"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000709","title":"Stärkung von Zinsprogrammen, Bürgschaften und Garantien zum Hochlauf großer Wasserstoffprojekte","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Neben direkten Projektförderungen sollten sich Bund und Länder u.a. bei ihren jeweiligen Förderbanken für die Ausgestaltung spezieller Programme für den Hochlauf von grünem Wasserstoff und seiner Derivate einsetzen. Dabei können in der derzeitigen geldpolitischen Phase zinsverbilligte Darlehen und Kredite sowie Garantien und Bürgschaften sinnvolle Instrumente sein. Die langfristige Absicherung attraktiver Zinssätze muss ins Auge gefasst werden. Es braucht zudem in einer ersten Phase Haftungsfreistellungen, um beim Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft potenziellen Klumpenrisiken, etwa durch Serienfehler, effektiv zu begegnen. Im Übrigen Verweis auf das Regelungsvorhaben \"Maßnahmen zum Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft\". ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_FINANCE","de":"Bank- und Finanzwesen","en":"Banking and finance"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000710","title":"Nationale Flankierung der europäischen Wasserstoffbank durch Fördermittel","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Nutzung der Möglichkeit, im Rahmen der europäischen Wasserstoffbank nationale Budgets auf die europäischen Mittel im Rahmen der Auktionen zusätzlich zu veranschlagen, sollte verstetigt werden. Die Kumulierungsregeln für die European Hydrogen Bank müssen so ausgestaltet sein, dass auch deutsche Vorhaben in einen fairen Wettbewerb treten können und Sicherheit bezüglich der Kumulierungsregeln haben. Die Auktionsbedingungen sind zudem so anzupassen, dass nicht durch die Bezuschlagung einiger weniger Projekte ein zu großes Ausfallrisiko eingegangen wird, sondern eine breite Akteursvielfalt eine Chance bekommt. Im Übrigen Verweis auf das Regelungsvorhaben \"Maßnahmen zum Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft\". ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Feststellung des Bundeshaushaltsplans für das Haushaltsjahr 2024","shortTitle":"HG 2024","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/hg_2024"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_EU_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Europapolitik und Europäische Union\"","en":"Other in the field of \"European politics and the EU\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000711","title":"Rahmenbedingungen für die Nutzung von Abregelungsstrommengen zur Wasserstoffherstellung","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"zu dem Gesetzentwurf der Bundesregierung - Drucksachen 20/7031, 20/8165 - Entwurf eines Gesetzes zur Anpassung des Energiewirtschaftsrechts an unionsrechtliche Vorgaben und zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften","printingNumber":"20/9187","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/091/2009187.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-anpassung-des-energiewirtschaftsrechts-an-unionsrechtliche-vorgaben-und-zur/300156","leadingMinistries":[]}],"draftBillPresent":false,"description":"Der DWV begrüßt das in § 13k EnWG geregelte Verfahren zur Hinzuziehung zuschaltbarer Lasten. Dies ermöglicht insbesondere Elektrolyseuren in der Theorie einen günstigen Strombezug zur Herstellung von grünem Wasserstoff. In der Anwendung des § 13k muss darauf geachtet werden, dass das Zusätzlichkeitskriterium so ausgestaltet wird, dass die zu meldenden Elektrolyseure technisch auch tatsächlich ist der Lage sind, die zusätzlichen Strommengen aufzunehmen, dass dem Abtransport des produzierten Wasserstoffs nichts im Wege steht, die Anlagensicherheit nicht gefährdet wird und die Konformität mit der 37. BImSchV gewahrt wird. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012005","title":"Aufbau eines leistungsfähigen Wasserstoff-Kernnetzes ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Bedingungen für den Aufbau des Wasserstoff-Kernnetzes müssen dauerhaft sichergestellt werden, sodass die Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) ein kapitalmarktfähiges Finanzierungsmodell haben. Dabei ist eine attraktive Eigenkapitalverzinsung entscheidend ebenso wie ein Hochlaufnetzentgelt, das den Transport erneuerbarer Gase anregt. Die Bundesregierung muss zudem den diskriminierungsfreien Zugang, insbesondere auch für die kleinen und mittelständischen Akteure zur Wasserstoffinfrastruktur (Netze und Speicher) sicherstellen. Im Übrigen Verweis auf das Regelungsvorhaben \"Maßnahmen zum Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft\".","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013355","title":"Vorübergehende Aussetzung der Übertragbarkeit von THG-Zertifikaten","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Referentenentwurf einer dritte Verordnung zur Änderung der Verordnung zur Festlegung weiterer Bestimmungen zur Treibhausgasminderung bei Kraftstoffen (20. WP)","publicationDate":"2024-09-20","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz","shortTitle":"BMUV","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmuv.de/","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmuv.de/fileadmin/Daten_BMU/Download_PDF/Glaeserne_Gesetze/20._Lp/3_aend_38_bimschv_vo/Entwurf/3_aend_38_bimschv_vo_refe_bf.pdf","draftBillProjectUrl":"https://www.bmuv.de/gesetz/referentenentwurf-einer-dritte-verordnung-zur-aenderung-der-verordnung-zur-festlegung-weiterer-bestimmungen-zur-treibhausgasminderung-bei-kraftstoffen"}]},"description":"Der DWV setzt sich für die die kurzfristige Aussetzung der Übertragbarkeit von Zertifikaten in die Folgejahre ein. Damit werden ausgestellte Zertifikate aus dem Markt herausgenommen und damit wieder ein wettbewerblich fairer Markt für erneuerbare Kraftstoffe geschaffen. Insbesondere ist davon auszugehen, dass sich die Preise für die Zertifikate wieder auf einem Niveau, welche auf real anzusetzende Produktionspreisen basieren, einpendeln werden. Dies ist nicht nur für den Klimaschutz wichtig, sondern auch für den Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft und damit entscheidend für die Stärkung der deutschen Industrie und die Schaffung neuer Arbeitsplätze.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Achtunddreißigste Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes","shortTitle":"BImSchV 38 2017","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschv_38_2017"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013356","title":"Resilienzkriterien für die deutsche und europäische Industrie in öfftl. Ausschreibungen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"In einem zunehmend kompetitiven globalen Umfeld für den Einsatz grüner Technologien muss Europa widerstandsfähige Lieferketten für Elektrolyseure und Brennstoffzellen aufbauen und erhalten. Die Europäische Kommission hat im Rahmen der neusten Auktion der European Hydrogen Bank Kriterien für die Förderung von Elektrolyse- und anderen Wasserstofftechnologien festgelegt. Der DWV hält den Fokus auf geographische Herkunft von Elektrolyseuren für problematisch. Deshalb schlägt der DWV Kriterien für einen CO2-Fußabdruck, eine Recycling- und Rücknahmepflicht sowie unterschiedlichen Sicherheitsstandards.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013357","title":"Bessere steuerliche Bedingungen für RFNBO-angetriebene Fahrzeuge","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Gesetz zur steuerlichen Behandlung von lediglich mit E-Fuels betreibbaren Kraftfahrzeugen (E-Fuels-only-Gesetz) (20. WP)","publicationDate":"2024-10-08","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Finanzen","shortTitle":"BMF","electionPeriod":20,"url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Content/DE/Gesetzestexte/Gesetze_Gesetzesvorhaben/Abteilungen/Abteilung_III/20_Legislaturperiode/2024-10-08-E-Fuels-only-G/1-Referentenentwurf.pdf?__blob=publicationFile&v=2","draftBillProjectUrl":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Content/DE/Gesetzestexte/Gesetze_Gesetzesvorhaben/Abteilungen/Abteilung_III/20_Legislaturperiode/2024-10-08-E-Fuels-only-G/0-Gesetz.html"}]},"description":"Der Einsatz von E-Fuels, insbesondere in Kombination mit anderen klimaneutralen Technologien von RFNBOs (Renewable Fuels of Non-Biological Origin), wie grünem Wasserstoff, ist ein entscheidender Baustein, um die ambitionierten Klimaziele im Verkehrssektor zu erreichen. Der DWV empfiehlt einen höheren Listenpreis für Fahrzeuge mit innovativen und klimafreundlichen Technologien, welche in der Regel zu einem (anfänglich) höheren Listenpreis führt. Der DWV begrüßt die Reduzierung des Listenpreises auf ein Viertel für emissionsfreie Fahrzeuge.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Einkommensteuergesetz","shortTitle":"EStG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/estg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_POLICY","de":"Verkehrspolitik","en":"Transport policy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013358","title":"Kohlenstoffarmen Wasserstoff im Sinne der Klimaziele sachgerecht definieren","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Bundesregierung sollte sich auf EU-Ebene dafür einsetzen, dass die Definition von kohlenstoffarmem Wasserstoff so ausgelegt ist, dass die Potenziale für die Nutzung erneuerbarer Energien im Netz gehoben werden und dass fossil erzeugter Wasserstoff strengen Kriterien bei den maximal zulässigen Emissionen unterliegt. Ziel muss es sein, die Wirtschaftlichkeit von Wasserstoffprojekten auf der Basis erneuerbarer Energien nicht zu gefährden. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Europapolitik und Europäische Union\"","en":"Other in the field of \"European politics and the EU\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013755","title":"Optimierung der Rolle von Wasserstoff in der Förderrichtlinie Klimaschutzverträge ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Verbesserung des Instruments der Klimaschutzverträge sowie der dazugehörigen Förderrichtlinie zur Verbesserung der Einsatzmöglichkeiten von Wasserstoff bei der Defossilisierung von Industriebetrieben. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Feststellung des Bundeshaushaltsplans für das Haushaltsjahr 2024","shortTitle":"HG 2024","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/hg_2024"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015423","title":"Umsetzung von Art. 22a der RED III in nationales Recht (RFNBO-Industriequote)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Umsetzung der Industriequote für RFNBO aus der europäischen RED III in nationales Recht durch ausreichende Bereitstellung von Fördermitteln und, soweit dies gegeben ist, unternehmensspezifische Unterquoten. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung zur energiestatistischen Erhebung von Wasserstoff","shortTitle":"EnStatWassV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enstatwassv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015424","title":"Aufnahme von Komponenten der Wasserstoffwirtschaft in den Net Zero Industry Act","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Im Zusammenhang mit dem delegierten Rechtsakt über hauptsächlich verwendete Bauteile im Rahmen des NZIA (Delegated act on main components used under the NZIA) sollte die Annex-Liste der Endprodukte und spezifischen Komponenten, die als Hauptverwendung für die Produktion von Netto-Null-Technologien erweitert werden.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015425","title":"Einführung eines Absicherungsinstruments für Wasserstoff-Zwischenhändler ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Einführung eines Absicherungsinstruments für Wasserstoff-Zwischenhändler, beispielsweise über Garantieinstrumente oder Differenzverträge zur Senkung der Risikoprämien für Wasserstoffbezug und -verkauf. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ECONOMY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Wirtschaft\"","en":"Other in the field of \"Economy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015426","title":"Aufschiebung der EU-Kritieren an die grüne Wasserstoffherstellung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Bundesregierung sollte sich dafür einsetzen, die Vorgaben an die Herstellung von grünem Wasserstoff hinsichtlich Zusätzlichkeit, temporaler und geografischer Korrelation aufzuschieben und hierfür Partner unter den EU-Mitgliedstaaten gewinnen. Dies ist dann in nationales Recht zu überführen, um schnell Planungssicherheit zu schaffen. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung zur Neufassung der Siebenunddreißigsten Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes","shortTitle":"BImSchV 37 2024","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschv_37_2024"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015427","title":"Umsetzung des EU-Gasmarktpakets in nationales Recht ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Bundesregierung muss das auf EU-Ebene beschlossene Gasmarktpaket zügig umsetzen und Klarheit bezüglich der darin aufgeworfenen Thematiken schaffen, wie beispielsweise die Entflechtung von Unternehmen, die in Erzeugung, Anwendung und Transport/Speicherung von Wasserstoff tätig sind; die Festlegung von Infrastrukturzugang und Entgelten; die Anwendung und Ausnahme von Projekten von der Regulierung und weitere relevante Punkte. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015428","title":"Festlegung von Standards bezüglich Reinheit von Wasserstoff in Pipelines","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Für die Anwendung von Wasserstoff in Brennstoffzellensystemen ist oftmals eine hohe Qualität des Gasgemischs vonnöten. Es sollten daher schnellstmöglich Standards an die maximal zulässigen Verunreinigungen für Wasserstoff in Pipelinesystemen festgelegt werden, um BZ-Anwendungen in Mobilität und Energieversorgung sowie deren pipelinegestützte Versorgung zu ermöglichen. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_POLICY","de":"Verkehrspolitik","en":"Transport policy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015429","title":"Verstetigung der Netzentgeltbefreiung für Wasserstofftechnologie","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die in §118 Abs. 6 festgelegte Befreiung für Elektrolyseure, die vor 2029 in Betrieb gehen, von den Stromnetzentgelten sollte verstetigt und auf weitere Komponenten und Teile von Wasserstoffanwendungen ausgeweitet werden. Das sollte beispielsweise auch Verflüssiger, Verdichter, Nebenanlagen von Elektrolyseuren oder Cracker umfassen. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]}]},"statements":{"statementsPresent":true,"statementsCount":25,"statements":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0000678","regulatoryProjectTitle":"Neubau und Umrüstung von Kavernen zur Wasserstoffspeicherung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/36/c1/273557/Stellungnahme-Gutachten-SG2405030006.pdf","pdfPageCount":12,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Deutscher Wasserstoff- und\r\nBrennstoffzellen-Verband\r\n- Geschäftsstelle -\r\nDeutscher Wasserstoff- und Brennstoffzellen-Verband (DWV) e.V.\r\nRobert-Koch-Platz 4 | D-10115 Berlin\r\nTel.: +49 30 6295948–2 | politik@dwv-info.de | www.dwv-info.de | @DWV_H2\r\nRegister: Amtsgericht Berlin (Charlottenburg) VR 17205\r\nDE-Lobbyregister Nr. R002003 EU-Transparenzregister: 462906838391-79\r\nSteuer-Nr. 27/663/55761\r\nVorstand: Werner Diwald\r\nSpeicher für die grüne Wasserstoff-Marktwirtschaft: Umrüstung\r\nforcieren, Nutzung ermöglichen\r\nWasserstoffspeicher sind ein essenzielles Element für eine versorgungssichere\r\nerneuerbare Energiewirtschaft. Die langfristige Speicherbarkeit von Wasserstoff (H2)\r\ngewährleistet in einer erneuerbaren Energiewirtschaft die notwendige\r\nVersorgungssicherheit für die Stromwirtschaft, die Industrie sowie Bürgerinnen und\r\nBürger.\r\nIn großvolumigen Untergrundspeichern können große Mengen Wasserstoff saisonal\r\ngespeichert und anschließend witterungsunabhängig und bedarfsgerecht zur Verfügung\r\ngestellt werden. Grüner Wasserstoff wird demnach in einer defossilisierten\r\nEnergiewirtschaft einer der wichtigsten Energieträger für die sichere Versorgung. So\r\ngewährleisten Wasserstoffspeicher in Kombination mit H2-Kraftwerken die Sicherung\r\ndes gesamten Energiesystems. Auch für die notwendige kontinuierliche\r\nWasserstoffversorgung der Industrie und der Chemiewirtschaft sind großvolumige\r\nWasserstoffspeicher unverzichtbar. Es gilt daher, bereits zu Beginn der anstehenden\r\nTransformation in eine klimaneutrale Industrie und Volkswirtschaft die Voraussetzungen\r\nfür den Markthochlauf von großvolumigen Wasserstoff-Speichersystemen zu schaffen.\r\nDie großvolumige Speicherung von Wasserstoff ist potenziell in Salzkavernen und\r\nPorenspeichern (Aquifere und erschöpfte Gasfelder) möglich. Im kleineren Stil sind auch\r\nObertagespeicher (Druckspeicher) ein sinnvolles Instrument. Für die großvolumige\r\nSpeicherung von Wasserstoff eignen sich insbesondere Salzkavernen, da sie sehr\r\nviel Wasserstoff kostengünstig speichern und in der Fahrweise flexibel ein- und\r\nausspeichern können. Die Bundesregierung ist daher aufgefordert, den Fokus für den\r\nkurzfristigen Aufbau von Wasserstoff-Speicherkapazitäten auf die Schaffung geeigneter\r\ninvestitionssicherer Rahmenbedingungen für die Umrüstung, Umwidmung und die neue\r\nErrichtung von Kavernen in Salzstöcken zu legen.\r\nDie grundsätzliche Technologie der Speicherung von Wasserstoff in Untertagekavernen\r\nist bereits seit langem erprobt. Seit einiger Zeit laufen Pilotvorhaben in Deutschland und\r\nder EU, um aufzuzeigen, wie insbesondere bestehende Erdgasspeicher auf die\r\nSpeicherung von Wasserstoff umgerüstet werden können. Deutschland verfügt dabei in\r\nEuropa über eine besonders gute Ausgangslage: Die geologischen Voraussetzungen\r\nzur Schaffung von Wasserstoffspeichern sind gut und Deutschland kann auf seine\r\nbestehenden Speicherinfrastrukturen für Erdgas und Erdöl zurückgreifen.\r\nWasserstoffspeicher sind einerseits für eine versorgungssichere erneuerbare\r\nEnergiewirtschaft und andererseits für den Hochlauf der Wasserstoff-Marktwirtschaft\r\nunverzichtbar. Darum gilt es, so schnell wie möglich die regulatorischen Voraussetzungen\r\nzu schaffen, damit Deutschland bereits 2030 nennenswerte Wasserstoff-\r\nSpeicherkapazitäten aufweisen kann. Lange Planungs- und Genehmigungs- sowie lange\r\nBau- und Umrüstungszeiten machen es notwendig, dass weit im Voraus gehandelt wird.\r\nDaher reicht es nicht aus, dass die Bundesregierung in der Fortschreibung der Nationalen\r\nWasserstoffstrategie ein Konzept für Wasserstoffspeicher angekündigt hat. Ein\r\nkonkretes Konzept muss so bald wie möglich vorliegen, damit die Bauleit- und\r\nGenehmigungsverfahren eingeleitet werden können. Die finalen\r\nInvestitionsentscheidungen für die ersten TWh-Speicherkapazitäten müssen innerhalb\r\nder nächsten Jahre getroffen werden. Gleichzeitig gilt es, einen kohärenten Fahrplan für\r\nden Ausbau der Speicher und des Wasserstoffnetzes zu schaffen.\r\nDer Deutsche Wasserstoff- und Brennstoffzellen-Verband (DWV) e.V. zeigt mit\r\ndiesem Positionspapier die Kernaspekte auf, die die Bundesregierung in einer effizienten\r\nWasserstoff-Speicherstrategie berücksichtigen sollte.\r\nSpeicherbedarfe identifizieren\r\nIn Deutschland wird den Wasserstoffspeichern, verglichen mit anderen EU-Ländern,\r\naufgrund der hohen Wirtschaftsleistung und des damit verbundenen grünen\r\nWasserstoffbedarfs in Industrie, Mobilität, Strom- und Wärmeerzeugung eine besondere\r\nRolle zukommen. Gleichzeitig sind die geologischen Bedingungen mit den in\r\nNorddeutschland liegenden Salzstöcken Grund dafür, dass insbesondere dort\r\nSalzkavernen im großen Stil realisiert werden können. Insofern wird Deutschland, zentral\r\nin Europa gelegen, mit einer ausgeprägten Wasserstoffwirtschaft und umfangreichen\r\nWasserstoffinfrastruktur in Kombination mit dem European Hydrogen Backbone (EHB) für\r\ndie europäische Wasserstoffversorgung eine fundamentale Rolle einnehmen.\r\nSchon heute verfügt Deutschland mit ca. 278 TWh über die mit Abstand größten Erdgas-\r\nSpeicherkapazitäten in der EU. Diese könnten mehrheitlich nach und nach auf die\r\nSpeicherung von Wasserstoff umgestellt werden. Zusätzlich stünden Salzkavernen zur\r\nVerfügung, in denen aktuell noch Erdöl bevorratet wird. Würden alle bestehenden\r\nErdgas-Kavernenspeicher in Deutschland entsprechend umgerüstet werden, ergibt sich\r\nein Speicherpotenzial von 32 TWh Wasserstoff1.\r\nDie Bundesregierung geht in der Fortschreibung ihrer Nationalen Wasserstoffstrategie\r\n(NWS) von 95 bis 130 TWh Wasserstoffverbrauch im Jahr 2030 in Deutschland aus.\r\nSchätzungen für den notwendigen Speicherbedarf reichen von 6 Prozent2 bis knapp 15\r\nProzent3 des jährlichen Wasserstoffverbrauchs in Deutschland. Geht man somit isoliert\r\nvon Deutschland aus, ergibt sich bereits 2030 hierzulande ein Speicherbedarf je\r\nnach Szenario im mittleren einstelligen TWh-Bereich. Dieser wird nach 2030 rapide\r\nansteigen. Hinzu kommt die Tatsache, dass deutsche Wasserstoffspeicher aufgrund der\r\n1 INES, BVES, DVGW (2022): Wasserstoff speichern – Soviel ist sicher. Transformationspfade für Gasspeicher\r\n(https://energien-speichern.de/wp-content/uploads/2022/06/20220617_DBI-Studie_Wasserstoff-speichernsoviel-\r\nist-sicher.pdf)\r\n2 Nationaler Wasserstoffrat (2022): Wasserstoffspeicher-Roadmap 2030 für Deutschland.\r\n(https://www.wasserstoffrat.de/fileadmin/wasserstoffrat/media/Dokumente/2022/2022-11-\r\n04_NWR_Stellungnahme_Wasserstoff-Speicher-Roadmap.pdf)\r\n3 Gas Infrastructure Europe (2021): “Picturing the value of underground gas storage to the European hydrogen\r\nsystem” (https://www.gie.eu/wpcontent/\r\nuploads/filr/3517/Picturing%20the%20value%20of%20gas%20storage%20to%20the%20European%2\r\n0hydrogen%20system_FINAL_140621.pdf)\r\ngeologischen Gegebenheiten zum Rückgrat einer europäischen Wasserstoffwirtschaft\r\nwerden. In der gesamten EU wird sich bis 2030 eine Nachfrage für Wasserstoffspeicher\r\nvon über 70 TWh entwickeln4. Dieser Aspekt muss in der Speicherstrategie\r\nberücksichtigt werden.\r\nDie aktualisierten Langfristszenarien des Bundesministeriums für Wirtschaft und\r\nKlimaschutz (BMWK) gehen für Deutschland von einem Speicherbedarf im Szenario\r\n„T45 Strom“ von 74 TWh, in anderen Szenarien von bis zu 105 TWh im Jahr 2045,\r\naus5. Hierbei sind zusätzliche Bedarfe, die aus der angekündigten Kraftwerksstrategie des\r\nBMWK entstehen, noch nicht berücksichtigt. Erwartbar sind im Jahr 2050\r\nWasserstoffverbräuche in der EU weit jenseits der 2.000 TWh6. Daher muss die\r\nSpeicherinfrastruktur kontinuierlich mitwachsen. Der Aufbau neuer Kapazitäten muss\r\ndeswegen schon jetzt angegangen werden. Schätzungen für Deutschland für zusätzliche\r\nSpeicherinfrastrukturbedarfe reichen dabei von 15 bis 41 TWh7.\r\nDamit es zu einer ausreichend schnellen Realisierung kommt, muss die Bundesregierung\r\nunverzüglich ein Speicher-Konzept erarbeiten und in die Umsetzung geben.\r\nAusschreibungen für Kapazitäten für zusätzliche Speicher müssen dafür auf den Weg\r\ngebracht und die entsprechenden gesetzlichen Rahmenbedingungen geschaffen werden.\r\nUntertagespeicherung ist hier aufgrund der deutlich besseren Kostenbilanz und\r\nSkaleneffekte zu bevorzugen. Im Sinne der Versorgungssicherheit und Netzdienlichkeit\r\nmüssen die Wasserstoffspeicher gleichgesetzt mit anderen Infrastrukturfeldern prioritär\r\nangegangen und verzahnt ausgebaut werden.\r\nGleichzeitig muss auch die Anbindung von Speichern an die Wasserstoff-Netzinfrastruktur\r\nsichergestellt und die Netze so ausgelegt sein, dass sie die Lastfälle, in denen es zur\r\nstarken Ausspeicherung an mehreren Standorten kommt, abdecken kann. Deutschland\r\nsteht auch für Europa aufgrund seiner geologischen Begebenheiten in einer\r\nbesonderen Verantwortung, den Hochlauf der Wasserstoff-Marktwirtschaft durch\r\nNutzung seiner Potenziale im Bereich der Speicher zu ermöglichen.\r\nNeben zentralen Großspeichern sollten ebenso für eine resiliente Energieversorgung\r\ndezentrale und innovative Speicher- und Insellösungen im Speicher-Konzept der\r\nBundesregierung berücksichtigt werden. Dies gilt ebenfalls für die Berücksichtigung in\r\nzukünftigen Förderprogrammen.\r\n4 ebd.\r\n5 Fraunhofer ISI et. Al (2022): “Langfristszenarien für die Transformation des Energiesystems in Deutschland –\r\nWebinar zum Energieangebot“ (https://langfristszenarien.de/enertile-explorerwAssets/\r\ndocs/LFS3_T45_Webinar_Angebot_Nov_2022_final_webinarversion.pdf)\r\n6 European Hydrogen Backbone (2021): “Analysing future demand, supply, and transport of hydrogen”\r\n(https://ehb.eu/files/downloads/EHB-Analysing-the-future-demand-supply-and-transport-of-hydrogen-June-\r\n2021-v3.pdf)\r\n7 INES, BVES, DVGW (2022)\r\nUmrüstung von Erdgasspeichern ermöglichen\r\nDamit Deutschland die Wasserstoff-Speicherinfrastruktur bekommt, die es für den\r\nHochlauf seiner grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft braucht, wird die Umrüstung\r\nbestehender Speicheranlagen, etwa für Erdgas und Erdöl, entscheidend. Gleichzeitig\r\nlassen sich durch die Weiternutzung der Speicher „stranded assets“ verhindern.\r\nDabei zeigt sich in der Analyse, dass die Umrüstung bestehender Erdgasspeicher im\r\nVergleich zum Neubau von Infrastruktur kostentechnisch wesentlich besser abschneidet.\r\nSo rechnet eine aktuelle Studie mit einem durchschnittlichen Kostenrahmen für die\r\nUmstellung eines Kavernenspeichers von rund 45 Millionen Euro. Hochgerechnet auf alle\r\n31 umstellbaren Standorte in Deutschland ergibt sich ein finanzieller Bedarf von etwa\r\n1,4 Milliarden Euro8. Auch der Nationale Wasserstoffrat (NWR) rechnet aus der\r\nfachlichen Praxis heraus mit bis zu 70 Prozent geringeren Kosten im Vergleich zu\r\nNeubauprojekten9. Die absoluten Bedarfe Deutschlands werden den Neubau von\r\nSpeicherkapazitäten in jedem Fall erforderlich machen. Die Zahlen zeigen jedenfalls, dass\r\ndie Umrüstung bestehender Speicher kurzfristig die kostengünstigere Option darstellt und\r\ndiese Kapazitäten daher ausgeschöpft werden sollten.\r\nPlanungsbeschleunigung zum Aufbau von Speicherkapazitäten\r\nFür die Umrüstung bestehender Kavernen für Wasserstoff sind umfangreiche Ober- und\r\nUntertagearbeiten erforderlich. Ebenso besteht erheblicher zeitintensiver Aufwand für\r\nPlanungs- und Genehmigungsverfahren bei privatwirtschaftlichen Speicherprojekten.\r\nVeranschlagt wird dort für die Umrüstung eine Dauer von bis zu fünf und für die\r\nNeuerrichtung einer Speicheranlage bis zu zehn Jahre. Die Verfahren sind daher\r\ninsbesondere hinsichtlich naturschutz- und wasserrechtlicher Aspekte deutlich zu\r\nstraffen.\r\nAufgabe der Politik ist es, im Rahmen der vorzulegenden Speicherstrategie einen\r\npolitischen und rechtlichen Rahmen festzulegen, damit finale Investitions- und\r\nUmrüstungsentscheiden frühzeitig getroffen werden können. Nur so können die schon\r\n2030 notwendigen Speicherkapazitäten vorgehalten werden. Da Wasserstoff für die\r\nkünftige Abdeckung von Spitzenlasten im Stromsystem essenziell sein wird, sind\r\nSpeicher unabdingbar. Deren Neubau sowie die Umrüstung bestehender Speicher sollten\r\nplanungsrechtlich als im überragenden öffentlichen Interesse deklariert werden, um\r\neinen Abwägungsvorrang zu schaffen. Hier muss das Bundesberggesetz (BBergG)\r\nentsprechend spezifiziert werden.\r\nUm die schnelle Bereitstellung der Kapazitäten sicherzustellen und Investitionszeiträume\r\nzu verkürzen, ist mindestens für die Hochlaufphase des Wasserstoffmarktes eine deutlich\r\nvereinfachte Umweltverträglichkeitsprüfung einzuführen. Im Gesetz über die\r\nUmweltverträglichkeitsprüfung (UVPG) und der entsprechenden Verordnung im\r\nBergbau (UVP-Bergbau) muss ebenfalls Rechtssicherheit geschaffen werden, indem die\r\n8 INES, BVES, DVGW (2022)\r\n9 NWR (2022)\r\nBeantragung von Wasserstoffspeichern explizit berücksichtigt wird. Dabei sollten\r\nlangwierige Umweltverträglichkeitsprüfungen, im Falle dass offensichtlich keine\r\nzusätzlichen Immissionen vorliegen, vermieden oder zumindest abgekürzt im Verbund\r\ndurchgeführt werden können. Typischerweise kann es durch die Umstellung der\r\nKavernenspeicher von Erdgas- auf Wasserstoffspeicherung nicht zu höheren negativen\r\nImmissionen kommen. Die schnelle Erteilung einer wasserrechtlichen Genehmigung,\r\netwa zur Entnahme von Frischwasser und zur Einleitung von Sole in Gewässer, ist\r\nebenfalls zu schaffen.\r\nIdealerweise sollte die Bundesregierung im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) eine\r\nAusweitung der in § 43f Absatz 2 Nummer 1 vorgesehenen Anzeigeverfahren für die\r\nUmstellung von Erdgas- auf Wasserstoffleitungen auch auf die Umstellung von Speichern\r\nvornehmen. Umweltverträglichkeitsprüfungen könnten im Rahmen eines solchen\r\nAnzeigeverfahrens vollständig entfallen. Schließlich sollte auch das Bundes-\r\nImmissionsschutzgesetz (BImSchG) bezüglich der Genehmigung von\r\nWasserstoffspeichern präzisiert werden.\r\nFür Erdgasspeicher zugelassene Rahmenbetriebspläne sollten grundsätzlich auch für\r\nden Betrieb mit Wasserstoff weiter gültig bleiben, damit verkürzte und beschleunigte\r\nVerfahren greifen können. Für die genehmigenden Stellen muss ein nachvollziehbarer\r\nKriterienkatalog vorliegen, aus dem hervorgeht, was die Prüfungsgegenstände sind,\r\nwelche maßgeblichen Grenzwerte einzuhalten sind und bei Vorliegen welcher\r\nVoraussetzung eine Genehmigung zu erteilen ist. So wird eine einheitliche Auslegung des\r\nGenehmigungsrechts sichergestellt und die zukünftig weiter erforderlichen\r\nGenehmigungsverfahren könnten - unter Wahrung der Rechtssicherheit - erheblich\r\nbeschleunigt werden.\r\nAbsicherung der erneuerbaren Energieversorgung\r\nWasserstoff wird im Zuge des Hochlaufs zu einem essenziellen Teil des Energiesystems\r\nund damit zu einer systemkritischen Komponente. Die Bundesregierung ist deshalb\r\ngefordert, ähnlich der Absicherung der Erdölversorgung durch das\r\nErdölbevorratungsgesetz (EBVG), die Daseinsfürsorge auf die Bevorratung von\r\nerneuerbaren Gasen und Flüssigkeiten und insbesondere auf grünen Wasserstoff\r\nauszudehnen.\r\nDer DWV begrüßt es daher, dass in der Fortschreibung der Nationalen\r\nWasserstoffstrategie (NWS) die Möglichkeit der Einrichtung einer Wasserstoffreserve\r\nexplizit genannt wird. Der DWV spricht sich insbesondere dafür aus, die\r\ndiskriminierungsfreie Bereitstellung von Speicherkapazitäten kurzfristig im erforderlichen\r\nUmfang auszuschreiben. In Analogie zum Ansinnen eines\r\nEnergiebevorratungsgesetzes sollte dabei die Absicherung der Energieversorgung für\r\nunvorhersehbare Ereignisse zukünftig mit ausschließlich erneuerbaren Energien\r\nberücksichtigt werden.\r\nFür die Absicherung der erneuerbaren Energieversorgung in unvorhersehbaren\r\nEreignissen braucht es unter anderem die flächendeckende Definition von „multiuse“-\r\nResilienzspeichern für erneuerbare Energieträger. Solche Speicher sollten\r\ndergestalt reguliert sein, dass Speichernutzer verpflichtet sind, einen Teil der von ihnen\r\ngebuchten Speicherscheiben zur Vorhaltung einer Reserve zur Verfügung zu stellen.\r\nDies ist mit dem zunehmenden Ausbau der Netz- und Speicherinfrastruktur auf das\r\ngesamte Bundesgebiet zu erweitern. Dies ist im Hinblick auf Risiken wie Cyberattacken,\r\nAngriffe auf Pipelines und andere externe Schockfaktoren in einer zunehmend\r\nunsichereren Welt in Betracht zu ziehen und in Einklang mit den Zielstellungen aus der\r\nNationalen Sicherheitsstrategie der Bundesregierung zu bringen. Die Absicherung der\r\nEnergieversorgung vor Krisen und gegen nicht kalkulierbare Risiken ist im öffentlichen\r\nInteresse und bedarf somit einer Regulierung durch den Staat. Dabei sollte nicht nur die\r\nSpeicherung von elementarem Wasserstoff in Betracht kommen, sondern auch von\r\nDerivaten wie Ammoniak oder Methanol.\r\nDie ausreichende Verfügbarkeit von Erdgas-Speicherkapazitäten muss beim\r\nparallelen Aufbau von Wasserstoff-Speicherkapazitäten gewährleistet sein. Insbesondere\r\nsind aus diesem Grund alle Speicherbetreiber zu ermächtigen, Speicher für Wasserstoff,\r\nder mit erneuerbaren Energien erzeugt worden ist, umzuwidmen, neu zu bauen und zu\r\nbetreiben. Allerdings könnten weitere staatliche Vorschriften zur Erdgasspeicherung über\r\n2025 hinaus zu Zielkonflikten bei der Erfüllung beider Aufgaben führen. Daher bedarf es\r\neiner Koordination mit dem noch bestehenden Speicherbedarf im Erdgas- sowie im\r\nErdölmarkt – insbesondere unter dem Gesichtspunkt des Erhalts der\r\nVersorgungssicherheit. Dafür müssen die Vorgaben für zu speicherndes Erdgas, sollten\r\ndie Füllstandsvorgaben in der Gasspeicherfüllstandsverordnung über 2025 hinaus\r\nbestehen bleiben, an den zu erwartenden sinkenden Erdgasbedarf angepasst werden.\r\nDie Bundesregierung sollte daher in einem Speicher-Fahrplan verbindlich festlegen, wie\r\ndie Umstellung der Speicherung von Gasen im Energiesystem im Einklang mit den\r\nKlimazielen für 2030 und 2045 verlaufen soll. Nur so kann eine ausreichende\r\nPlanungssicherheit für die vorübergehend gleichzeitige Nutzung von Erdgas und\r\nWasserstoff hergestellt werden. Dabei ist das Tätigen der notwendigen Investitionen in\r\ndie Umrüstung und den Neubau von Speichern, die Versorgungssicherheit und\r\nBezahlbarkeit des Wasserstoffs für die Verbraucher sicherzustellen.\r\nDiskriminierungsfreier Zugang zu Speicherkapazitäten\r\nDer DWV begrüßt das Ansinnen der Europäischen Kommission, den\r\ndiskriminierungsfreien Zugang zu Speichern sicherzustellen. Stand jetzt würde nach der\r\nneuen EU-Gasbinnenmarktrichtlinie den Mitgliedstaaten vorgeschrieben, nach\r\nInkrafttreten für einen regulierten Zugang zu Wasserstoffspeichern zu sorgen.\r\nSollte sich die Bundesregierung dafür entscheiden, den Zugang zu Speichern vorerst auf\r\nVerhandlungsbasis auszugestalten, ist es notwendig, diskriminierungsfreie Bedingungen\r\nsicherzustellen. Angesichts des Marktdesigns der künftigen Wasserstoffwirtschaft, in der\r\ndeutlich mehr kleine Erzeuger den Betreibern der Speicherinfrastruktur gegenüberstehen,\r\nwäre ein regulierter Zugang über einen Tarifkatalog der unabhängigen\r\nRegulierungsbehörde grundsätzlich eine sinnvolle Lösung. Die Bundesregierung bzw. die\r\nBundesnetzagentur, sollte daher nach Inkrafttreten der EU-Richtlinie schnell die\r\nFormalitäten regeln, damit alle Marktteilnehmer Planungs- und Investitionssicherheit\r\nhaben.\r\nDas Ziel der unternehmensrechtlichen Entflechtung des Betriebs von\r\nWasserstoffinfrastruktur darf nicht dazu führen, dass Investitionen in die Infrastruktur\r\nund deren Aus- bzw. Umbau ausbleiben. Ein diskriminierungsfreier Zugang zu\r\nWasserstoffspeichern und –netzen muss sichergestellt werden.\r\nFinanzierung und attraktive Konditionen zur Speichernutzung\r\nsicherstellen\r\nDamit Wasserstoffspeicher ihre Rolle im künftigen erneuerbaren Energiesystem\r\neinnehmen können, müssen auch die finanziellen Rahmenbedingungen und Anreize\r\ngegeben sein. Das gilt zum einen für die Errichtung der Infrastruktur. Zum anderen muss\r\ndas Problem gelöst werden, dass die bestehenden Strom- und Gasnetzentgelte einem\r\nwirtschaftlichen Betrieb der Speicher im Wege stehen.\r\nÄhnlich wie bei der Finanzierung des Kernnetzes stellt sich im privatwirtschaftlichen\r\nAusbau der Speicherkapazitäten das Problem prohibitiv hoher Nutzungsentgelte für\r\ndie „first mover“ in der Wasserstoff-Marktwirtschaft. Dieses Problem würde durch die\r\nÜbernahme der Bereitstellung erster Speicherkapazitäten durch staatlich beauftragte\r\nAkteure entschärft. Dennoch reichen diese Kapazitäten nur für die Zeit bis 2030 aus. Der\r\nAufbau der Wasserstoffspeicher muss daher durch ökonomische Instrumente sinnvoll\r\nangereizt und gleichzeitig der Übergang von der Erdgas- in die Wasserstoff-\r\nMarktwirtschaft gestaltet werden. Eine Möglichkeit kann dabei ein Modell auf Basis von\r\nAusschreibungen sein.\r\nFür die Speicherplanung würden nach einem solchen Modell jährlich bereitzustellende\r\nWasserstoff-Speicherkapazitäten im Rahmen des Fahrplans für den Speicherhochlauf für\r\ndie Dauer mehrerer Jahre ausgeschrieben. Die Ausschreibungsmengen ergeben sich\r\naus dem für eine gesicherte erneuerbare Energieversorgung zu erwartenden\r\nSpeicherbedarf. Maßgeblich für ein Ausschreibungsmodell auf der Basis von Contracts\r\nfor Difference (CfD) wäre die Festlegung von Referenzerlösen im Rahmen einer\r\nErlösuntergrenze (Abdeckung von Kapitalkosten und fixen Betriebskosten) sowie einer\r\nErlösobergrenze, die auch variable Betriebskosten umfasst. Die Unternehmen geben\r\ndann Gebote auf einen Referenzerlös ab. Das Modell reizt die Errichtung und den Betrieb\r\nvon Speichern dadurch effektiv an, dass Speicherbetreiber einen Teil der Mehrerlöse\r\ngegenüber dem Referenzerlös bis hin zur definierten Obergrenze behalten dürfen. Solche\r\nCfD könnte der Staat für eine Dauer von 10-15 Jahren schließen. Durch die\r\nMöglichkeit, einen Teil der Mehrerlöse oberhalb des vereinbarten Preises einzubehalten,\r\nbesteht ein ausreichender Anreiz für die Speicherbetreiber, ihre Kapazitäten wirtschaftlich\r\nzu betreiben und zu vermarkten10. Das Modell ist im Falle der Umrüstung von Speichern\r\n10 Vgl. Modell in INES (2023): „Positionspapier - Vorschläge für einen Marktrahmen zur Entwicklung von\r\nWasserstoffspeichern“ S. 16 f. (https://energien-speichern.de/wp-content/uploads/2023/10/20231006_INESPositionspapier_\r\nVorschlaege-Marktrahmen_Entwicklung-H2-Speicher.pdf)\r\nso auszugestalten, dass etwaige Wettbewerbsverzerrungen durch die Nutzung von\r\nRückstellungen zur bergrechtlichen Verschließung vermieden werden.\r\nEs sollte zudem angestrebt werden, die Definition von Anlagen zur Speicherung\r\nelektrischer Energie im Sinne des absehbar verlängerten § 118 Absatz 6 EnWG\r\nrechtssicher auf Wasserstoffspeicher auszuweiten. Hiermit sollte dem Umstand Rechnung\r\ngetragen werden, dass es sich bei Speichern nicht um klassische Netzkunden handelt.\r\nSpeicher haben einen gesamtsystemischen Nutzen, ähnlich wie Anlagen zur Elektrolyse\r\nvon Wasser, mit denen grüner Wasserstoff hergestellt wird. Diese sind ebenfalls von dem\r\nPassus umfasst.\r\nBeimischung ermöglichen, Grünen Wasserstoff speicherbar machen\r\nFür den Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft ist die einwandfreie und\r\nlückenlose Nachweisbarkeit der Nachhaltigkeit des hergestellten Wasserstoffs essenziell.\r\nDas gilt umso mehr, als dass in Wasserstoffspeichern vorübergehend Wasserstoff aus\r\nunterschiedlichsten Produktionsverfahren zusammen vermischt und dann wieder\r\nentnommen wird. Für grünen Wasserstoff ist dabei entscheidend, dass eingespeicherte\r\ngrüne Moleküle auch bei der Ausspeicherung ihre nachhaltige Eigenschaft beibehalten. Ist\r\ndies nicht gewährleistet, kann das die gesamte grüne Wasserstoff-Marktwirtschaft zum\r\nErliegen bringen.\r\nDaher ist die Ausstellung von Herkunftsnachweisen, die die grüne Eigenschaft von\r\nWasserstoff belegen, auch im Hinblick auf die Ein- und Ausspeicherung von Molekülen\r\nvon größter Bedeutung. Dabei ist es wichtig, dass eine bilanzielle Anrechnung bei der\r\nEntnahme von grünem Wasserstoff aus Speichern möglich ist, grüner Wasserstoff also\r\nnicht physisch ausgespeichert worden sein muss. Zudem müssen die Verordnungen auf\r\nBasis des 2022 beschlossenen Herkunftsnachweisregistergesetzes (HKNG) so\r\nausgestaltet sein, dass eine anfängliche Beimischung von grünem Wasserstoff ins\r\nGasnetz möglich ist.\r\nEmpfehlungen für eine Speicherstrategie der Bundesregierung\r\nDer DWV begrüßt, dass die Bundesregierung ein Konzept für\r\nWasserstoffspeicher angekündigt hat. Angesichts der langen Vorlaufzeiten für die\r\nPlanung, Genehmigung und Errichtung solcher Infrastrukturen muss dieses Konzept\r\nnoch 2023 vorgelegt und in die Umsetzung gegeben werden. Eine\r\nSpeicherstrategie muss dabei Speicherbedarfe vorgeben, und Problematiken von\r\nPlanungs- und Genehmigungsverfahren bis hin zur Finanzierung adressieren. Aus Sicht\r\ndes DWV sollte ein Konzept der Bundesregierung folgende Punkte aufgreifen:\r\n1. Für den Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft werden in Deutschland\r\nschon 2030 nennenswerte Speicherkapazitäten bis zu einem mittleren\r\neinstelligen TWh-Bereich benötigt. Die Langfristszenarien des BMWK zeigen,\r\ndass über 2030 hinaus der Bedarf an Wasserstoff-Speicherkapazitäten rasant auf\r\n74 bis 105 TWh ansteigen wird. Hierbei sind zusätzliche Bedarfe, die aus der\r\nangekündigten Kraftwerksstrategie des BMWK entstehen, noch nicht\r\nberücksichtigt. Aufgrund ihrer geologischen Beschaffenheit und der Flexibilität der\r\nFahrweise ist ein Fokus auf die Speicherung von Wasserstoff in\r\nSalzkavernen zu legen.\r\n2. Die Umrüstung bestehender Speicheranlagen, in denen derzeit Erdgas oder\r\nErdöl gespeichert werden, muss schnell forciert werden, da diese Maßnahme mit\r\netwa fünf Jahren im Vergleich zur Neuerrichtung schneller zu realisieren ist und\r\neine bessere Kostenbilanz aufweist. Es besteht dabei ein Potenzial von bis zu 32\r\nTWh. Der Neubau inkl. Solung neuer Salzkavernen muss aufgrund der langen\r\nVorlaufzeiten von aktuell ca. zehn Jahren schon jetzt mitgedacht und angegangen\r\nwerden, da nach 2030 die Speicherbedarfe stark ansteigen und die Volumina der\r\numgerüsteten Erdgaskavernen nicht ausreichen werden. Gleichzeitig muss die\r\nausreichende Anbindung von Speichern an die Wasserstoff-Netzinfrastruktur\r\nsichergestellt und geschaffen werden.\r\n3. Die ausreichende Verfügbarkeit von Erdgas-Speicherkapazitäten muss beim\r\nparallelen Aufbau von Wasserstoff-Speicherkapazitäten gewährleistet sein.\r\nWeitere staatliche Vorschriften zur Erdgasspeicherung über 2025 hinaus könnten\r\nzu einem Zielkonflikt mit dem Ausbau der Wasserstoffspeicherinfrastruktur\r\nführen. Die Bundesregierung sollte daher in einem\r\nWasserstoffspeicherfahrplan anhand einer Bedarfs- und Resilienz-Analyse\r\ndarstellen, wie und wann die Umstellung der Speicherung von Gasen im\r\nEnergiesystem im Einklang mit den Klimazielen für 2030 und 2045 verlaufen soll\r\nund so Planungssicherheit für die vorübergehend parallele Verwendung von\r\nErdgas und Wasserstoff herstellen. Angesichts der Nutzungskonkurrenz ist der\r\nNeubau von Wasserstoffspeichern von besonderer Bedeutung zur Gewährleistung\r\nder Versorgungssicherheit und analog zur Umrüstung entsprechend anzureizen.\r\n4. Prioritär muss in einer ersten Phase - etwa bis 2030 - die ausreichende\r\nBereitstellung von Speicherkapazitäten und der diskriminierungsfreie Zugang für\r\nalle Marktakteure sein. Dazu müssen bestehende Kavernen frühzeitig ertüchtigt\r\nwerden. Die Bundesregierung könnte in einer ersten Phase des Hochlaufs die\r\nbenötigten Speicherkapazitäten im mittleren einstelligen TWh-Bereich\r\nanhand eines Speicherfahrplans auf der Grundlage einer Bedarfs- und Resilienz-\r\nAnalyse ausschreiben, um den Ausbau anzureizen. Hieran teilnehmen darf, wer\r\nmit seiner bestehenden Infrastruktur einer Regulierung zustimmt, die den\r\nunmittelbaren diskriminierungsfreien Zugang zu den Kapazitäten für alle\r\nMarktakteure ermöglicht. Dabei sind alle möglichen Speicherstandorte, ob in\r\nprivater oder öffentlich-rechtlicher Hand, zu berücksichtigen und\r\ndiskriminierungsfreie Teilnahme für alle potenzielle Akteure an den\r\nAusschreibungen zu ermöglichen. Die bezuschlagten Bietenden sollen dann vom\r\nStaat mit der Schaffung der Wasserstoff-Speicherkapazitäten beauftragt werden.\r\nDafür kann ihnen das Recht eingeräumt werden, gebildete Rückstellungen zur\r\nbergrechtlichen Verschließung zur Umrüstung auf Wasserstoffspeicherung zu\r\nnutzen. Dabei ist auf die individuelle Situation der Bezuschlagten Rücksicht zu\r\nnehmen, je nachdem, wie schnell die jeweiligen Rückstellungen verfügbar\r\ngemacht werden können. In jedem Fall müssten bezuschlagte Bieter deutlich\r\nvereinfachte und beschleunigte Genehmigungsverfahren durchlaufen dürfen. Eine\r\nstaatliche Bürgschaft wäre ergänzend vonnöten, um die angesparten Reserven für\r\ndie bergbaurechtliche Verschließung der Kavernen für den Fall abzusichern, in\r\ndem die Reserve nicht über Speichernutzungsentgelte aus dem Speicherbetrieb\r\nmit Wasserstoff wieder angespart werden kann.\r\n5. Der Aufbau der Wasserstoffspeicherinfrastruktur muss nach einer ersten\r\nPhase durch ökonomische Instrumente sinnvoll angereizt und gleichzeitig der\r\nÜbergang von der Erdgas- in die Wasserstoff-Marktwirtschaft gestaltet werden.\r\nEine Möglichkeit kann dabei ein Modell auf der Basis von Contracts for\r\nDifference (CfD) sein. Vorzunehmen wäre die Festlegung von Referenzerlösen\r\nim Rahmen einer Erlösuntergrenze (Abdeckung der Kapitalkosten und fixen\r\nBetriebskosten) sowie einer Erlösobergrenze, die auch variable Betriebskosten aus\r\ndem tatsächlichen Speicherbetrieb umfasst. Die Unternehmen geben dann Gebote\r\nauf einen Referenzerlös ab. Das Modell reizt die Errichtung und den Betrieb von\r\nSpeichern dadurch effektiv an, dass Speicherbetreiber einen Teil der Mehrerlöse\r\ngegenüber dem Referenzerlös bis hin zur definierten Obergrenze behalten dürfen.\r\nSolche CfD könnte der Staat für eine Dauer von 10-15 Jahren schließen. Durch\r\ndie Möglichkeit, einen Teil der Mehrerlöse oberhalb des vereinbarten Preises\r\neinzubehalten, besteht ein ausreichender Anreiz für die Speicherbetreiber, ihre\r\nKapazitäten wirtschaftlich zu betreiben und zu vermarkten.\r\n6. In Analogie zum Ansinnen eines Energiebevorratungsgesetzes sollte dabei die\r\nAbsicherung der Energieversorgung für unvorhersehbare Ereignisse zukünftig mit\r\nausschließlich erneuerbaren Energien mit berücksichtigt werden. Für die\r\nAbsicherung der erneuerbaren Energieversorgung in unvorhersehbaren\r\nEreignissen braucht es die flächendeckende Definition von „multi-use“-\r\nResilienzspeichern von erneuerbaren Energieträgern. Solche Speicher sollten\r\ndergestalt reguliert sein, dass Speichernutzer einen Teil der von ihnen gebuchten\r\nSpeicherscheiben zur Vorhaltung einer Reserve zur Verfügung zu stellen. Dies ist\r\nmit dem zunehmenden Ausbau der Netz- und Speicherinfrastruktur auf das\r\ngesamte Bundesgebiet zu erweitern. Die Vorhaltung erneuerbarer Energieträger\r\nist gerade im Hinblick auf Risiken wie Cyberattacken, Angriffe auf Pipelines und\r\nandere externe Schockfaktoren in einer zunehmend unsichereren Welt in Betracht\r\nzu ziehen und in Einklang mit den Zielstellungen aus der Nationalen\r\nSicherheitsstrategie der Bundesregierung zu bringen. Die Absicherung der\r\nEnergieversorgung vor Krisen und gegen nicht kalkulierbare Risiken ist im\r\nöffentlichen Interesse und bedarf somit einer Regulierung durch den Staat.\r\n7. Neben zentralen Großspeichern sollten ebenso für eine resiliente\r\nEnergieversorgung dezentrale und innovative Speicher- und Insellösungen\r\nim Speicherkonzept der Bundesregierung berücksichtigt werden Dies gilt ebenfalls\r\nfür die Berücksichtigung in zukünftigen Förderprogrammen.\r\n8. Das Ziel der unternehmensrechtlichen Entflechtung des Betriebs von\r\nWasserstoffinfrastruktur darf nicht dazu führen, dass Investitionen in die\r\nInfrastruktur und deren Aus- bzw. Umbau ausbleiben. Ein\r\ndiskriminierungsfreier Zugang zu Wasserstoffspeichern und –netzen ist\r\nsicherzustellen.\r\n9. Die Planungs- und Genehmigungsverfahren sind insbesondere hinsichtlich\r\nnaturschutz- und wasserrechtlicher Aspekte für die privatwirtschaftliche\r\nErrichtung von Speichern deutlich zu straffen. Umrüstung und Neubau von\r\nWasserstoffspeichern sollten planungsrechtlich als im überragenden\r\nöffentlichen Interesse deklariert werden. Für die genehmigenden Stellen muss\r\nein nachvollziehbarer Kriterienkatalog vorliegen, aus dem hervorgeht, was die\r\nPrüfungsgegenstände sind, welche maßgeblichen Grenzwerte einzuhalten sind und\r\nbei Vorliegen welcher Voraussetzung eine Genehmigung zu erteilen ist.\r\n10. Um die schnelle Bereitstellung der Kapazitäten sicherzustellen und\r\nInvestitionszeiträume zu verkürzen, ist mindestens für die Hochlaufphase des\r\nWasserstoffmarktes eine deutlich vereinfachte Umweltverträglichkeitsprüfung\r\nsowie ggf. die schnelle Erteilung einer wasserrechtlichen Genehmigung, etwa zur\r\nEntnahme von Frischwasser und zur Einleitung von Sole in Gewässer einzuführen.\r\nDas Umweltverträglichkeitsprüfungs-Gesetz (UVPG) und die entsprechende\r\nVerordnung im Bergbau (UVP-Bergbau) müssen um die Belange der zukünftigen\r\ngrünen Energiewirtschaft angepasst werden, indem die Beantragung von\r\nWasserstoffspeichern explizit berücksichtigt wird. Die Bundesregierung sollte\r\nzudem im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) eine Ausweitung der in § 43f\r\nAbsatz 2 Nummer 1 vorgesehenen Anzeigeverfahren für die Umstellung von\r\nErdgas- auf Wasserstoffleitungen auf die Umstellung von Speichern vornehmen.\r\nFür Erdgasspeicher zugelassene Rahmenbetriebspläne sollten grundsätzlich\r\nauch für den Betrieb mit Wasserstoff gültig bleiben, damit verkürzte und\r\nbeschleunigte Verfahren greifen könnten.\r\n11. Die Ausstellung von Herkunftsnachweisen, die die grüne Eigenschaft von\r\nWasserstoff belegen können, ist auch im Hinblick auf die Ein- und Ausspeicherung\r\nvon Molekülen von größter Bedeutung. Dabei ist es wichtig, dass eine bilanzielle\r\nAnrechnung bei der Entnahme von grünem Wasserstoff aus Speichern\r\nmöglich ist. Zudem müssen die Verordnungen auf Basis des 2022 beschlossenen\r\nHerkunftsnachweisregistergesetzes (HKNG) so ausgestaltet sein, dass eine\r\nanfängliche Beimischung von grünem Wasserstoff ins bestehende Gasnetz\r\nmöglich ist.\r\n12. Stromnetzentgelte stehen einem wirtschaftlichen Betrieb von\r\nWasserstoffspeichern im Wege. Um die Rolle der Speicher für das\r\nEnergiesystem zu betonen, sollte die Definition von Anlagen zur Speicherung\r\nelektrischer Energie im Sinne des absehbar verlängerten § 118 Absatz 6 EnWG\r\nrechtssicher auf Wasserstoffspeicher ausgeweitet werden."},"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":"2024-04-12"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000679","regulatoryProjectTitle":"Anwendung von grünem Wasserstoff im Verkehrssektor durch THG-Quote sicherstellen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a0/4e/353106/Stellungnahme-Gutachten-SG2409120006.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Gemeinsam hatten wir es nach viel Anstrengungen geschafft, dass das BMUV die 37. BImSchV vorgelegt hat und im anschließenden parlamentarischen Verfahren sogar den Anrechnungstermin auf den 01.07.2024 vorgezogen hat. Ein großer Erfolg!\r\n\r\nLeider hat das BMUV sich seit dem weder bei der EU-Kommission für ein Zertifizierungssystem nachhaltig eingesetzt, noch einen Antrag für ein vorgezogenes nationales Zertifizierungssystem, so wie es Dänemark gemacht hat, bemüht. Herr vom BMUV hat sich nach meiner Hilfe-Mail der Sache angenommen, aber seit nun mehr als einer Woche ist nichts weiteres passiert.\r\n\r\nFaktisch ist somit weder die Anrechnung von RFNBO noch die Anrechnung von in FCEV vertanktem grünem Wasserstoff möglich. Die Branche hatte die wirtschaftlichen Effekte jedoch bei ihren Geschäftsmodellen mit einkalkuliert. Der Schaden ist immens (pro kg H2 bei der vorgesehen 3fach Anrechnung zwischen 3,5 und 8 EUR => Schaden für eine 10 MW Anlage pro Monat ca. 230.000 bis 550.000 EUR), insbesondere da selbst bei einer späteren Anerkennung eines Zertifizierungssystems und der Erfüllung der Anforderungen für die bereits in den Verkehr gebrachten Wasserstoffmengen keine rückwirkende Ausstellung von THG-Zertifikaten vorgesehen ist. \r\n\r\nDamit läuft die 37. BImSchV in Bezug auf RFNBOs ins leere. Das Vertrauen der betroffenen Wirtschaftsteilnehmer ist erschüttert und der Schaden für die deutsche Wasserstoffwirtschaft ist enorm. Insbesondere natürlich, da gerade hier keine Fördermittel gebaucht würden.\r\n\r\nDie schnelle Lösung wäre, dass das BMUV unmittelbar und ohne jegliche weitere Verzögerung einen Antrag für ein nationales vorgezogenes Zertifizierungssystem bei der EU beantragt. Ebenso sollte eine Ausnahmeregelung erlassen werden, die eine nachträgliche Ausstellung von THG-Zertifikaten ab dem 01.07.2024 ermöglicht. Da das UBA, nach Aussagen des BMUV, aktuell überlastet für einen entsprechenden Vorschlag wäre, besteht sicherlich die Möglichkeit unabhängige Akteure wie zum Beispiel LBST oder Fraunhofer ISE mit der Entwicklung zu beauftragen. Entsprechende Vorarbeiten sind im Rahmen des Mitarbeit in Certify getätigt worden.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-08-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000679","regulatoryProjectTitle":"Anwendung von grünem Wasserstoff im Verkehrssektor durch THG-Quote sicherstellen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/82/a8/499979/Stellungnahme-Gutachten-SG2503260100.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":"RED III - Umsetzung der Verkehrsziele der Erneuerbare-Energien-Richtlinie in nationales Recht\r\nDie im November 2023 auf europäischer Ebene verabschiedete dritte Novelle der Erneuer-bare-Energien-Richtlinie (EU 2023/2413), kurz RED III, adressiert unter anderem den Hochlauf erneuerbarer Kraftstoffe im Verkehr. Dies ermöglicht es, neben dem Bestand an Fahrzeugen mit Verbrennungsmotor, perspektivisch mehr Fahrzeuge klimaneutral zu be-treiben und somit den Markthochlauf Brennstoffzellen im Verkehr anzuregen.\r\nDer Verkehrssektor ist zentral für die Einhaltung der Klimaziele, da dort erhebliche Emis-sionen entstehen. Je weniger in diesem Sektor eingespart wird, desto mehr muss in den übrigen Bereichen eingespart werden. Erneuerbarer Wasserstoff kann aufgrund seiner gu-ten Transportfähigkeit und schnellen Vertankung einen wesentlichen Beitrag zur Reduzie-rung von fossilen Emissionen in der Mobilität und insbesondere im Schwerlastverkehr an Land, zu Wasser und in der Luft beitragen.\r\nDer Deutsche Wasserstoff-Verband (DWV) unterstützt das gesetzlich verankerten Ziel der Klimaneutralität bis zum Jahr 2045. Zum Erreichen der Klimaziele im Verkehr und der dafür erforderlichen Integration erneuerbarer Energien werden alle verfügbaren Optionen benö-tigt. Erneuerbare Kraft- und Brennstoffe nicht biogenen Ursprungs (RFNBO) sind ein zent-raler Baustein zur Dekarbonisierung in den Bereichen Straßen-, Luft- und Schiffsverkehr.\r\nFür die Transformation des Mobilitätsbereichs ist die Verwendung von Kraftstoffen auf Basis von grünem Wasserstoff im Straßen-, Luft, Schiffsverkehr sowie der Einsatz der Brenn-stoffzellentechnologie essenziell und muss entsprechend durch gesetzliche Rahmenbedin-gungen und Förderungen angeschoben werden. Neben der Herstellung von Kraftstoffen bietet die Produktion rund um die Elektrolyse- und Brennstoffzellentechnologie ein um-fangreiches Potenzial für industrielle Wertschöpfung in Deutschland.\r\nNationale Umsetzung der RED III in Deutschland\r\nDen Mitgliedstaaten wird eine Umsetzungsfrist der RED III in nationales Recht bis Mai 2025 gewährt. In der Richtlinie werden unter anderem die Vorgaben der RED II zur Nutzung erneuerbarer Energien im Verkehr und zur Minderung der Treibhausgasmissionen bei Kraft-stoffen weiter angehoben und fortgeschrieben. Für den Bereich Verkehr sind insbesondere die Artikel 25 bis 29 sowie Artikel 20a der RED III von Bedeutung. Darüber hinaus sind bei der nationalen Umsetzung auch die im Herbst 2023 veröffentlichten EU-Verordnungen ReFuelEU Aviation und FuelEUMaritime zu beachten.\r\nIn Deutschland wird die RED III für den Verkehr im Bundes-Immissionsschutzgesetz (BIm-SchG) insbesondere in den §§ 37a-h sowie in den nachgelagerten 37. und 38. Bundes-Immissionsschutzverordnungen (BImSchV) umgesetzt. Eines der zentralen Instrumente zur Reduktion der Treibhausgasemissionen von Kraftstoffen ist in Deutschland die Minde-rung der Treibhausgasquote (THG-Quote).\r\nMinderung der Treibhausgasemissionen im Verkehr\r\nFür eine effektive Steigerung des Anteils erneuerbarer Energien im Verkehr wird in der RED III in Artikel 25 eine Wahlmöglichkeit angeboten: Die Mitgliedstaaten können entwe-der einen Mindestanteil aus erneuerbaren Energien am Endenergieverbrauch im Verkehr von 29 Prozent oder eine Verringerung der Treibhausgasemissionen um mindestens 14,5 Prozent bis zum Jahr 2030 umsetzen. Der DWV spricht sich für die Umsetzung eines am-bitionierten THG-Minderungspfads und damit für die Fortführung des in Deutschland ein-geschlagenen Weges aus.\r\nKonkret fordert der DWV eine reale THG-Minderung von 40 Prozent bis zum Jahr 2030 und darüber hinaus. Die bisherigen Zielvorgaben müssen dementsprechend im Rah-men einer Änderung des BImSchG in §37a Absatz 4 angepasst werden:\r\n1.\r\nab dem Kalenderjahr 2025 15 Prozent,\r\n2.\r\nab dem Kalenderjahr 2026 20 Prozent,\r\n3.\r\nab dem Kalenderjahr 2027 25 Prozent,\r\n4.\r\nab dem Kalenderjahr 2028 30 Prozent,\r\n5.\r\nab dem Kalenderjahr 2029 35 Prozent,\r\n6.\r\nab dem Kalenderjahr 2030 40 Prozent,\r\n7.\r\nab dem Kalenderjahr 2035 65 Prozent,\r\n8.\r\nab dem Kalenderjahr 2040 90 Prozent,\r\n9.\r\nab dem Kalenderjahr 2045 100 Prozent.\r\nDer DWV spricht sich dafür aus, das bestehende System der Mehrfachanrechnungen fortzuführen und weiterzuentwickeln. Das Zusammenspiel von Effizienzfaktoren und Mehr-fachanrechnungen für bestimmte Erfüllungsoptionen muss mindestens bis zum Jahr 2030 beibehalten werden. Die Mehrfachanrechnung stellt ein zentrales Instrument für die Un-terstützung des Hochlaufs der Erfüllungsoptionen strombasierter Kraftstoffe und insbeson-dere grünen Wasserstoff dar. In diesem Zusammenhang muss für grünen Wasserstoff eine Mehrfachanrechnung mit dem Multiplikator 3 beibehalten werden. Die Multiplikatoren müssen auch nach dem Jahr 2030 genutzt werden, um Planungssicherheit für die Erzeu-gung und Anwendung strombasierte Kraftstoffe, insbesondere grünem Wasserstoff, zu ga-rantieren.\r\nIn letzter Zeit herrschte eine enorme Unsicherheit im Markt, da unter anderem unerwartet hohe Importe von Biokraftstoffen aus Asien zu einem erheblichen Überangebot an Erfül-lungsoptionen führte. Der damit einhergehende Preisverfall bei den Quotenerlösen hat be-reits zu Investitionsstopps europäischer Projekte zur Erzeugung fortschrittlicher\r\nBiokraftstoffe geführt. Grundsätzlich ist es möglich, Übererfüllungen der THG-Quote aus der Vergangenheit anzusparen und später anrechnen zu lassen. Diese Option hat die Bundesregierung für die Jahre 2025 und 2026 ausgesetzt. Somit können Verpflich-tete in den Jahren 2025 und 2026 zur Erfüllung ihrer Verpflichtung nur Erfüllungsoptionen nutzen, die in diesen Jahren eingesetzt wurden.\r\nMit dieser Sofortmaßnahme sichert das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nuk-leare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) den Zielpfad für THG-Minderungen im Kraftstoffbereich ab und stärkt die Nachfrage nach klimaneutralen Alternativen zu fossilen Kraftstoffen. Auf diese Weise soll die jährliche THG-Minderung bei Kraftstoffen auf den vom BImSchG festgelegten Zielpfad geführt und Investitionsanreize geschaffen werden, um die Ziele im Jahr 2030 zu erreichen. Die THG-Minderungen aus den Erfüllungsjahren 2025 und 2026 verfallen hingegen nicht, sondern können ab 2027 wieder zur Anrechnung gebracht werden. Der DWV begrüßt, dass die Bundesregierung bereits jetzt im Rahmen der Ände-rung der 38. BImSchV insbesondere die zu erwartende hohe Menge an Übererfüllungen im Jahr 2027 berücksichtigt.\r\nVerbindliche Unterquote für RFNBO-Kraftstoffe\r\nDer DWV fordert eine Erhöhung der in der RED III angelegten verbindlichen Unterquote für RFNBO. Im Rahmen der Planungssicherheit muss bei der Ausgestaltung der Quote ein Pfad über das Jahr 2030 hinaus berücksichtigt werden.\r\nDie RFNBO-Unterquote sollte wie folgt ausgestaltet werden:\r\n1.\r\nab dem Kalenderjahr 2025 0,05 Prozent,\r\n2.\r\nab dem Kalenderjahr 2026 0,1 Prozent,\r\n3.\r\nab dem Kalenderjahr 2027 1,0 Prozent,\r\n4.\r\nab dem Kalenderjahr 2028 2,0 Prozent,\r\n5.\r\nab dem Kalenderjahr 2029 3,5 Prozent,\r\n6.\r\nab dem Kalenderjahr 2030 5,0 Prozent,\r\n7.\r\nab dem Kalenderjahr 2035 10,0 Prozent,\r\n8.\r\nab dem Kalenderjahr 2040 15,0 Prozent.\r\nZusätzlich zu einer ambitionierten Unterquote ist es wichtig, den Hochlauf der Produktion von RFNBO durch die Fortführung der Mehrfachanrechnung an die THG-Minderung anzu-reizen. Der DWV fordert, dass die in §14 der 38. BImSchV vorgesehenen energetischen Mindestanteile für die Übererfüllung bei fortschrittlichen Biokraftstoffen äquivalent auch für strombasierte Kraftstoffe wie grünen Wasserstoff, gelten.\r\nZur Erhöhung der Glaubwürdigkeit wäre im Fall der Nichterfüllung der Unterquote eine Pönale denkbar. Somit könnte ein Anreiz geschaffen werden, die Unterquote schnellst-möglich zu erfüllen und ambitioniert zu verfolgen. Hierbei ist zu beachten, dass die Pönale nicht als Erfüllungsoption gelten, um einer Umgehung der Unterquote vorzubeugen.\r\nAusweitung des Quotenhandels\r\nDie Bestimmungen für Kraftstoffanbieter nach Artikel 25 RED III richten sich künftig neben den Inverkehrbringern von Otto- und Dieselkraftstoffen an alle Inverkehrbringer von Kraft-stoffen, einschließlich Flug- und Schiffsverkehr. Vor diesem Hintergrund begrüßt der DWV die Ausweitung der Verpflichteten im Quotenhandel auf Inverkehrbringer von fossilen Kraft- und Treibstoffen für die Bereiche Luftfahrt sowie Binnen-, Küsten- und Hochsee-schifffahrt.\r\nMit der Erweiterung der verpflichteten Verkehrssektoren muss einer möglichen Konkurrenz zwischen den Sektoren entgegengewirkt werden. Ziel muss es sein, in allen Sektoren gleichermaßen die stufenweise Dekarbonisierung anzureizen. Die Einführung von separa-ten Quotenanwendungen verhindert eine zu starke Konkurrenz zwischen den Sektoren. Folglich sollte die THG-Quote für in Verkehr gebrachten Otto- und Dieselkraftstoffe im Stra-ßen-, Schienen- und Binnenschiffsverkehr gelten, wobei die ReFuelEU Aviation und FuelEUMaritime-Verordnungen für die Luftfahrt sowie die Hochseeschifffahrt Anwendung finden.\r\nKernforderungen im Überblick\r\n➢\r\nEine reale THG-Minderung um mindestens 40 Prozent bis 2030 zur ambitio-nierten Reduktion der Treibhausgasemissionen von Kraftstoffen und der Steige-rung der Anteile von erneuerbaren Energien im Verkehr.\r\n➢\r\nDie Einführung einer verbindlichen RFNBO-Unterquote von 5 Prozent bis zum Jahr 2030.\r\n➢\r\nSeparate Ausweitung des Quotenhandels auf weitere Sektoren von fossilen Kraft- und Treibstoffen in den Bereichen Luft- und Schiffsverkehr zur Vermeidung von Konkurrenz.\r\nBerlin, 9. Januar 2025\r\nKontakt: Friederike Lassen Vorständin politik@dwv-info.de\r\nJannis André\r\nConsultant Political Affairs\r\nandre@dwv-info.de\r\nDer Deutsche Wasserstoff-Verband e.V. (DWV) vertritt seit 1996 die Interessen seiner Mitglieder für die Förderung eines schnellen Markthochlaufs des Energieträgers Wasserstoff und der Brennstoff-zellentechnologie. Das Ziel ist, die grüne Wasserstoff-Marktwirtschaft als Bestandteil einer nachhalti-gen, wirtschaftlichen und versorgungssicheren Energiewirtschaft voranzutreiben. So können die Kli-maziele effizient erreicht und gleichzeitig der Erhalt der Versorgungssicherheit und des Industrie-standorts Deutschland sowie der EU gewährleistet werden. Wasserstoff, der mit erneuerbaren Ener-gien erzeugt wird, nimmt dabei eine entscheidende zentrale Rolle ein.\r\nIm Mittelpunkt der Verbandsaktivitäten stehen die Implementierung und Optimierung der erforderli-chen marktwirtschaftlichen, technologischen und ordnungsrechtlichen Rahmenbedingungen für die Wasserstoffwirtschaft in den Bereichen Anlagenbau, Erzeugung, Transportinfrastruktur und Anwen-dungstechnologien. Um diese Herausforderungen global zu lösen, setzt sich der DWV auch für eine internationale nachhaltige Zusammenarbeit ein. Unsere 400 persönlichen Mitglieder und über 180 Mitgliedsinstitutionen und -unternehmen stehen für bundesweit mehr als 1,5 Millionen Arbeitsplätze. Der Verband repräsentiert somit einen bedeutenden Teil der deutschen Wirtschaft."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-01-10"},{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-03-14"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000681","regulatoryProjectTitle":"Maßnahmen zum Hochlauf der grünen Wasserstoffwirtschaft","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/38/1a/273559/Stellungnahme-Gutachten-SG2405020013.pdf","pdfPageCount":39,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"\r\n 2024 \r\nAUFLAGE \r\n#1 \r\nHyGuide \r\n2030 \r\nDeutschlands Weg zur \r\nWasserstoff-Marktwirtschaft \r\n85 Maßnahmen \r\nfür den Hochlauf2 3 \r\n \r\nVorwort \r\nSo gelingt der grüne \r\nHochlauf der \r\nWasserstoff- Marktwirtschaft \r\nin Deutschland! \r\nLiebe Leserinnen und Leser, \r\nes besteht große Einigkeit unter Experten, dass der Erfolg der Energiewende und das Erreichen der Klimaziele von dem Aufbau einer grünen Wasserstoffwirtschaft abhängig ist. Der Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft befindet sich in einer entscheidenden Phase. Die Politik ist jetzt gefordert, verlässliche und investitions-sichere Rahmenbedingungen zu schaffen. Nur so wird es gelingen, einerseits die Klimaziele zu erreichen und andererseits Deutschland zum globalen Leitmarkt der Wasserstoffindustrie zu entwickeln. Mit dem hier vorgestellten HyGuide 2030 zeigt der Deutsche Wasserstoff-Verband (DWV) auf, wie der Hochlauf und die Etablierung einer grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft in Deutschland gelingen kann. \r\nAuf europäischer und nationaler Ebene hat die Politik ambitionierte Ziele für die erforderliche Transformation der gesamten Energiewirtschaft vorgegeben. Akteure aus Industrie, Mobilität und Energiewirtschaft stehen bereit, diese Ziele in konkrete Projekte umzumünzen. Doch dabei stoßen sie immer wieder auf Hindernisse: zeitaufwendige Genehmigungen, sich verzögernde Förderbescheide und Lieferengpässe sind nur einige dieser Hürden, die den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft ausbremsen. Die größte Hürde stellt jedoch das fehlende Marktdesign dar. Ohne dieses fehlt es an der notwendigen Verlässlichkeit für Investitionen, die Amortisationszeiten von 10 Jahren und mehr aufweisen. Für derartige langen Refinanzierungszeiträume können Unternehmen nur Investitionsentscheidungen treffen, wenn die regulatorischen Leitplanken die Investitionsrisiken eindämmen. Die notwendigen Rahmenbedingungen müssen jetzt geschaffen werden, damit Deutschland Industriestandort bleiben kann, die Arbeitsplätze und Steuereinnahmen von morgen sichert und seine Klimaziele erreicht. So wird Deutschland im globalen Wettbewerb bestehen können. \r\nDie Finanzierung der Transformation hat mit dem Haushaltsurteil aus dem November 2023 einen schweren Dämpfer erhalten, der auch den Übergang zur grünen Wasserstoff- Marktwirtschaft beeinträchtigt. Zwar sind kurzfristig die wichtigsten Programme erhalten worden. Doch für den strategischen Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft und -industrie reicht dies nicht aus. Es gilt, jetzt in die Zukunft unseres Landes zu investieren. \r\nDer HyGuide 2030 enthält konkrete Vorschläge für einen erfolgreichen und effizienten Hochlauf der Wasserstoff-Marktwirtschaft in Deutschland und Europa, die vom DWV gemeinsam mit seinen Mitgliedern erarbeitet wurden. \r\nDer DWV begrüßt die von der Bundesregierung bereits ergriffenen Maßnahmen zur Entwicklung und Demonstration der Wasserstoffanwendungen in den unterschiedlichsten Anwendungen. So hat der Deutsche Bundestag im März 2024 die 37. Bundes-Immissionsschutzverordnung (BImSchV) beschlossen, die den Einsatz von grünem Wasserstoff im Raffineriesektor wirtschaftlich deutlich anreizt. Die Genehmigung der Klimaschutzverträge für die Industrie und Bewilligung der Fördergelder für die IPCEI-Projekte im Infrastrukturbereich und der Stahlindustrie sind ebenfalls erste wichtige Signale für die Wirtschaft. Für den strategischen und planbaren Hochlauf sind diese Maßnahmen jedoch nicht ausreichend. Die Bundesregierung muss vielmehr eine langjährige Zuverlässigkeit für eine wirtschaftliche Erzeugung und Vermarktung des Wasserstoffs, der mit erneuerbaren Energien erzeugt wurde, durch gesetzlich verankerte marktwirtschaftliche Rahmenbedingungen schaffen. Nur so wird die notwendige Sektorenkopplung, die Defossilisierung der Industrie, der Erhalt der Versorgungssicherheit der Energiewirtschaft und die Industrialisierung des Zukunftsmarktes Wasserstoff zu einer Erfolgsstory werden. \r\nDer HyGuide 2030 zeigt, wie der Hochlauf der Wasserstoff-Marktwirtschaft inmitten dieser revo-lutionären Umbauphase unserer Energiewirtschaft gelingen kann und wie die erforderlichen Investitionsentscheidungen im Umfang mehrerer hundert Milliarden Euro getroffen werden können. \r\nMein Dank gilt den Mitgliedern des DWV, die zusammen mit unserem Team in den vergangenen Monaten die im HyGuide 2030 zusammengefassten politischen Empfehlungen erarbeitet haben. Mit dem HyGuide 2030 können wir nun der Politik und der Bundesregierung einen Leitfaden an die Hand geben, wie sie ihre im Koalitionsvertrag und der Nationalen Wasserstoffstrategie gesteckten Ziele effizient erreichen kann. \r\nIch wünsche eine interessante und anregende Lektüre. \r\nIhr Werner Diwald\r\nDWV-Vorstandsvorsitzender \r\nWerner Diwald \r\n \r\nSeit über zwei Jahrzehnten steht der Deutsche Wasserstoff-Verband (DWV) e.V. an der Spitze der Bemühungen um eine nachhaltige Transformation der Energieversorgung durch die Förderung einer grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft. Mit einem starken Netzwerk von über 175 Institutionen und Unternehmen sowie mehr als 400 engagierten Einzelpersonen treibt der DWV die Entwicklung und Umsetzung innovativer Lösungen in den Bereichen Anlagenbau, Erzeugung und Transportinfrastruktur voran. Durch die Fokussierung auf die Schaffung optimaler Rahmenbedingungen für die Wasserstoffwirtschaft unterstreicht der DWV sein unermüdliches Engagement für eine zukunftsfähige, nachhaltige Energieversorgung und vertritt wirkungsvoll die Interessen seiner Mitglieder auf nationaler und europäischer Ebene.\r\nInhalt \r\n1. HyGuide 2030: Deutschlands Weg zur Wasserstoff-Marktwirtschaft.....................6 Kurzthesen..................................................................................................................10 \r\n2. Kickstart für den Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft ...................16 \r\nSechs politische Leitlinien..............................................................................................18 \r\nUnsere Kernforderungen................................................................................................20 \r\n3. Anwendung und Nachfrage anreizen......................................................................23 Industrie .....................................................................................................................23 \r\nAnwendungsfall: Grüner Stahl ........................................................................................25 \r\nAnwendungsfall: Raffinerien...........................................................................................26 \r\nMobilität......................................................................................................................27 \r\nStraßenverkehr.............................................................................................................28 \r\nTankstelleninfrastruktur..................................................................................................30 Luft-, Schiffs- und Schienenverkehr.................................................................................30 \r\n4. Gesicherte Stromversorgung durch Wasserstoff....................................................32 \r\nKraftwerksstrategie.......................................................................................................32 \r\nSystemdienlichkeit definieren und anreizen.......................................................................35 \r\n5. Wasserstofferzeugung in Deutschland und Europa hochfahren ...........................36 \r\nWindkraft-Elektrolyse an Land und auf See ......................................................................37 \r\nImporte.......................................................................................................................41 \r\n6. Infrastruktur für eine sichere Energieversorgung..................................................47 Fernleitungsinfrastruktur................................................................................................47 \r\nVerteilnetzinfrastruktur..................................................................................................48 \r\nWasserstoffspeicher.......................................................................................................51 \r\n7. Bürokratische Hemmnisse abbauen.......................................................................54 Anforderungen an Elektrolyseanlagen für den Stromnetzanschluss ......................................58 \r\nHerkunftsnachweise und bilanzielle Anrechnung................................................................60 \r\nPFAS...........................................................................................................................61 \r\n8. Finanzielle Rahmenbedingungen schaffen..............................................................63 \r\nKonkurrenzfähige Besteuerung von grünem Wasserstoff.....................................................63 \r\nÖffentliche Mittel absichern und effizient nutzen................................................................63 \r\nEuropean Hydrogen Bank ..............................................................................................65 \r\n9. Ausbildung und Fachkräfte sichern.........................................................................66 \r\n10. Abkürzungsverzeichnis ..................................................................................................68 \r\n11. Quellenverzeichnis........................................................................................................70 \r\n12. Literaturverzeichnis.......................................................................................................72 6 7 \r\n \r\n1. HyGuide 2030: Deutschlands Weg zur Wasserstoff-Marktwirtschaft \r\nGrüner Wasserstoff ist der Garant, damit Deutschland und Europa auch zukünftig ihre industrielle und technologische Vorreiterstellung sichern und gleichzeitig die Ziele für die Klimaneutralität bis 2045 bzw. 2050 erreichen können. \r\nAls integraler Bestandteil eines konkurrenz-fähigen, klimaneutralen und versorgungssicheren erneuerbaren Energiesystems nimmt grüner Wasserstoff als Energieträger eine Schlüsselrolle ein. Mit einer ambitionierten Gestaltung des Hochlaufs einer grünen Wasserstoff- Marktwirtschaft wird nicht nur das Erreichen der Klimaziele, sondern auch das Wachstum der deutschen Wirtschaft und die soziale Gerechtigkeit in unserem Land gesichert. Die nachfolgenden Kennzahlen verdeutlichen eindrucksvoll das zukünftige Potenzial für die deutsche Volkswirtschaft: \r\n\tIn der Zusammenschau der Bedarfe aller Sektoren ist in Deutschland 2030 von einem Wasserstoffbedarf von bis zu 130 TWh pro Jahr auszugehen, wofür mindestens 40 GW Elektrolyseleistung benötigt werden.1 \r\n\r\n\tFür 2040 bis 2050 geht der Nationale Wasserstoffrat (NWR) von einem Gesamt-bedarf von Wasserstoff und hergestellter Wasserstoff-Derivate von jährlich 964 bis 1.364 TWh aus, was einer Leistung von 345 bis 490 GW entspricht.2 \r\n\r\n\tDie zukünftige globale Wasserstoffindustrie bietet dem deutschen Maschinenbau ein enormes Wachstumspotenzial. Für die erforderlichen Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und zur grünen Wasserstofferzeugung eröffnet sich allein zum Erreichen der RePowerEU-Ziele ein Absatzpotenzial von bis zu 500 Mrd. Euro bis 2030.3 \r\n\r\n\tWasserstoff hat – laut der Hydrogen Roadmap Europe – das Potenzial, in der EU bis 2050 eine Branche mit einem jährlichen Umsatz von bis zu 820 Mrd. Euro und etwa 5,4 Mio. neuen Arbeitsplätzen zu werden.4 \r\n\r\n\tDas globale jährliche Handelsvolumen wird bis 2050 auf über 2.500 Mrd. US-Dollar geschätzt.5 \r\n\r\nDie Bundesregierung hat in der Fortschreibung der Nationalen Wasserstoffstrategie (NWS) das Ziel verankert, Deutschland zum Leitmarkt der Wasserstofftechnologien zu entwickeln. Dieses Ziel wird die Bundesregierung nur erreichen, wenn jetzt mit einer ambitionierten, zukunftsorientierten und an den realistischen Bedarfen ausgerichteten Wasserstoffstrategie der Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft politisch gestaltet und abgesichert wird. Die Industrie und Unternehmen haben die notwendigen Technologien entwickelt und erprobt. Sie warten nun nur noch auf die politisch zu setzenden Leitplanken für die anstehenden Investitionsentscheidungen. Aus diesem Grunde richtet sich der HyGuide 2030 des DWV im Kern an die Politik und Ministerien. 8 9 \r\nDer HyGuide 2030 ist Deutschlands Weg zur Wasserstoff-Marktwirtschaft, mit dem die notwendige Investitionssicherheit für die Transformation in eine versorgungssichere und defossilisierte Energiewirtschaft geschaffen wird. Denn nur so kann eine kohärente Verbindung zwischen Klimaschutz und einer leistungsfähigen, sozial gerechten Volkswirtschaft geschaffen werden. \r\nDer Deutsche Wasserstoff-Verband (DWV) erarbeitet seit 20236 jährlich - auf Basis seiner langjährigen Erfahrungen und des fortlaufenden Austauschs mit seinen Verbandsmitgliedern, der Politik und anderen Verbänden - ein umfassendes Konzept für den Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft entlang der gesamten Wertschöpfungskette. Die erarbeiteten und nachfolgend vorgestellten Strategien, Ansätze und konkreten Maßnahmen wurden konsequent entlang der Maxime der Erreichung der Klimaziele und dem Erhalt des Wirtschaftsstandortes Deutschland erarbeitet. Auf Basis unserer Erfahrungen und der Kenntnisse unserer Mitglieder wurden 85 Maßnahmen erarbeitet, die die Produktion, die Anwendung und die marktgetriebene Nachfrage nach grünen Wasserstoffprodukten in den Sektoren Industrie, Chemie, Mobilität, Energie und Wärme in ausreichendem Maße anreizen. \r\nMit dem HyGuide 2030 gibt der DWV eine Anleitung, wie: \r\n\tdie Erzeugung von grünem Wasserstoff in bedarfsgerechten Mengen gewährleistet, \r\n\tdie Anwendung von Wasserstoff in den relevanten Sektoren zur wirtschaftlichen Erreichung der Klimaziele angereizt, \r\n\tdie witterungsunabhängige defossilisierte Versorgung von Industrie, Gewerbe und Verbraucher über dezentrale Erzeugung oder durch Infrastruktur- und Speicherausbau sowie Importe zu jedem Zeitpunkt sichergestellt, \r\n\tdie notwendigen Planungs- und Genehmigungsverfahren beschleunigt und bestehende Hemmnisse für den Hochlauf der Wasserstoff-Marktwirtschaft abgebaut, \r\n\tder Aufbau einer zukunftsorientierten Wasserstoff-Anlagenbauindustrie initiiert und die Ausbildung und das Fachkräfteangebot abgesichert werden. \r\n\r\nGrüner Wasserstoff wird in ausreichenden Mengen bereits 2030 zur Verfügung stehen, wenn die Bundesregierung den hier dargelegten Vorschlägen folgt und alle Möglichkeiten für den sofortigen Hochlauf der Wasserstoff-Markt-wirtschaft ergreift. Durch einen klaren stra-tegischen Ansatz mit konkreten und überprüf-baren Zielvorgaben muss die Bundesregierung einen Fokus auf erneuerbare Energien und daraus produzierten Wasserstoff legen. So entsteht Planungssicherheit für alle beteiligten Akteure. \r\nDie Erfolgsgeschichte des Erneuerbare-Ener-gien-Gesetzes (EEG) ist beispielhaft dafür, wie schnell und effizient die zum Erreichen der Klimaneutralität 2045 notwendigen Erzeugungs-kapazitäten erneuerbarer Energien aller Tech-nologiepfade aufgebaut werden können und gleichzeitig die erforderlichen Innovationen zur Kostenreduzierung entstehen. Durch die Festsetzung ambitionierter politischer Ziele, das Schaffen entsprechender politischer Rahmen-bedingungen und die klare Ausgestaltung eines geschützten investitionssicheren Markt-designs wurde der Hochlauf der erneuerbaren Energien in Deutschland im erforderlichen Maße ermöglicht. Das EEG hat den prognostizierten Bedarf an erneuerbaren Energien ausgehend von den gesetzten Zielen (mindestens 80 Prozent des verbrauchten Stroms in Deutschland stammen 2030 aus erneuerbaren Energien) systematisch vom Ende heraus entwickelt und dementsprechend die jährlich zuzubauenden Kapazitäten der unterschiedlichen erneuerbaren Energiegewinnungstechnologien gesetzlich ver-ankert. Zur Umsetzung finden regelmäßig Ausschreibungen der entsprechenden Kapazi-täten statt. So wird sichergestellt, dass die Ziele marktwirtschaftlich effizient und innovations-treibend erreicht werden. \r\nEs gilt nun, dieses Erfolgsmodell auf die grüne Wasserstoffwirtschaft zu übertragen. Das gelingt durch die Gestaltung eines Marktdesigns, welches einerseits die zum Erreichen der Klimaziele erforderliche Nachfrage nach grünem Wasserstoff bis 2030 (und darüber hinaus) in den verschiedenen Sektoren (Industrie, Chemie, Mobilität und Energie) anreizt und andererseits ausreichende Kapazitäten zur Produktion von grünem Wasserstoff im In- und Ausland sicherstellt. Abgeleitet aus dem prognostizierte grünen Wasserstoffbedarf gilt es, den nationalen Zubau der jährlichen Erzeugungskapazitäten, wie auch die nötigen Importmengen, durch eine entsprechende gesetzliche Ausgestaltung abzusichern. Der Bundesregierung obliegt es, die gesamtgesellschaftliche Transformation zur Klimaneutralität entscheidend und effizient voranzutreiben, und zwar aufbauend auf den Erfahrungen der Erfolgsgeschichte der erneuerbaren Energien. Der Ausbau der Infrastruktur ist bedarfs- und anwenderorientiert entlang der Nachfrage auszugestalten und muss durch entsprechende Maßnahmen der Bun-desregierung bei den Planungsverfahren flan-kiert und beschleunigt werden. Auf der Anwender-und Nachfrageseite ist durch entsprechende Marktdesigns der Markthochlauf der notwendigen Technologien (z.B. Direktreduktionsanlagen in der Stahlerzeugung, Anlagen zur Produktion von wasserstoffbasierten Kraftstoffen oder Che-mieprodukten, Brennstoffzellen-Fahrzeuge im Schwerlastverkehr, Wasserstoffturbinen oder unterbrechungsfreie Stromversorgungsanlagen) im Strombereich anzureizen. \r\nGrüner Wasserstoff, der mit erneuerbaren Energien im Wesentlichen elektrochemisch oder in besonderen Anwendungsfällen auch über biologische Verfahren erzeugt wird, ermöglicht es Deutschland und Europa, die Klimaziele sicher zu erreichen. Grüner Wasserstoff steht für eine sichere, resiliente und wirtschaftliche Energieversorgung für die Wirtschaft und die Bürger:innen. Die Bundesregierung steht aus diesem Grund in der Verantwortung, die erforderlichen politischen Rahmenbedingungen und die daraus abzuleitenden Gesetze zur Ab-sicherung des Hochlaufs einer grünen Wasser-stoff-Marktwirtschaft mit Nachdruck generations-übergreifend zu gestalten.10 11 \r\n \r\nHyGuide 2030 - Kurzthesen \r\nKickstart für den Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft\r\n1. Ableitung der Bedarfe an grünem Wasserstoff anhand der notwendigen THG- Minderungsverpflichtungen und Ausschreibung der benötigten Mengen im Rahmen eines Wasserstoffbereitstellungsprogramms. \r\n2. Absicherung der öffentlichen Finanzierung für die Erreichung der Klimaziele durch Schaffung eines „Zukunftsfonds“ von 100 Mrd. Euro. \r\n3. Aufbau einer europäischen Wasserstoffunion durch eine richtungsweisende Ausgestaltung der im EEG vorgesehenen Ausschreibungen in der EU. \r\n4. Einstufung des Ausbaus von Wasserstofferzeugung und -infrastruktur als im überragenden öffentlichen Interesse. \r\n5. Gesetzliche Festlegung zeitspezifischer bzw. jahresscharfer Mengen- und Nachfrageziele für alle Bereiche der Wasserstoff-Marktwirtschaft. \r\n6. Nutzung der beihilferechtlichen Freiräume zur Förderung des Kapazitätsausbaus von grünem Wasserstoff. \r\n7. Staatlich gelenkte Ausschreibungen von Industrieprodukten, die mit grünem Wasserstoff produziert werden, oder für deren Betrieb mit grünem Wasserstoff.\r\nAnwendung auf Nachfrageseite \r\nIndustrie \r\n8. Ausschreibung der Produktion grüner Industriegüter zur Erfüllung der Klimaziele im Industriebereich. \r\n9. Sachgerechte Ausgestaltung der CCfDs in der Schwerindustrie zur Schaffung von Investitionssicherheit für Unternehmen. \r\n10. Schaffung von grünen Leitmärkten durch schrittweise ansteigende Quoten für emissionsarme Produkte und Produktgruppen. \r\nGrüner Stahl \r\n11. Verpflichtende Kennzeichnung von grünem Stahl durch ein Labelling zur Anreizung von Investitionen. \r\n12. Internationale Kooperation zur Einführung globaler Standards für grünen Stahl sowie die Umsetzung des Global Arrangement on Sustainable Steel and Aluminium. \r\n13. Nachhaltige Sicherung und Schaffung neuer Arbeitsplätze durch die konsequente Transformation der Stahlindustrie. \r\nRaffinerien \r\n14. Sofortige Verabschiedung der 37. BImSchV und vierfache Anrechnung der Nutzung von grünem Wasserstoff auf die THG-Minderungsquoten. \r\n15. Einführung einer Unterquote zur Nutzung von grünem Wasserstoff zur Erreichung der THG- Minderungsquoten im Sinne des Bundes-Immissionsschutzgesetzes. \r\n16. Ermöglichung der vollständigen Bilanzierung des in Raffinerien genutzten grünen Wasserstoffs auf frei wählbare in den Verkehr gebrachte Kraftstoffe. \r\nMobilität \r\nStraßenverkehr \r\n17. Einführung eines marktorientierten Betriebskostenförderprogramms für BZ-Schwerlastmobilität. \r\n18. Sicherstellung, dass auch nach einem Verbrenner-Aus für die Bestandsflotte ausreichend klimaneutrale Kraftstoffe (E-Fuels) zur Verfügung stehen, um die Klimaschutzziele bis 2050 zu erreichen. \r\n19. Serienzulassung und Sondergenehmigung für umgerüstete BZ-Lkw mit Überlängen. \r\n20. Berücksichtigung des Einsatzes von H2-ICE-Technologie im Verkehrssektor zur Erreichung der Klimaziele. \r\nTankstelleninfrastruktur \r\n21. Gleichsetzung von Wasserstofftankstellen mit konventionellen Tankstellen bezüglich der Genehmigungsverfahren. \r\n22. Vereinfachung und Digitalisierung der Planungs- und Genehmigungsverfahren. \r\n23. Schnelle Entwicklung von Eichverfahren zur Prüfung der Wasserstofftankstellen aller Typklassen. \r\nLuft, Schiffs- und Schienenverkehr \r\n24. Technologieoffene Förderkulisse, um Produktverfügbarkeit klimaneutraler Flugzeuge zu erhöhen. \r\n25. Einführung einer CO2-Binnenschifffahrtmaut, die den Einsatz von alternativen Brennstoffzellenantrieben, E-Fuels und sonstigen Kraftstoffen auf Wasserstoffbasis besserstellt. \r\n26. Förderung des Hochlaufs des brennstoffzellenbetriebenen Schienenverkehrs. gegebenenfalls über ein OPEX-Förderprogramm. \r\nGesicherte Stromversorgung durch Wasserstoff \r\nKraftwerksstrategie \r\n27. Ausschreibung von 23,8 GW an Kraftwerksleistung in Form von H2-ready-, H2-Sprinter- und H2-Hybridkraftwerken. \r\n28. Einführung eines attraktiven Vergütungsmodells für bezuschlagte Kraftwerke mit einer gesicherten OPEX-Vergütung von 800-1200 Volllaststunden zur Sicherung der Realisierung der Investitionen. \r\n29. Zügige Umstellung der H2-ready-Kraftwerke auf grünen Wasserstoff deutlich vor 2035. \r\n30. Integration der ausgeschriebenen Wasserstoffkraftwerke in den geplanten Kapazitätsmechanismus und Anreizung des Zubaus weiterer Wasserstoffkraftwerks- kapazitäten. \r\n31. Berücksichtigung stationärer Brennstoffzellen in der Kraftwerksstrategie. \r\n32. Berücksichtigung dezentraler Wasserstoff-Blockheizkraftwerke in der Kraftwerksstrategie. 12 13 \r\n \r\nSystemdienlichkeit \r\n33. Schaffung von Klarheit bei der Ausgestaltung des Wasserstoffhochlaufs durch definitorische Unterscheidung von netzdienlicher, systemdienlicher und gesamtsystemdienlicher Elektrolyse. \r\n34. Ermöglichung einer flexibleren Aufteilung zwischen den Veräußerungsformen nach EEG für die Vermarktung von Strom an Elektrolyseure.\r\nWasserstofferzeugung in Deutschland und Europa hochfahren \r\n35. H2Global-Finanzmittel überwiegend für den Aufbau von Elektrolysekapazitäten in Deutschland nutzen. \r\n36.Ausweisung von Eignungsgebieten für die Erzeugung von grünem Wasserstoff (Hydrogen Valleys) als Instrument der Raumplanung für den schnelleren Aufbau von Wasserstoffinfrastrukturen und -anlagen. \r\nWindkraft-Elektrolyse an Land und auf See\r\n37. Vermeidung der Abregelung von erneuerbarem Strom durch Produktion von grünem Wasserstoff. \r\n38. Ausschreibung von gegenwärtig 1 GW auf mindestens 2 GW an Offshore-Wind- Wasserstofferzeugung verdoppeln und Ausweisung weiterer Flächen in der Ausschließlichen Wirtschaftszone. \r\n39. Sicherstellung der Realisierung der ersten Offshore-Elektrolyseprojekte durch ein entsprechendes Auktionsdesign mit qualitativen Kriterien.\r\n40. Verhältnismäßige Ausgestaltung von Pönalen im Falle verspäteter Realisierung von Projekten. \r\n41. Realisierung von Sammelpipelines zum Abtransport des auf See erzeugten grünen Wasserstoffs. \r\nImporte \r\n42. Ausgestaltung der im EEG vorgesehenen Verordnungsmöglichkeit für Ausschreibungen von mindestens 20 GW bis 2030 im europäischen Ausland. \r\n43. Vorlage einer Importstrategie durch die Bundesregierung mit klaren Aussagen zu Bedarfen und Importvolumen und präferierten Partnerländern. \r\n44. Vorzug von europäischem Import von Wasserstoff bei eventueller Ergänzung um außereuropäische Importe. \r\n45. Vorzug des Imports von gasförmigem grünen Wasserstoff unter Berücksichtigung von Wertschöpfungsketten und geopolitischen Erwägungen.\r\n46. Weiterentwicklung von Energiepartnerschaften zu Wasserstoffhandelspartnerschaften. \r\n47. Konsequente Schaffung von Transport- und Importinfrastrukturen durch Pipelines und Hafeninfrastruktur. \r\n48. Ausbau reiner Wasserstoffnetze für den Import und vorübergehende Ermöglichung der Beimischung von fünf Prozent Wasserstoff ins europäische Erdgasnetz. \r\nFernleitungsinfrastruktur \r\n49. Schaffung eines kapitalmarktfähigen Finanzierungsmodells für das Wasserstoff-Kernnetz und bedarfsgerechte Festlegung des Hochlaufentgelts. \r\n50. Sicherstellung des diskriminierungsfreien Zugangs zu Netzen und Speicher für alle potenziellen Nutzer. \r\n51. Prüfung von Zuschüssen aus dem KTF zur Schließung zu großer Lücken im Amortisationskonto für das Wasserstoff-Kernnetz. \r\n52. Anpassung der Raumordnung für einen effizienten Trassenverlauf von Offshore- Sammelpipelines. \r\n53. Die Weiterentwicklung des Kernnetzes muss sich mit Blick auf den grenzüberschreitenden Energieaustausch in Europa an der Importstrategie orientieren.\r\nVerteilnetze \r\n54. Planbarer Anschluss von Industrien und Gewerbe an das Kernnetz über die Verteilnetze.\r\n55. Konsequente Weiterentwicklung der regulären Netzentwicklungsplanung für Gas und Wasserstoff mit Strom. \r\n56. Ermöglichung der rechtssicheren Ausweisung von Wasserstoffnetz-Ausbaugebieten im Rahmen der kommunalen Wärmeplanung. \r\nWasserstoffspeicher \r\n57. Bedarfsgerechte Planung neuer Speicherkapazitäten und Umrüstung bestehender privater und staatlich kontrollierter Kavernenspeicher in Deutschland. \r\n58. Gestaltung eines Übergangs der Speicherung von Erdgas zur Speicherung von Wasserstoff im Rahmen eines Fahrplans. \r\n59. Diskriminierungsfreie Bereitstellung erster Speicherkapazitäten bis 2030 durch Ausschreibungen. \r\n60. Mittelfristige Anreizung des Neubaus von Speicherkapazitäten durch ein CfD- Referenzerlösmodell. \r\n61. Krisensichere erneuerbare Energieversorgung erreichen durch die flächendeckende Definition von „multi-use“-Resilienzspeichern. \r\n62. Praxisnahe Ausgestaltung der Genehmigung von Elektrolyseuren.\r\n63. Zulassung von Elektrolyseuren in Gewerbegebieten.\r\n64. Privilegierung von Elektrolyseuren im Baurecht.\r\n65. Vereinfachung bei der wasserrechtlichen Genehmigung von kleinen und mittleren Elektrolyseuren.\r\n66. Vereinfachung der Planung und Genehmigung von Tankstelleninfrastruktur.\r\n67. Klare Fristen für die Erarbeitung von Verordnungen festlegen.\r\n68. Verbesserung der Zusammenarbeit zwischen Bund und Ländern durch die Einrichtung eines Kooperationsausschusses und verstärkter Kooperation bei den Wasserstoffstrategien der Länder.\r\nInfrastruktur für eine sichere Energieversorgung \r\nBürokratische Hemmnisse abbauen14 15 \r\n \r\nAnforderungen an Elektrolyseanlagen für den Stromnetzanschluss \r\n69. Schrittweise Einführung der Anforderungen an Elektrolyseanlagen für den Stromnetzanschluss im Rahmen eines 3-Phasen-Modells. \r\nHerkunftsnachweise \r\n70. Anpassung der Herkunftsnachweisregister-Verordnung zur bilanziellen Beimischung von Wasserstoff ins Erdgasnetz. \r\n71. Ermöglichung der Beantragung von Herkunftsnachweisen durch beauftragte Dritte. \r\n72. Abstimmung der Gesetzgebung zu Herkunftsnachweisen auf die sonstige Gesetzgebung zur Produktion von grünem Wasserstoff. \r\nPFAS \r\n73. Klares Bekenntnis der Bundesregierung, im PFAS-Verbotsverfahren der ECHA weitgehende Ausnahmeregeln für Technologien der Energiewende anzustreben. \r\n74. Karenzzeiten und dauerhafte Garantie für die Versorgung von Bestandsanlagen mit PFAS-haltigen Ersatzteilen. \r\n75. Forschung an Alternativen und Entwicklung von Recycling und Rücknahmesystemen für PFAS. \r\nKonkurrenzfähige Kraftstoffpreise \r\n76. Absenkung der Energiesteuer für die Anwendung von Wasserstoff im Verkehr auf das europäische Minimum. \r\nÖffentlich zugesagte Mittel absichern \r\n77. Auskömmliche finanzielle Ausstattung der Förderlandschaft im Einklang mit den Zielen der Nationalen Wasserstoffstrategie der Bundesregierung. \r\n78. Auflegung und Ermöglichung von Bürgschaftsprogrammen, zinsverbilligten Darlehen und Garantien für den privatwirtschaftlichen Zugang zu Liquidität. \r\nEuropean Hydrogen Bank \r\n79. Klarheit bezüglich Regelungen zur Kumulierung von Beihilfen mit der Förderung. \r\n80. Förderdesign, das eine breite Akteursvielfalt einbezieht und Risiken minimiert. \r\n81. Verstetigung der Nutzung nationaler Budgets im Rahmen der „Auctions-as-a-service“- Option. \r\nFinanzielle Rahmenbedingungen schaffen \r\nAusbildung und Fachkräfte sichern \r\n82. Sicherstellung einer bedarfsgerechten Aus- und Weiterbildung von Fachkräften im Bereich Wasserstoff. \r\n83. Austausch und Koordination der Bundesregierung mit den Bundesländern im Ausbildungsbereich (insb. Hochschulen). \r\n84. Intensivierung der betrieblichen Ausbildung in kritischen Berufen zur Vorbeugung von Fachkräftemangel. \r\n85. Schaffung von global konkurrenzfähigen Rahmenbedingungen für Arbeitnehmer:innen in Deutschland. 16 17 \r\n2. Kickstart für den \r\nHochlauf der grünen Wasserstoff- Marktwirtschaft \r\nEntlang der gesamten grünen Wasserstoff-Wertschöpfungskette – von Produktion über die Verteilung bis hin zur Anwendung – sind in Deutschland die Technologien für eine einsatzfähige Wasserstoffwirtschaft erfolgreich entwickelt worden. \r\n \r\nDeutschlands Industrie und Mittelstand stehen mit marktreifen Technologien und Produkten bereit in die Skalierung bzw. Markthochlauf zu gehen und die erforderlichen Kapazitäten zu liefern. Dafür braucht es jetzt verlässliche regu-latorische Rahmenbedingungen, um den Hoch-lauf einer grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft voranzubringen und Deutschland als „Leitmarkt der Wasserstofftechnologien“7 im globalen Wett-bewerb zu positionieren. \r\nDer globale Wettbewerb um den Wasserstoff wird zunehmend härter, denn eine Vielzahl von Ländern8 hat die Chancen der künftigen globalen grünen Wasserstoffwirtschaft erkannt. Insbesondere die USA bieten sich mit dem Inflation Reduction Act (IRA) als attraktiver Markt und Produktions-standort für die Wasserstoffwirtschaft an. Doch auch andere Staaten (z.B. Australien, China, Japan, Korea, VAE) haben ambitionierte staatliche Pro-gramme zur Etablierung einer Wasserstoff-wirtschaft im größeren Umfang beschlossen. Ge-meinsam setzen sie so den europäischen und deutschen Wirtschaftsstandort unter Druck. Daher entscheidet sich jetzt, ob der Aufbau eines Wasser-stoffmarktes mit einem erwarteten globalem Jahresumsatz von über 2.500 Mrd. Euro in 20509, von der Herstellung von Elektrolyseuren über Wasserstoffspeicher und Tanksystemen hin zu Brennstoffzellen-Fahrzeugen, innerhalb oder außerhalb Europas erfolgen wird. Der In-dustriestandort Deutschland hat das Potenzial, sich im internationalen Wettbewerb zu behaupt-en, gerade im Bereich des Anlagenbaus, der Düngemittelproduktion, der Stahlproduktion, Raffinerien oder der chemischen Industrie. Damit sich diese Wertschöpfungspotentiale und das technologische Know-how in Deutschland entfalten, muss die Bundesregierung verlässliche regulatorische Rahmenbedingungen schaffen. Dazu gehören neben grünen Leitmärkten auch faire und wettbewerbsfähige Energiekosten, Angebote für die Qualifizierung von Fachkräften sowie die Sicherung von notwendigen Rohstoffen. \r\nDie Europäische Kommission hat 2022 mit der Initiative REPowerEU und dem Ziel, bis 2030 in der EU jährlich mindestens 10 Mio. Tonnen an grünem Wasserstoff zu produzieren, die ersten richtigen Signale gesetzt.10 Insgesamt geht die EU 2030 von einem Gesamtbedarf von 20 Mio. Tonnen Wasserstoff bzw. 660 TWh/a aus. Dies würde einer installierten Elektrolyseleistung von über 250 GW und einem Gesamtinvestitionspotenzial von über 500 Mrd. Euro für Anlagen zur Produktion von grünem Wasserstoff und er-neuerbarer Energien entsprechen.11 Die Bundes-regierung hat die einmalige Chance, mit einer mutigen Ausgestaltung der regulatorischen Rahmenbedingungen und Investitionen in den Aufbau der Wasserstoff-Produktionskapazitäten, -Infrastrukturen und -Anwendungstechnologien die Voraussetzungen zu schaffen, dass sich der deutsche Anlagenbau einen wesentlichen Marktanteil dieses Potenzials sichern kann. \r\nDer Nationale Wasserstoffrat (NWR) hat in einem konservativen Ansatz für 2030 einen Bedarf von „klimaneutralem Wasserstoff“12 in Höhe von 53 bis 90 TWh/a berechnet. Dies entspricht einer Elektrolyseleistung von 22 bis 37 GW. Der Gesamtbedarf für Wasserstoff wird vom NWR mit 92 bis 129 TWh/a angegeben. Die Bundesregie-rung geht in der Fortschreibung der NWS 2023 von Bedarfen in gleicher Größenordnung aus (siehe Abb. 1). \r\nFür 2040 bis 2050 geht der NWR von einem Gesamtbedarf von klimaneutralem Wasserstoff und klimaneutral hergestellten Wasserstoff- Derivaten von 964 bis 1.364 TWh/a13 aus, was einer installierten Elektrolyseleistung von bis zu 490 GW entsprechen würde. \r\nDie Analyse des DWV hat unter Berücksichtigung der angekündigten Bedarfe aus den unterschiedlichen Branchen eine klimaneutrale Wasserstoffnachfrage für 2030 von mindestens 110 TWh/a mit einer Elektrolysekapazität von 40 GW ergeben. An erster Stelle sollte der Aufbau heimischer Kapazitäten von mindestens 10 GW (28 TWh/a) zur stabilen Entwicklung der deutschen Wasserstoffindustrie stehen. Mit steigender Nachfrage nach grünem Wasserstoff wird Deutschland auf den Import von grünem Wasserstoff nicht verzichten können. Bis 2030 wird ein Import von mindestens 82 TWh pro Jahr an grünem Wasserstoff (30 GW) oder daraus produzierter Derivate erforderlich sein. \r\nEs gilt daher, gleichzeitig zum heimischen Aufbau der grünen Wasserstofferzeugung Energiepartnerschaften für den wirtschaftlich effizienten Import von grünem Wasserstoff frühzeitig zu schließen und umzusetzen. Dabei ist nicht nur die kurzfristige Sicherung der Energieversorgung zu berücksichtigen, sondern es müssen auch die damit verbundenen industrie-und geopolitischen Effekte in die Auswahl der potenziellen Partner mit einbezogen werden. \r\nAbb. 1: Wasserstoffbedarfe für 2030 (NWR)18 19 \r\n \r\nSechs politische Leitlinien\r\nDie Energiewende ist von sehr dynamischen Energiepreisen und einem intensiven globalen Wettbewerb geprägt. Damit sie dennoch erfolg-reich gelingt, muss das politische Handeln und Gestalten den anstehenden revolutionären Ver-änderungen gerecht werden. Mit der Fortschrei-bung der NWS, der Festsetzung des Wasserstoff-Kernnetzes und den vorgestellten Eckpunkten der Kraftwerksstrategie sind erste wichtige Schritte eingeleitet worden. Im Jahr 2024 und darüber hinaus sind weitere Weichenstellungen für den Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft in Deutschland und Europa unabdingbar, um das bestehende Momentum und Deutschlands Technologieführerschaft im Wasserstoffbereich weiter auszubauen. Nur mit einer ambitionierten, weitsichtigen politischen Gestaltung der Rahmen-bedingungen auf nationaler sowie europäischer Ebene wird es gelingen, die Unternehmen in die Lage zu versetzen, die anstehende Transformation in eine defossilisierte, sozial gerechte und lei-stungsfähige Wirtschaft erfolgreich zu meistern.\r\nSechs Leitlinien, um Deutschland als globalen Leitmarkt der grünen Wasserstoffwirtschaft zu positionieren\r\nWasserstoff als Schlüsseltechnologie: Es braucht die verlässliche Gestaltung von Rahmenbedingungen und staatliche Investitionen in einen Hochlauf der nationalen und europäischen grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft, einschließlich des dafür nötigen Ausbaus erneuerbarer Energien und der notwendigen Infrastruktur.\r\nWasserstoff als Lösung für den Klimaschutz: Zur Erreichung der Klimaziele bis 2030 und 2045 ist der breite Einsatz von grünem Wasserstoff in allen Anwendungen unerlässlich und zwingend notwendig.\r\nWasserstoff als versorgungssicherer, grüner Energieträger: Es braucht in allen Sektoren konkrete Maßnahmen für den investitionssicheren Einsatz vongrünem Wasserstoff. Nur so kann in Industrie, Chemie und Verkehr sowie imStrom- und Wärmesektor eine klimaneutrale, sichere und wirtschaftliche Energieversorgung sowie Produktion gewährleistet werden.\r\n \r\nDeutschland als Leitmarkt für Wasserstofftechnologien: Konsequent und ambitioniert muss Deutschland die heimische Erzeugung von grünem Wasser-stoff, dessen Anwendung und damit die Implementierung sowie Skalierung von Wasserstofftechnik vorantreiben.\r\nWasserstoff als europäisches Projekt: Jetzt ist der Moment für die Gründung einer Europäischen Wasserstoff-Union, ganz nach dem Vorbild der Montan-Union. Die grenzüberschreitende Zusammenarbeit ist für Deutschland in der Mitte Europas von übergeordneter Bedeutung. Der erwartete grüne Wasser-stoffbedarf kann aus Deutschland allein nicht vollständig gedeckt werden. Es braucht daher eine passgenaue Importstrategie, die Europa und insbesondere dieMitgliedsstaaten der EU stärkt. Dabei gilt es, nicht nur die Aspekte der Energie-versorgung, sondern auch die industrie- und geopolitischen Aspekte zu berück-sichtigen. \r\nWasserstoff als Commodity: Die Marktintegration des grünen Wasserstoffs muss in der Zusammenarbeit mit allen Marktakteuren vorangetrieben werden. Grüner Wasserstoff muss ein breit verfügbares und handelbares Gut werden.\r\nDie vorstehenden sechs Leitlinien geben die übergeordnete Ausrichtung und den Rahmen vor, an denen sich die nachfolgenden Maßnahmen in ihrer Ausrichtung und Ausgestaltung orientieren. Mit den einzelnen Themengebieten soll die gesamte grüne Wasserstoff-Marktwirtschaft adressiert und ein Hochlauf aller Teile der Wasserstoff-Wertschöpfungskette sichergestellt werden.\r\nUnsere Kernforderungen \r\nEntlang dieser sechs politischen Leitlinien können konkrete Maßnahmen abgeleitet werden, die den Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft anschieben. Die Bundesregierung muss bedarfs-gerecht und ambitioniert handeln und die nachfolgenden Punkte ambitioniert und priorisiert umsetzen: \r\nEs braucht einen ambitionierten Ausbau der heimischen erneuerbaren Energieerzeugung in Verbindung mit einer integrierten grünen Wasserstofferzeugung. Der DWV spricht sich im Rahmen einer gezielten Angebotsförderung (Wasserstoffbereitstellungsprogramm) dafür aus, diese Elektrolysekapazitäten bis 2030 schrittweise auszuschreiben und die damit erzeugten grünen Wasserstoffmengen mengenorientiert zu ver-güten. \r\nDer DWV begrüßt den seit dem Sommer 2023 diskutierten Vorschlag zur Einführung einer Grüngasquote zur Substitution von Erdgas durch erneuerbare oder kohlenstoffarme Gase. Die Erfahrungen der letzten Monate, insbesondere im Bereich der THG-Minderungsquoten und dem unvorhersehbaren Verfall der Erlöse aus dem THG-Quotenhandel zeigen, dass Quotensysteme keine ausreichende Investitionssicherheit für den Hochlauf der grünen Wasserstoffwirtschaft schaffen. Aus diesem Grunde empfiehlt der DWV, das Konzept der Grüngasquote weiterzuentwickeln. Aus dem Bedarf an grünem Wasserstoff zur Absicherung der kalkulatorisch ermittelten jährlichen Mengen ist eine zur Erzeugung benötigte Elektrolyseleistung abzuleiten sowie in den jeweiligen Jahren verbindlich auszuschreiben. Damit beispielsweise im Jahre 2030 ca. 10 Prozent der Menge an voraussichtlich in Verkehr gebrachtem Erdgas (schätzungsweise 700 TWh) substituiert werden, müssten 70 TWh an grünem Wasserstoff ins Gassystem eingespeist werden. Damit die aus der Grüngasquote abgeleiteten Mengen (70 TWh bis 2030) verlässlich bereitstehen, muss die Produktion von grünem Wasserstoff in Deutschland schnellstmöglich hochgefahren werden. Die angestrebte Menge von 70 TWh entspricht einer installierten Elektrolyseleistung von 25 GW.14 Über Ausschreibungen sind die Vergütungssätze für den eingespeisten Wasserstoff zu ermitteln. Die Dauer der gesicherten Vergütung soll 20 Jahre betragen. Der Gesetzgeber sollte anhand eines Monitorings die antizipierten Bedarfe der auszuschreibenden Elektrolyseleistungen in regelmäßigen Abständen überprüfen und gegebenenfalls anpassen. Die langfristige Vergütung hat den Vorteil, dass insbesondere First Mover für ihre anfänglich höheren Kosten keinen Nachteil davontragen. Für andere Marktteilnehmer – insbesondere auf der Anwender- und Nachfragerseite – schafft das System Planungssicherheit über die Verfügbarkeit von grünem Wasserstoff. Zur Absicherung der aus der Grüngasquote abgeleiteten benötigten Bedarfe von 70 TWh pro Jahr an grünem Wasserstoff ist über die gesamte Vergütungsdauer mit Kosten von maximal durchschnittlich 2,5 Mrd. Euro pro Jahr zu rechnen. Die Mittel für ein solches Förderregime wären aus dem vom DWV vorgeschlagenen „Zukunftsfonds“ zu entnehmen (vgl. Punkt 2).\r\n1 \r\nAbb. 2: Angebotsförderung Grüner Wasserstoff \r\nDie Transformation der Wirtschaft und der Energieversorgung sowie der Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft bedürfen kurz-, mittel- und langfristig große Investitionen, die sich später jedoch amortisieren und zu Deutschlands Wertschöpfung und Wirtschaftswachstum bei-tragen werden. Die Finanzierung dieser zukunftsgerichteten Ausgaben aus dem Bundeshaushalt sind durch das KTF-Urteil des Bundesverfassungsgerichts nicht abgesichert. Gleichzeitig hat das Bundesverfassungsgericht durch sein „Klimaurteil“ 2021 der Politik den Auftrag gegeben, die langfristige Erreichung der Klimaschutzziele sicherzustellen. Hierbei spielt grüner Wasserstoff eine entscheidende Rolle, weswegen hier die notwendigen Investitionen haushaltspolitisch sichergestellt werden müssen. Es liegt an der Politik, die entsprechenden Rahmenbedingungen zu schaffen, um die unabdingbaren Investitionen in die Zukunft des Landes, die jenseits bestehender Finanzierungskreisläufe existieren, leisten zu können. Der Hochlauf der grünen Wasserstoff- Marktwirtschaft muss unabhängig von kurz-fristigen Einnahmeschwankungen erfolgen. Dafür ist ein grundgesetzlich abgesicherter „Zukunftsfonds\" von 100 Milliarden Euro notwen-dig - parallel zum Kernhaushalt - um die Erreichung der Ziele der Nationalen Wasserstoffstrategie zu garantieren. Dieser Fonds soll rechtlich als Sondervermögen nach dem Vorbild von § 87a Abs. 1a Grundgesetz verankert werden. Werden diese Zukunftsausgaben politisch priorisiert, entsteht die große Chance für Deutschland, die künftigen Aussichten für das Wirtschaftswachstum deutlich zu verbessern und so die künftigen Arbeitsplätze und Steuereinnahmen von morgen abzusichern. \r\nIn Europa und den angrenzenden Regionen ist ausreichend Potenzial für die Erzeugung erneuerbarer Energien vorhanden, um den europäischen grünen Wasserstoffbedarf vollständig abzudecken. Bis 2050 besteht ein technisches Potenzial von über 24.400 TWh grünem Wasserstoff unter 1,5 US-Dollar/kg.15 In den südlichen und östlichen europäischen Anrainerstaaten liegt die Zahl bei über 561.000 TWh. Damit dieses Potenzial gehoben und über die wirtschaftlichste Importoption über eine Pipeline realisiert werden kann, muss schnellstmöglich eine Europäische Wasserstoff-Union mit einem Wasserstoffnetz aufgebaut werden. \r\nDamit Deutschland seinen Importbedarf an grünen Wasserstoff in 2030 kosteneffizient absichern kann, muss die Bundesregierung jetzt mit den europäischen Partnern Vereinbarungen über die Lieferung von erneuerbaren Energien über gasförmige und flüssige erneuerbare Energieträger abschließen. Der Gesetzgeber hat in der letzten Novellierung des Erneuerbare- Energien-Gesetzes (EEG) in § 5 die Möglichkeiten für Ausschreibungen von erneuerbaren Energie-anlagen im europäischen Ausland geschaffen. Die Bundesregierung kann nach § 88a EEG sehr zeitnah eine entsprechende Verordnung erlassen, die den Import von erneuerbarem Strom über grünen Wasserstoff ermöglicht. \r\nEbenso ist ein Koordinierungsgremium zur effizienten Entwicklung einer europäischen Wasserstoffunion einzusetzen. Nur so kann auf europäischer Ebene die notwendige Koordination der nationalen Bemühungen zum Hochlauf einer europäischen Wasserstoff-Marktwirtschaft garantiert werden. \r\nDer Gesetzgeber hat mit der Verabschiedung des EEG 2023 den Ausbau der erneuerbaren Energien als überragendes öffentliches Interesse definiert. Der Ausbau von Wasserstofferzeugung und -infrastrukturen ist als essenzieller Teil des erneuerbaren Energiesystems ebenfalls vom Gesetzgeber als im überragenden öffentlichen Interesse einzustufen. Nur so kann der zeitgerech-te Aufbau der für die Wasserstoff-Produktion, den Import und die Anwendungen notwendigen Infrastrukturen und Kapazitäten sichergestellt werden. Andernfalls besteht die Gefahr, dass \r\n2\r\n4 \r\n3 20 21 \r\n \r\naufgrund unterschiedlicher planungs- und genehmigungsrechtlicher Prozesse, Fristen und Verfahren Verzögerungen in den verschiedenen Bereichen entstehen, entscheidende Teile des Gesamtwasserstoffsystems zu spät fertiggestellt werden und temporäre Stranded Assets entstehen. \r\nEs sind zeitspezifische bzw. jahresscharfe Mengen- und Nachfrageziele gesetzlich - für alle Bereiche der Wasserstoff-Marktwirtschaft (Industrie, Chemie, Mobilität, Energie) auf nationaler Ebene bis 2030 und bis 2045, vergleichbar zu den konkreten Ausbauzielen für erneuerbare Energien - zu verankern. Die RED III macht hier mit den Einsatzzielen für grünen Wasserstoff in Industrie und Mobilität wichtige erste Schritte. Dies sorgt für die notwendige Investitions- und Planungssicherheit, sowohl bei den Produzenten als auch bei den Abnehmern von grünem Wasserstoff. \r\nDie Europäische Kommission hat im Zuge der Energiekrise wesentliche Erleichterungen für die Gewährung staatlicher Beihilfen vorgenommen. Die Änderungen des Krisenrahmens für staatliche Beihilfen (Temporary Crisis and Transition Framework) ermöglichen es, Maßnahmen zum Kapazitätsausbau von erneuerbaren Gasen – also auch grünen Wasserstoff – staatlich zu unterstützen und Fördermaßnahmen vereinfacht zu implementieren. Diese Handlungsmöglichkeit muss die Bundesregierung verstärkt nutzen und entsprechende Förderprogramme verlässlich mit finanziellen Mitteln unterlegen, um schnell die Voraussetzungen und das Marktdesign zur Produktion von grünem Wasserstoff zu schaffen. \r\nIm Rahmen der gesetzlich zu verankernden Ausschreibungsmengen für Elektrolyseure (vgl. Punkt 1) und der gezielten Angebotsförderung des Staates sollte auch die Markteinführung von Produkten im Mobilitäts- und im Industriesektor über staatlich zu organisierende Ausschreibungen erfolgen. Die RED III setzt ambitionierte Ziele für den Einsatz von Wasserstoff in beiden Sektoren, die schon 2030 eingehalten werden müssen. Mit einem OPEX-Förderprogramm für den Schwerlastverkehr muss bis 2030 der Betrieb von bis zu 240.000 brennstoffzellenbetriebenen Lkw ausgeschrieben und vergütet werden16. Im Stahlsektor müssen dagegen bedarfsgerecht und zur Erreichung der Klimaziele notwendige Mengen an grünem Stahl ausgeschrieben und die Inverkehrbringer für eine feste Laufzeit vergütet werden17. Das Prinzip der Ausschreibungen lässt sich dabei potenziell auf weitere Produktgruppen ausweiten. Das schafft für den Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft weitere Planungssicherheit. Die so anfallenden Ausgaben lassen sich ebenfalls aus dem vom DWV vorgeschlagenen „Zukunftsfonds“ tragen. \r\nZeitgleich gilt es, die Voraussetzungen für den breiten Einsatz von grünem Wasserstoff, die Sicherstellung der Verfügbarkeit von grünem Wasserstoff, dessen Einbindung in das erneuer-bare Energiesystem sowie die dauerhafte Produktion und Diversifizierung der Energie-versorgung sicherzustellen. Wie diese Heraus-forderungen angegangen werden müssen, skiz-zieren die nachfolgenden Kapitel im Einzelnen. \r\n7 \r\n5\r\n6 \r\n3. Anwendung und Nachfrage anreizen \r\nAlle Sektoren eint die Herausforderung, die Klimaschutzziele rechtzeitig zu erreichen und gleichzeitig im globalen Wettbewerb zu bestehen. Dies gilt insbesondere für die energieintensiven Industrien – wie Stahl, Chemie und Raffinerien – sowie den Mobilitätssektor und die versorgungssichere Strom- und Wärmeversorgung. \r\nEin kohärenter Ordnungs- und Förderrahmen ist ausschlaggebend, um finanzierungswürdige und tragfähige Wasserstoff-Business Cases zu schaf-fen. Gerade in der kritischen Markthochlaufphase müssen bürokratische Hürden beseitigt und Möglichkeiten für sichere Investitionen in neue Technologien geschaffen werden. So können innovative und marktwirtschaftlich ausgerichtete Förderprogramme über entsprechende Aus-schreibungsmodelle die Nachfrage nach grünen Technologien im Industrie- oder Mobilitätssektor ankurbeln. Damit wird die Grundlage für die Skalierung und damit zur Marktdurchdringung der jeweiligen Technologien geschaffen. \r\nIndustrie \r\nDie Anwendung von grünem Wasserstoff in der Industrie ist vielseitig. Wasserstoff kann als Energieträger oder als Basis zur Herstellung von Folgeprodukten in diversen Branchen verwendet werden, um die verpflichtenden Klimaziele zu erreichen. Aus diesem Grund wird Wasserstoff in Zukunft unter anderem bei der Produktion von Chemieerzeugnissen, Papier, Kupfer, Zink, Glas, Keramik und Stahl zur Anwendung kommen. Insbesondere in den energieintensiven Industriezweigen wird der breite Einsatz von grünem Wasserstoff zur Einsparung von Treibhausgasemissionen beitragen müssen. \r\nAbb. 3: Europäische Vorgaben für den Einsatz von grünem Wasserstoff in der Industrie22 23 \r\nIn der Revision der europäischen Erneuerbare- Energien-Richtlinie (RED III) von 2023 wurden dem Industriesektor feste Ziele gesetzt. Bis 2030 müssen 42 Prozent des genutzten Wasserstoffs als grün im Sinne des Delegierten Rechtsaktes zur RED II gelten, bis 2035 steigt dieses Ziel schon auf 60 Prozent an. Die Politik muss einerseits die Voraussetzungen schaffen, damit die Verfügbarkeit von grünem Wasserstoff sichergestellt18 ist und andererseits durch die Verwendung des grünen Wasserstoffs in der Industrie drohende globale Wettbewerbsnachteile durch den gezielten Einsatz verschiedener Instrumente entsprechend kompensieren. \r\nIn der Phase der Markteinführung von In-dustrieprodukten, die mit grünem Wasserstoff produziert werden, zu beschleunigen, bieten jedoch direkte Ausschreibungen für das in den Verkehr bringen von grünen Produkten erhebliche Vorteile. Die Mengen der jeweiligen Produkte werden dabei aus den Klimaschutzzielen der Bundesregierung abgeleitet. Im Rahmen solcher Ausschreibungen erhält zum Beispiel der Inverkehrbringer von jeder Tonne grünen Stahl für eine bestimmte Laufzeit eine feste Vergütung. So kann einerseits die Emissionsintensität der Stahlproduktion effektiv gemindert werden und andererseits die Transformation der Stahlindustrie zielorientiert eingeleitet werden. Gegenüber Klimaschutzverträgen ist das Konzept deutlich einfacher und schneller umzusetzen. \r\nMittelfristig können in energieintensiven In-dustriesektoren projektbezogene Klimaschutz- Differenz-Verträge (Carbon Contracts for Difference; CCfD) oder Treibhausgasminderungs-verpflichtungen gegenüber einem festzulegenden Referenzwert die notwendige Investitions-sicherheit für die Unternehmen schaffen. Derzeit plant das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK), das Instrument der Klimaschutzverträge nach diesem Modell umzusetzen. Da neben den Investitionskosten für die grünen Anlagen die Betriebsmehrkosten der klimaneutralen Produktion das Hauptkriterium für die Wettbewerbsfähigkeit der Unternehmen sind, bedarf es der effektiven und effizienten Umsetzung der regelmäßigen Gebotsverfahren durch das BMWK, um auf dem Weltmarkt langfristig konkurrenzfähig zu bleiben und die Technologieführerschaft der deutschen energieintensiven Industrie zu erhalten. \r\nLangfristig ist die Schaffung von grünen Leitmärkten die Lösung für die Markt-Etablierung von umweltfreundlicheren Produkten, welche zum Beispiel auf Basis von grünem Wasserstoff hergestellt wurden. Durch schrittweise ansteigen-de verpflichtende Quoten für emissionsarme Pro-dukte oder Produktgruppen kann eine schritt-weise technologische Transformation und sozial tragfähige Einführung von emissionsarmen Produkten in allen Industriebereichen realisiert werden. Durch politische Gestaltung können vorrangig Produktsegmente adressiert werden, die für den Erhalt des deutschen Industrie-standortes entscheidend sind und deren Absatz weniger preissensibel beeinflusst wird. Grüne Leitmärkte sind dabei mit einem Zertifizierungs-verfahren zu unterlegen, damit gleiche Wett-bewerbsbedingungen für Importe und Exporte hergestellt werden. \r\nDa die CO₂-armen Stahlerzeugnisse einen wesentlichen Beitrag zu den erforderlichen Energie- und Emissionseinsparungen in anderen Sektoren leisten können, sollte ein Leitmarkt eingeführt werden, die die Verwendung von CO₂-armem Stahl voranbringen können. Stahl ist als eines der wichtigsten Konstruktions-und Baumaterialien in zahlreichen Bereichen der Industrie präsent. Die Einführung einer schrittweise ansteigenden Quote für grünen Stahl in ausgewählten Leitmärkten ist ein angemessenes Instrument. \r\n\tLeitmarkt Automobilindustrie: Die Mehrkosten von grünem Stahl können am Beispiel eines Pkw illustriert werden. Ein durchschnittlicher Pkw besteht aus etwa 600 kg Stahl, was zu Mehrkosten von lediglich 180 Euro pro Fahrzeug führen würde. Das ist weniger als 1 Prozent des heutigen Listenpreises eines typischen Mittelklassefahrzeuges. \r\n\r\n\tLeitmarkt Windenergiebranche: Rohrtürme aus Stahl sind heutzutage die gängigste und weit verbreitetste Turmbauart für Windenergieanlagen. Der Turm macht zwischen 15 und 25 Prozent der Kosten der gesamten Windenergieanlage aus. Ein Stahlturm wiegt bei einer Multimegawatt- Windenergieanlage von 60 bis 120 Meter Höhe zwischen 60 und 250 Tonnen.19 Bei einem durchschnittlichen Gewicht von 100 Tonnen ergäben sich Mehrkosten pro Turm von etwa 30.000 Euro, was bei den heutigen Kosten einer Onshore-Windenergieanlage von rund 1.500 Euro/kW einem Anteil von 2 Prozent entspräche. Die Bundesregierung hätte zum Beispiel die Möglichkeit, über eine Ergänzung im EEG die Teilnehmer an den Ausschreibungen zu verpflichten, für die Hauptkomponenten nur Stahlprodukte zu verwenden, die eine maximale CO₂-Emission von 400 kg pro 1.000 kg Stahl aufweisen. \r\n\r\n\tLeitmarkt öffentliche Beschaffung: Bei der öffentlichen Beschaffung könnten Vorgaben für den Einsatz von CO₂-armem Stahl in Bauten und bei Fuhrparks eingeführt werden. Durch zwei Instrumente kann der Abnehmermarkt aktiviert werden: \r\n\r\na. Einführung von Quoten bzw. Standards für grünen Stahl in den Endprodukten, \r\nb. Zeitlich begrenzte Prämien für einen Teil der Mehrkosten (z.B. bis 40 Prozent). \r\nAnwendungsfall: Grüner Stahl \r\nDie Stahlindustrie steht beispielhaft für die Anwendung von grünem Wasserstoff in der Industrie. Zum einen, weil der Einsatz von Wasserstoff als direkte Komponente im Herstellungsprozess bei der Direktreduktion im Hochofen verwendbar und marktreif ist. Zum anderen sind die Förderprogramme für die Produktion von CO2-armen bzw. freiem Stahl bereits gut ausgebaut und bereits in hohem Umfang bewilligt worden. Es gilt nun, einen Markt für grünen Stahl zu schaffen. \r\nDie Förderung der Erzeugung von grünem Stahl muss mit einer verpflichtenden Kennzeichnung des grünen Stahls (Labelling) einhergehen. Aufgrund von höheren Herstellungskosten ist Stahl, der aus grünem Wasserstoff hergestellt wird, teurer als herkömmlich (mit fossilen Energieträgern) produzierter Stahl. Ein Label- System soll dazu dienen, Investitionen in grüne Herstellungsverfahren anzureizen und das Abwandern der energieintensiven Industrie (Carbon Leakage) zu verhindern. Ein internationaler Zertifizierungsstandard für grünen Stahl auf der Basis von ISO-Normen wäre ein probates Mittel, um einen Standard für einen nachhaltigen Anteil von grünem Stahl \r\n10 \r\n8\r\n9 \r\n11 24 25 26 27 \r\n \r\nzu schaffen. Eine mehrstufige Kategorisierung nach festgelegten Grenzwerten sorgt für eine eindeutige Einordnung der Qualität. \r\nEuropa ist auf dem Weg zu einem grünen und hochpreisigen Stahlmarkt bei gleich-zeitig anhaltenden globalen Stahlproduktions-überkapazitäten. Aus diesem Grund müssen bereits heute geeignete handelspolitische Maß-nahmen entwickelt werden, um den deutschen Stahlmarkt in Zukunft vor unfairem Wettbewerb zu schützen. Dies erfordert eine enge Zusammenarbeit mit Handelspartnern wie den USA. Solche internationalen Kooperationen könnten den Austausch bewährter Verfahren, den Technologietransfer und die gemeinsame Forschung und Entwicklung beinhalten, um die Transformation in Regionen zu beschleunigen, die bisher weniger Fortschritte gemacht haben. Deshalb sollte sich Deutschland für die Einführung von einheitlichen Standards einsetzen und das Global Arrangement on Sustainable Steel and Aluminium zwischen der EU und den USA zügig vorantreiben. \r\nDie Transformation der Stahlindustrie ist eine Chance, um innovative Arbeitsplätze langfristig in Deutschland zu sichern. Die knapp 380.000 direkten und indirekten sowie weiteren Mill-ionen nachgelagerten Arbeitsplätzen der Primär-stahlindustrie werden bei einer vollständigen Transformation ohne Einbußen erhalten bleiben.20 Die möglichen Folgen bei einer Transformation von 50 Prozent der Produktionskapazität der heutigen Primärstahlindustrie droht der Verlust von 97.000 Arbeitsplätzen und 5,4 Mrd. Euro jährlicher Wertschöpfung. Bei einer vollständigen Transformation ist eine Beschäftigungs- und wertschöpfungsneutrale Transformation der Stahlindustrie möglich. In diesem Fall ist bis 2045 mit der Schaffung von 54.000 neuen Arbeitsplätzen in den vorgelagerten Bereichen Wasserstoffproduktion und -komponenten sowie Erneuerbare Energien zu rechnen.21 \r\nAnwendungsfall: Raffinerien \r\nDer Anwendungsbereich von grünem Wasserstoff in Raffinerien ist ein ideales Feld, um die Klimaziele zu erreichen, den Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft voranzubringen und lokale Wertschöpfungspotenziale zu heben. Konkret haben deutsche Raffinerien die Möglichkeit, jährlich 1,7 Mio. Tonnen CO2- Emissionen ohne Technologieanpassung in den Raffinerien kurzfristig zu vermeiden. Gleichzeitig könnten über 800 Mio. Nm³ Erdgas eingespart werden. Zudem würden die Voraussetzungen für über 100.000 neue Arbeitsplätze in einer aufstrebenden deutschen Wasserstoffindustrie geschaffen werden. Internationale Wettbewerber, wie die USA oder China, haben dieses Potenzial ebenfalls erkannt und weisen den Weg. Nun hat es die Bundesregierung in der Hand, die notwendige Investitionssicherheit für die Nachfrage nach grünem Wasserstoff in den Raffinerien zu schaffen. Die Industrie und Raffinerien sind bereits umfangreich in Vorleistung gegangen, um diesen Transformationsprozess zu gestalten. \r\nIm ersten Quartal 2024 wurde die Novellierung der 37. Bundes-Immissionsschutz-Verordnung (BImSchV) beschlossen. Kernpunkt der Novellierung war die Umsetzung der beiden Delegierten Rechtsakte (EU) 2023/1184 und (EU) 2023/1185 und die Festsetzung der Mehrfachanrechnung auf den Faktor 3. Der abrupte Preisverfall der THG-Quoten-Preise im Jahr 2023 und die Strompreisschwankungen der letzten drei Jahre stellen für die Wirtschaftlichkeit von Wasserstoffprojekten im Raffineriebereich jedoch ein großes Problem dar. Die Kalkulation des Bundesumweltministeriums (BMUV) für die 3-fach-Anrechnung basierte auf einer umfangreichen Analyse zu den prognostizierten Herstellungskosten, die fortlaufend aktualisiert und der Anrechnungsfaktor entsprechend an-gepasst werden muss. Um die vom BMUV ur-sprünglich angestrebte wirtschaftliche Kon-kurrenzfähigkeit von erneuerbarem Kraftstoff nicht-biogenen Ursprungs sicherzustellen, sollte der Anrechnungsfaktor von 3 auf 4 angehoben werden. Mittelfristig sollte die Mehrfachan-rechnung jedoch durch eine Mindestquote für erneuerbare Kraftstoffe nicht-biogenen Ursprungs (grüner Wasserstoff) ersetzt werden. \r\nFür den nachhaltigen Hochlauf des grünen Wasserstoffs im Raffineriebereich ist zur teil-weisen Erfüllung der in § 37a Abs. 4 Bundes- Immissionsschutzgesetz (BImSchG) vorgege-benen Einsparquoten eine Mindestquote für die Verwendung von grünem Wasserstoff über das Jahr 2030 hinaus einzuführen. So wird sichergestellt, dass die Nachfrage von grünem Wasserstoff langfristig in den Raffinerien besteht und damit die erforderliche Investitionssicherheit in den Aufbau und Betrieb der Elektrolysekapazitäten gegeben ist. \r\nEs muss sichergestellt werden, dass die vollständige Bilanzierung des grünen Wasserstoffs auf frei wählbare in den Verkehr gebrachte Kraftstoffe erfolgen kann. Das Maximum der Bilanzierung auf das gewählte Produkt ist dabei durch den stofflich maximal enthaltenen Wasserstoffanteil im gewählten Produkt zu begrenzen. Die Bundesregierung muss auf europäischer Ebene bei der Evaluierung der Delegierten Rechtsakte (EU 2023/1184 und EU 2023/1185) darauf hinwirken, dass dies möglich wird und dann entsprechend in nationales Recht umsetzen. \r\nMobilität \r\nZum Erreichen der Klimaziele im Verkehr und der dafür erforderlichen Integration erneuerbarer Energien werden alle verfügbaren Optionen benötigt. Grüner Wasserstoff und seine Folgeprodukte sind ein wichtiger Baustein, insbesondere bei Teilbereichen wie Straßen-, Luft- und Seeverkehr, bei dem zur Dekarbonisierung auch langfristig flüssige oder gasförmige erneuerbare strombasierte Kraftstoffe erforderlich sind. \r\nFür die Transformation des Mobilitätsbereichs, insbesondere im Straßenschwerlast-Güterverkehr sowie in Teilen des öffentlichen Personennah-verkehrs und im Bereich von Sonderfahrzeugen und Spezialanwendungen, wird der umfangreiche Einsatz der Brennstoffzellentechnologie für eine sichere Versorgung der Bürger:innen zu jeder Jahreszeit und Ausnahmesituation notwendig sein. Der Einsatz dieser Technologie sowie der Verwendung von Kraftstoffen auf Basis \r\n12 \r\n13 \r\n14 \r\n16 \r\n15 28 29 \r\n \r\nvon grünem Wasserstoff im Straßen-, Luft, Schiffs- und Zugverkehr muss entsprechend durch gesetzliche Rahmenbedingungen und Förderungen sichergestellt werden. \r\nIm Rahmen des Gesamtkonzeptes erneuerbare Kraftstoffe fördert das Bundesministerium für Digitales und Verkehr (BMDV) sowohl Forschung und Entwicklung als auch den Markthoch-lauf von fortschrittlichen, wasserstoffbasierten erneuerbaren Kraftstoffen. Dadurch wird der Ausbau von Elektrolysekapazitäten für Wasser-stoff für den Verkehrssektor angereizt. Für das Gesamtkonzept müssen zukünftig die benötigten Mittel langfristig planbar und in erforderlicher Höhe bereitgestellt werden. Insgesamt muss das Gesamtkonzept für Wasserstoff- und Brennstoffzellentechnologien im Verkehr den Veränderungen des Nutzerverhaltens und den Anforderungen an die Versorgungssicherheit Rechnung tragen. \r\nStraßenverkehr \r\nZum Erreichen der Klimaziele im Schwerlast- Güterverkehr braucht es ein langfristig verlässliches Förderprogramm für emissionsfreie, wasserstoffbetriebene Lkw. Mit der Einführung einer an der direkten Vermeidung von Emissionen orientierten OPEX-Förderung bis 2030 könnten einerseits die Klimaziele im Schwerlast-Güterverkehr erreicht werden und andererseits der unbedingt notwendige Hoch-lauf der Serienfertigung von Brennstoffzellen- Lkws abgesichert werden. Zum Erreichen der Klimaziele 2030 im Schwerlastverkehr müss-ten mindestens 240.000 Lkws emissionsfrei in Deutschland betrieben werden. Für eine sichere, witterungsunabhängige und wirtschaftliche Gü-terversorgung zu jedem Zeitpunkt ist dieses Fahrzeugsegment ohne Zweifel auf grünen Was-serstoff aufgrund der Speicherfähigkeit großer Energiemengen und der schnellen Energie-übertragung in die Fahrzeuge angewiesen. Die effizienteste Technologie für die Nutzung des Wasserstoffs ist die Brennstoffzelle. \r\nDie Bundesregierung muss zur Erreichung der industrie- und klimapolitischen Ziele ein entsprechendes Förderprogramm auflegen und gesetzlich verankern: \r\n\tDie auszuzahlende Förderung pro gefah-renem Kilometer wird in vier jährlichen Ausschreibungen ermittelt. Die Bieter geben ein Gebot ab, das indirekt bei der Kalkulation des Gebotspreises die Anschaffungskosten der Fahrzeuge, die Infrastrukturkosten und die Beschaffung des grünen Wasserstoffs berücksichtigt. \r\n\r\n\tDie auszuzahlende jährliche Förderhöhe pro Fahrzeug richtet sich, entgegen den aktuellen Förderprogrammen, nach den tatsächlich vermiedenen Emissionen, die über die gefahrenen Jahreskilometer ermittelt werden. \r\n\r\n\tAb 2025 sind gesetzlich verankerte Ausschreibungen von Fahrzeugen über einen Betriebszeitraum von jeweils sieben Jahren vorzunehmen. \r\n\r\n\tDie jährlichen Ausschreibungsmengen sind so auszugestalten, dass einerseits ein realisierbarer Produktionshochlauf der Fahrzeuge umsetzbar ist und andererseits das Flottenziel von mindestens 240.000 Fahrzeugen im Jahr 2030 erreicht werden kann. \r\n\r\nIm Gegensatz zur Projektförderung sorgt diese Form von Produktförderung dafür, dass die klimaschonende Wirkung auf die Straße kommt. Für den Betrieb der 240.000 BZ-Lkw werden 1,5 Mio. Tonnen grüner Wasserstoff pro Jahr benötigt. Dies entspricht einem Bedarf von 60 TWh bzw. einer Elektrolysekapazität von 20 GW. \r\nEinerseits sind die Klimaziele 2030 im Verkehr nur unter Einbeziehung der Bestandsflotten zu erreichen, andererseits muss die Bundes-regierung nach dem von der EU beschlossenem Verkaufsstopp von Pkw-Neuwagen mit Ver-brennungsmotoren ab 2035 den sozialen Be-standsschutz und die Mobilität der Bürger:innen sicherstellen. Eine Sonderregelung für klima-neutrale Kraftstoffe (E-Fuels) ist angekündigt und soll bis Herbst 2024 entschieden werden. Für Lkw hat die EU sich Anfang 2024 für streng-ere CO2-Flottengrenzwerte für schwere Nutz-fahrzeuge und gegen die Anwendung von E-Fuels entschieden. Die Anwendung von E-Fuels ist lediglich als Prüfauftrag an die Kommission vorgesehen und auf die nächste Evaluierung im Jahr 2027 verschoben.22 Insbesondere für die über 2035 nicht durch Zero-Emission-Fahrzeuge ausgetauschte Pkw-Bestandsflotte braucht es zum Erreichen der Klimaziele E-Fuels, die auf Grundlage von grünem Wasserstoff hergestellt werden. Es muss sichergestellt werden, dass die E-Fuels im ausreichenden Maße vorhanden sind, da sonst die Klimaziele nicht erreicht werden oder die Bürger:innen in ihrem Mobilitätsbedürfnis eingeschränkt werden. Mit abschmelzender Flottengröße können die klimaneutralen Kraft-stoffe vom Straßenverkehr zunehmend auch – neben Wasserstoff – in der Schifffahrt und Luft-fahrt zum Einsatz kommen. \r\n17 \r\n18 \r\nAbb. 4: Notwendige Neuzulassungen von Brennstoffzellen-LKW pro Jahr30 31 \r\nDurch die Umrüstung bzw. den Antrieb von Lkw mit Brennstoffzellen werden die Fahrzeuge geringfügig länger. Der Gesetzgeber muss bei der Umrüstung von fossilen Antrieben auf Brennstoffzellen-Lkw die Seriengenehmigung für Längenänderungen ermöglichen. Das gibt den Fahrzeugherstellern und Werkstätten Planungssicherheit für den Wasserstoff-Hochlauf. Aktuell erhalten BZ-Lkw aufgrund der technisch bedingten Überschreitung der maximal zulässigen Gesamtlänge um bis zu 900 mm (bei Verwendung von Standardcontainer) nur eine Einzeltypenzulassung. Für einen Markt-hochlauf der Fahrzeuge ist daher eine Änderung von § 32 Straßenverkehrs-Zulassungs-Ord-nung (StVZO), im Sinne der Verordnung EU 2019/1892, in Bezug auf die Gesamtlänge erforderlich. Ein erster Schritt ist ein formeller Kriterienkatalog auf Länderebene zur Erteilung einer Ausnahmeverordnung für die Überlänge von bis zu 5.000 BZ-Lkw als Übergangslösung. Für eine größere Anzahl gleicher, also in Serie gefertigter Fahrzeuge, könnte damit eine Kleinseriengenehmigung mit Kriterienkatalog er-wirkt werden. Diese Ausnahmen könnten sich an den Ausnahmen für Windleiteinrichtungen oder dem Lang–Lkw orientieren. \r\nNeben dem notwendigen Hochlauf des Einsatzes von brennstoffzellenbetriebenen Lkw darf auch die Anwendung von Fahrzeugen mit Wasserstoff- Motor (ICE) nicht außer Acht gelassen werden. Diese besitzen in der kurzen Frist Kostenvorteile. Im Sinne eines technologieoffenen Ansatzes sollten daher beide Technologien bei der De-fossilisierung des Verkehrssektors eine wichtige Rolle spielen. \r\nTankstelleninfrastruktur \r\nTankinfrastruktur für Brennstoffzellen-Fahrzeuge ist ein wesentlicher Pfeiler für die Dekarbonisierung des Straßenverkehrs. Hierzu bedarf es, entsprechend der Umsetzungsbestrebungen Deutschlands zum Rechtsetzungsverfahren zur Alternative Fuels Infrastructure Regulation (AFIR), eine konkrete Umsetzung. Bis 2030 müssen Wasserstofftankstellen, die sowohl Personenkraftwagen als auch schwere Nutz-fahrzeuge versorgen, an allen städtischen Knoten-punkten und alle 200 km entlang des TEN-V-Kernnetzes errichtet werden.23 Dafür braucht es eine Erleichterung der Genehmigungsverfahren (Gleichsetzung mit konventionellen Tankstellen). \r\nDie Genehmigungsverfahren für die Errichtung von Wasserstofftankstellen müssen vereinfacht und digitalisiert werden, um den Ausbau zu fördern. Das entsprechende Genehmigungsverfahren gemäß § 10 BImSchG und die dazugehörigen Verordnungen müssen auf eine zielführende überprüft und entsprechend angepasst werden. \r\nZur Einhaltung des Eich- und Messgesetzes an Wasserstofftankstellen ist es notwendig, dass zügig Eichverfahren zur Prüfung der Wasserstofftankstellen aller Typklassen entwickelt werden. \r\nLuft-, Schiffs- und Schienenverkehr \r\nDamit klimaneutrale Luftfahrt für die Kurz-und Mittelstrecke möglich wird, muss eine technologieoffene Förderkulisse geschaffen werden, mit der durch gezielte Forschung und Entwicklung die Produktverfügbarkeit entsprechender Flugzeuge vorangetrieben wird. Die Bundesregierung muss hier die entsprechenden Anreize und Förderprogramme auflegen. \r\nEs braucht eine Gesamtstrategie für die PtX-Transformation im Schiffsverkehr. Hauptbestand-teil einer solchen Strategie muss eine technologie-offene Förderkulisse für Demonstrationsvorhaben für alternative Antriebe und Kraftstoffe auf Basis von Wasserstofftechnologien (z.B. e-Methanol oder grüner Ammoniak) für die See- und Binnen-schifffahrt sein. In diesen Prozess sind die relevanten Stakeholder frühzeitig einzubeziehen. Für den Hochlauf emissionsfreier Schiffsantriebe im Binnenschifffahrtsbereich soll eine Wasser-straßenmaut eingeführt werden, die progressiv ausgestaltet wird und so sukzessive die Trans-formation anreizt. Dabei sollen Schiffe, die mit E-Fuels fahren, teilweise entlastet und Schiffe, die mit Wasserstoff fahren (Brennstoffzelle oder Wasserstoff-Motoren), vollständig entlastet wer-den. \r\nBrennstoffzellen-Züge sind für einen versor-gungssicheren Schienenverkehr und ÖPNV un-verzichtbar. Insbesondere in Einsatzfeldern, in denen eine Elektrifizierung des Schienenverkehrs nicht möglich oder wirtschaftlich sinnvoll ist oder lange Strecken und Betriebszeiten abgedeckt werden müssen, können wasserstoffbetriebene Züge einen Mehrwert bieten. Aus diesem Grund müssen wirtschaftliche Anreize für den Hochlauf und breiten Einsatz von BZ-Schienenfahrzeugen geschaffen werden. Die Ausgestaltung eines entsprechenden Förderprogramms könnte sich an dem in Maßnahme 17 skizzierten OPEX-Förderprogramm für Schwerlastmobilität orien-tieren.\r\n19 \r\n22 \r\n23 \r\n20 \r\n24 \r\n21 \r\n25 \r\n26 32 33 \r\n \r\n4. Gesicherte Stromversorgung durch Wasserstoff \r\nDer Hochlauf der Wasserstoff-Marktwirtschaft ist die elementare Voraussetzung für die Transformation des Energiesystems, die mit einer Sektorenkopplung einhergeht. Spätestens ab 2045 wird das deutsche Stromsystem im Wesentlichen durch erneuerbare Energie-Anlagen, die je nach Witterung Strom bereitstellen können, dominiert werden. \r\nEs gilt daher im systemtechnischen Zusammen-spiel der erneuerbaren Energieerzeugung, regel-barer Lasten und erneuerbarer Wasserstoff-kraftwerke die Netzstabilität und Versorgungs-sicherheit weiterhin zu gewährleisten. \r\nFür den Aufbau dieses erneuerbaren Kraftwerk-verbundes braucht es investitionssichere Rah-menbedingungen für systemdienliche Elektro-lyse, die zeitnahe Verfügbarkeit von Wasserstoff-speicherungskapazitäten in (deutschen) Salz-kavernen-Speichern, Wasserstoffkraftwerke so-wie ein Wasserstoff-Backbone für die Versorgung der über Deutschland verteilten Verbraucher. Der massive Ausbau der erneuerbaren Energien ist die Grundvoraussetzung für den Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft. \r\nKraftwerksstrategie \r\nDer wirtschaftliche Erfolg Deutschlands basiert auf einer gesicherten, wirtschaftlichen und nach-haltigen Energieversorgung. Dieses Zieldreieck muss auch in einer überwiegend witterungs-abhängigen erneuerbaren Energiewirtschaft gewährleistet sein. Grüner Wasserstoff wird dabei in mehrfacher Hinsicht zu einem der zentralen Energieträger. Erstens kann er schon bei der heimischen Erzeugung zur Stabilisierung des Stromnetzes beitragen. Zweitens kann mit ihm in H2-ready-Kraftwerken eine emissionsfreie Stromerzeugung in Dunkelflauten realisiert wer-den. Drittens können große Mengen an erneuer-baren Energien importiert, verteilt und saisonal in Untergrundspeichern gespeichert werden. \r\nIn der Transformation zu einer klimaneutralen Wirtschaft und Gesellschaft übernimmt grü-ner Wasserstoff als Energieträger eine Schlüssel-funktion. Für den notwendigen Hochlauf der Erzeugung und der Vorbereitung des notwendigen Kraftwerkparks müssen jetzt die regulatorischen Voraussetzungen durch die Bundesregierung geschaffen werden. Der Zeitplan für die an-gekündigten Ausschreibungen von H2-ready- Kraftwerken für die Versorgungssicherheit des Strommarkts ist im Zuge der Haushaltskrise 2023/24 um zwei weitere Jahre verschoben worden. Damit verliert Deutschland wertvolle Zeit. Die Kraftwerksstrategie muss umgehend vorgelegt werden, damit die Umsetzung beginnen kann. Dabei muss die Kohärenz mit den angekündigten Strategien für Wasserstoffspeicher und Wasserstoffimporte gewährleistet sein. Das Ausschreibungsvolumen muss sich an den ermittelten Bedarfen orientieren und das Ver-gütungssystem für die Kraftwerke so ausgestaltet sein, dass die Teilnahme an den Ausschreibungen attraktiv ist. 34 35 \r\nDas BMWK nannte im August 2023 konkrete Zahlen, für welche Leistungen Förderungen ausgeschrieben werden sollen: 8,8 GW an reinen Wasserstoff-Sprinter- und Hybridkraftwerken sowie weitere 15 GW an Wasserstoffkraftwerken, die vorübergehend mit Erdgas betrieben werden.24 Die neuerliche Einigung zur Kraftwerksstrategie vom Februar 2024 enthält dagegen nur insgesamt 10,5 GW an Kraftwerksleistung, die ausgeschrieben werden sollen. Die Sprinter- und Hybridkraftwerke kommen praktisch gar nicht mehr vor und sind durch andere Instrumente ersetzt worden. Trotz allem müssen fast 30 GW an steuerbarer Erzeugungsleistung, die bis 2030 aus dem Strommarkt gehen, ersetzt werden.25 \r\nDer DWV fordert im Sinne des gesicherten Hochlaufs von grünem Wasserstoff und für eine gesicherte erneuerbare Stromversorgung die Ausschreibung der bereits seit langem ange-kündigten 8,8 GW Hybrid- und Sprinter-kraftwerke. Zudem müssen, wie das BMWK im August 2023 ankündigte, weitere 15 GW an zukunftsfähigen H2-ready Kraftwerken ausge-schrieben werden, damit deren Fertigstellung so früh wie möglich gewährleistet werden kann. Die Ausschreibungen sollten zur Stützung der Wasserstoffnachfrage ergänzend zur gezielten Angebotsförderung aus dem vom DWV vorge-schlagenen Zukunftsfonds finanziell unterstützt werden. \r\nDamit die Ausschreibungen im Rahmen der Kraftwerksstrategie ein Erfolg werden, bedarf es eines attraktiven Vergütungsmodells. Das von der Bundesregierung vorgeschlagene Modell, das auf einen Mix von Investitions- und Betriebskostenförderungen setzt, bietet aber gerade für letzteren Bereich nicht genügend Investitionssicherheit. Insbesondere für den Betrieb einer Mindestzahl an Volllaststunden ist eine gesicherte Vergütung notwendig. Daher sollte ein OPEX-Vergütungsmodell für mit Wasserstoff betriebene Kraftwerke im mehrjährigen Mittel jährlich mindestens 800 vergütete Volllaststunden garantieren und bei Mehrabruf der Kapazitäten bis hin zu 1.200 Volllaststunden ausgeweitet werden. In einzelnen Jahren kann im Sinne der Flexibilität der Abruf der Leistung unter- oder überschritten werden. Die Vergütung sollte in Höhe der Differenz zwischen einem abgegebenen Gebotspreis auf Wasserstoff sowie den Erdgaskosten erfolgen. Im Sinne des Klimaschutzgesetzes sollten Emissions- Multiplikatoren für den eingesetzten Wasserstoff eingeführt werden, sodass klimafreundliche Brennstoffe in den Ausschreibungen bevorteilt werden. \r\nDie Umrüstung von H2-ready-Kraftwerken, die zunächst mit fossilem Erdgas betrieben werden, muss so früh wie möglich, zu Beginn der 2030er- Jahre, erfolgen. Eine Umrüstung zwischen 2035 und 2040, wie von der Bundesregierung angekündigt, ist viel zu spät. Die von der Bundesregierung vorgeschlagenen 500 MW Sprinterkraftwerke müssen zudem von Anfang ohne Einschränkungen zu 100 Prozent mit Wasserstoff betrieben werden. \r\nDer von der Bundesregierung angestrebte Kapazitätsmechanismus wird das Strommarkt-design in Deutschland stark verändern. Bis zur Genehmigung durch die Europäische Kommission ist die gesicherte erneuerbare Stromversorgung durch die gezielte Anreizung von Wasserstoffkraftwerken abzusichern. Für die Einführung des Mechanismus ist sicherzustellen, dass die bis dahin realisierten Kraftwerke ohne Probleme in den neuen Mechanismus überführt werden können und keinerlei Nachteile am Markt zu befürchten haben. Ebenso muss der Mechanismus so ausgestaltet sein, dass er Flexibilität und Sektorenkopplung honoriert und so den Zubau weiterer Wasserstoffkraftwerke, die gesicherte Leistung bieten können, möglich macht. \r\nDie stationäre Brennstoffzelle ist ebenfalls ein wichtiger Baustein der Sektorenkopplung, da sie auf Basis von Wasserstoff und Derivaten effizient und klimafreundlich Strom sowie Wärme und Kälte erzeugen kann. Stationäre Brennstoffzellen können dabei auch für die sichere Stromversorgung digitaler und kritischer Infrastrukturen eingesetzt werden. Sie müssen daher in der Kraftwerksstrategie Berücksichtigung finden, da sie im großen Maßstab auch an Kraftwerksstandorten einen wesentlichen Beitrag zur sicheren Energieversorgung leisten sowie später auch am Kapazitätsmarkt teilnehmen können. \r\nDezentrale Wasserstoff-Blockheizkraftwerke (BHKW) – auch im MW-Bereich – müssen als Teil der Kraftwerkstrategie und im späteren Kapazitätsmarkt berücksichtigt werden. Grö-ßere Anlagen zur Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) müssen konsequent für den Betrieb mit Wasserstoff umgerüstet werden, um Fern- und Nahwärmenetze zu defossilisieren. \r\nSystemdienlichkeit definieren und anreizen \r\nEine Grundbedingung für Ausschreibungen von grünem Wasserstoff durch den Bund ist die systemdienliche Elektrolyse. Es fehlt weiterhin eine genaue Definition für den Begriff der Systemdienlichkeit bzw. eine Spezifizierung, welche Voraussetzungen gelten müssen, damit Elektrolyse als systemdienlich gilt und damit förderfähig wird. Neben dem Begriff der Systemdienlichkeit werden weitere Begriff wie Netzdienlichkeit oder Netzverträglichkeit verwendet. \r\nEs ist unbestritten, dass Elektrolyseure einen Beitrag zur Netzstabilität und Netzstützung liefern können. Durch Lastreduktion oder Laststeigerung im Betrieb und im Rahmen der technischen Möglichkeiten des Elektrolyseurs muss dem Netzbetreiber die Möglichkeit gewährt werden, auf fluktuierende Stromerzeugung durch erneuerbare Energien zu reagieren. \r\nDer DWV schlägt die nachfolgende definitorische Unterscheidung vor, die jeweils mit eigenen Kriterien weiter ausdifferenziert sind:26 \r\n• netzdienliche Elektrolyse \r\n• systemdienliche Elektrolyse \r\n• gesamtsystemdienliche Elektrolyse \r\nDiese Differenzierung ist bei der Ausgestaltung von Förderprogrammbedingungen zu berücksichtigen, damit für die Unternehmen deutlich wird, welche Anforderungen und Aufgaben an Elektrolyseure gestellt werden und entsprechend entschieden werden kann, ob eine Beteiligung infrage kommt. \r\nAufgrund der am ersten Kalendertag eines Monats verpflichtenden Aufteilung zwischen den Veräußerungsformen können die Anlagenbetreiber nicht auf Belastungen des Stromnetzes durch eine flexible Vermarktung des Stroms an eine Wasserstofferzeugungsanlage reagieren. Es müssen gezielte Ausnahmeregelungen im EEG geschaffen werden, wenn der Anlagenbetreiber zur Stabilisierung des öffentlichen Stromnetzes von den angegebenen Prozentsätzen abweicht. \r\n27 \r\n29 \r\n28 \r\n30 \r\n31 \r\n33 \r\n32 \r\n34 36 37 \r\n5. Wasserstofferzeugung in Deutschland und Europa hochfahren \r\nDer Hochlauf der grünen Wasserstoffwirtschaft in Deutschland und Europa kann in der verbleibenden Zeit bis 2030 und unter Berücksichtigung des globalen Wettbewerbs nicht nur nachfrageseitig stimuliert werden. Schon heute stehen viele Wasserstoffprojekte vor der offenen Frage, woher der grüne Energieträger stammen soll. \r\nDabei geht es um die Anbindung an Infrastruktur, aber insbesondere auch um die gesicherte, dauerhafte Versorgung mit grünem Wasserstoff, auf die Industrie, Gewerbe oder der Mobili-tätssektor so dringend warten. \r\nDeutschland muss seine Versorgung mit Wasser-stoff auf zwei Säulen stützen: Einerseits eine starke inländische Wasserstoffproduktion und andererseits eine wirtschaftliche Import-struktur. Die Bundesregierung hat sich zu einem Ziel von 10 GW installierter Elektrolyseleistung mit einer Jahresproduktion von 28 TWh bis 2030 bekannt. Darüber hinaus müssen, unter Berücksichtigung der gesicherten prognostizierten Bedarfe, mindestens 82 TWh/a in 2030 importiert werden. Über Wasserstoffpipelines haben die an-grenzenden europäischen Länder sowohl im Norden, im Osten, Süden und Westen aus-reichende Potenziale für den benötigten Import erneuerbarer Energien nach Deutschland. Zum Heben dieser großen Potenziale bedarf es gesetz-licher und finanzieller Regelwerke. Gleichzeitig bekennt sich die Bundesregierung damit zur Euro-päischen Union. \r\nEs bleibt die Frage, ob der Bedarf von 40 GW Elektrolyseleistung für die deutsche Versorgung überhaupt realistisch ausgeliefert und installiert werden kann. Nach einer DWV-Umfrage unter sieben deutschen Elektrolyseherstellern sind jährliche Elektrolyseur-Lieferkapazitäten von 16 GW bzw. 28 GW in den Jahren 2025 und 2030 umsetzbar27. Die Möglichkeit der Produktions-kapazität für Elektrolyseure ist somit nicht die kritische Größe. Es mangelt aktuell vielmehr an den investitionssicheren Rahmenbedingungen. \r\nEin solcher Kapazitätsaufbau entspricht 9 Mrd. bzw. 13 Mrd. Euro Umsatz, 47.000 bzw. 66.000 Arbeitsplätzen und einer Wasserstofferzeugung von 1,27 Mio. t (42 TWh) im Jahr 2025 und 2,17 Mio. t (72 TWh) im Jahr 2030. Zur Hebung dieser Potenziale muss die Bundesregierung kon-sequent das vom DWV skizzierte Wasserstoff-bereitstellungsprogramm (vgl. Forderung 1) um-setzen und durch den Abbau regulatorischer Hürden unterstützen. \r\nDeutschland muss kurzfristig als wirtschaftlich stärkster Mitgliedstaat in der EU ein Sofort-programm zum Hochlauf der deutschen Wasser-stoffwirtschaft starten. Mit H2Global liegt ein Doppelauktionsmodell vor, welches sorgfältig unter der Federführung des BMWK entwickelt und durch die EU notifiziert wurde.Diese Maßnahme kann daher sehr kurzfristig umgesetzt werden. Es braucht in diesem Rahmen den Aufbau von Konzepten für die Ausschreibung von Elektrolysekapazitäten auf nationaler Ebene mit einem Förderumfang von mindestens 5 GW bis 2030. Im Bundeshaushalt sind schon heute über 3,5 Milliarden Euro für das Förderprogramm hinterlegt. Die Umwidmung dieser Mittel zugunsten deutscher Elektrolyseprojekte ist die Gelegenheit, dem Hochlauf einer grünen Wasserstoffwirtschaft zum Durchbruch zu verhelfen. Die Mittel sollten mit der Nutzung der Auktionsergebnisse im Rahmen eines nationalen Budgets in der Europäischen Wasserstoffbank (European Hydrogen Bank) verknüpft werden (Auctions-as-a-service). \r\nDer Ausbau der Erzeugungskapazitäten für grünen Wasserstoff sichert die Transformation der energieintensiven Sektoren und schafft gut bezahlte Industriearbeitsplätze. Eine strategische Raumplanung für Wasserstoff-Eignungsregionen zur Erzeugung von Wasserstoff mit erneuerbaren Energien dient als Fundament eines deutsch-land- und europaweiten Netzumbau- und Netz-ausbauplans. Dabei sind insbesondere die erneuerbaren Energie-Potenziale aus den Ländern Süd- und Osteuropas, Mittel- und Nord-europas, dem Baltikum sowie den nord- und westafrikanischen Ländern mit einzubeziehen. Hierfür sollte auf europäischer und nationaler Ebene das Instrument der Hydrogen Valleys als raumplanerisches Instrument genutzt werden. Wenn Planungsbehörden ein Hydrogen Valley ausweisen, sollten analog zu den go-to-areas im Sinne der EU-Notfallverordnung für erneuerbare Energien erheblich vereinfachte Bedingungen für die Errichtung und den Betrieb von Wasserstofferzeugungsanlagen gelten. Nationale Planungs- und Genehmigungsrechtslagen sollten europaweit angeglichen werden. Hier muss die Europäische Kommission koordinierend tätig werden. \r\nWindkraft-Elektrolyse an Land und auf See \r\nDie Windenergiebranche in Deutschland ist eine vielfältige Industrie, die sowohl Windkraftanlagen an Land (Onshore) als auch auf See (Offshore) umfasst. Die Produktion von Wasserstoff aus Windkraft wird eine Schlüsselrolle bei der Umsetzung der Energiewende spielen. Zur Erreichung der Klimaziele und der Energieversorgungssicherheit muss Deutschland eine Vorreiterrolle in der Wasserstoffproduktion On- und Offshore übernehmen. Ambitionierte Ausschreibungen von Wind-Elektrolyse an Land und auf See und strategischer Infrastrukturausbau legen die Grundsteine für eine starke heimische Wasserstoffproduktion. \r\nDer beschleunigte Ausbau von erneuerbaren Energien ist der zentrale Pfeiler für das Gelingen der Energiewende und die erfolgreiche Trans-formation des Industriestandortes Deutschland. Nach Einschätzung des DWV können die am-bitionierten Ausbauziele für erneuerbare Energien in Europa und Deutschland nur mit ebenso am-bitionierten Gesetzgebungsverfahren und beglei-tenden Ausschreibungen erreicht werden, die die notwendige Investitionssicherheit schaffen. Windkraftanlagen müssen derzeit immer wieder abgeregelt werden, um eine Netzüberlastung zu vermeiden (Redispatch). Dies führt laut Bundesnetzagentur (BNetzA) bei der Windenergie zu einem nicht genutzten Volumen von etwa 10 TWh im Jahr. Der ambitionierte Ausbau der erneuerbaren Energien und der unzureichende Netzausbau werden zukünftig diesen Effekt noch weiter verstärken. Perspektivisch wird es kaum möglich sein, den Ausbau des Stromnetzes im Gleichschritt mit den erneuerbaren Energien und insbesondere zu deren Volatilität auszubauen. Die bisher ungenutzte Energie muss zukünftig verstärkt zur Produktion von Wasserstoff genutzt werden, der dann über Pipelines zu den \r\n35 \r\n36 \r\n37 38 39 \r\n \r\nVerbrauchern transportieren kann. Die im Herbst 2023 beschlossene Einführung der Nutzen-statt-abregeln-Regel (§ 13k EnWG) ist ein richtiger Schritt, jedoch muss die praktische Anwendbarkeit und die Vereinbarkeit mit europäischem Regelwerk überprüft und gegebenenfalls angepasst werden. \r\nFür den deutschen Beitrag innerhalb einer europäisch vernetzten Wasserstoff-Marktwirt-schaft bedarf es eines verlässlichen und ver-bindlichen Ausbaupfades von 10 GW Elektrolys-eleistung auf See. Damit Deutschland den technologischen Vorsprung, insbesondere in der Offshore-Wind-Wasserstofferzeugung sichert, muss die Bundesregierung unverzüglich die Ausschreibungen auf mindestens 2 GW Offshore- Wind- Wasserstofferzeugung verdoppeln. Nur so können unter Berücksichtigung der Planungs-, Genehmigungs- und Realisierungszeiträumen die benötigten grünen Wasserstoffmengen für eine resiliente Versorgung der deutschen Volkswirtschaft bereitgestellt werden. Im nächsten Schritt müssen weitere Flächen in der gesamten deutschen Ausschließlichen Wirtschaftszone (sog. Entenschnabel) für die Wasserstoffproduktion im Sinne des 10 GW-Elektrolyseziels28 der Regierungskoalition identi-fiziert und bis 2035 verbindlich ausgewiesen werden. \r\nDie Ausschreibungen der SEN-1 Flächen sind zügig und mit geringem zeitlichen Versatz umzusetzen. In der Start-up-Phase ist eine hohe Realisierungswahrscheinlichkeit der Projekte auf den SEN-1 Flächen sicherzustellen, um so das Gelingen des weiteren Hochlaufs der Offshore- Wind-Wasserstoffwirtschaft zu ermöglichen. Durch die Einführung von qualitativen Auswahl-kriterien ist es möglich, sicherzustellen, dass nur Bieter selektiert werden, die auch über ausrei-chende Erfahrung und Kapazitäten zur Umsetz-ung der erstmaligen Offshore-Wind-Wasserstoffer-zeugung verfügen. Aus Sicht des DWV sind überwiegend qualitative Kriterien zu bevorzugen, die eine hohe Realisierungswahrscheinlichkeit der Projekte sicherstellen. Final sollten Bieter mit den objektiv besten Voraussetzungen für die Projektrealisierung den Zuschlag erhalten und nicht die Bieter, die die optimistischsten Annahmen bezüglich der Absatzpreise von grünem Wasserstoff haben. Der DWV spricht sich dafür aus, die Akteursvielfalt bei den Offshore- Ausschreibungen zu stärken. Eine breite Basis von bezuschlagten Offshore-Unternehmen leistet einen wesentlichen Beitrag zur Gestaltung von günstigen erneuerbaren Strompreisen und der Vermeidung von Klumpenrisiken im innovativen Offshore-Segment. Damit dies erreicht wird, müssen pro Bieter die bezuschlagten Leistungen je Ausschreibung begrenzt werden. Ein po-tenzieller Bieter sollte jeweils nur für eine Fläche pro Jahr und Flächenkategorie den Zuschlag erhalten. Im dynamischen Verfahren der nicht zentral voruntersuchten Flächen sollten die Bieteroptionen jeweils auf eine Fläche pro Runde begrenzt werden. Zudem sollte eine Grenze der kumulierten Bezuschlagung eingeführt werden. Erst mit Realisierung von Projekten durch das jeweilige bezuschlagte Unternehmen reduziert sich der Wert der kumulierten Bezuschlagungen. \r\nIm Hinblick auf die Festlegung von Pönalen vertritt der DWV die Position, dass eine vollständige Einbehaltung der geleisteten Sicherheiten und der unmittelbare Totalverlust von Projektrechten bei Überschreitung der jeweiligen gesetzlichen Fristen gemäß § 82 des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG) nicht verhältnismäßig ist. Auf die Wasserstoffproduktion bezogen, sollten Pönale offen ausgestaltet werden, um Anpassungen in einer sich schnell entwickelnden Technologie auch während der Installation vornehmen zu können. Wir schlagen vor, dass in der ersten Phase des Verzugs ein stufenweises Anwachsen des Einbehalts der Sicherheitsleistung, zum Beispiel 0,5 Prozentpunkte pro Tag Verzug, eingeführt wird. Eine tageweise Erhöhung der Pönalen entspricht dem allgemeinen Wirtschaftswesen. Erst mit dem Anwachsen der zu leistenden Pönale auf die gesamte Sicherheitsleistung sollte unmittelbar der vollständige Einzug der Projektrechte erfolgen. \r\nEin wesentlicher Anteil der heimischen grünen Wasserstoffproduktion wird aufgrund der optimalen Bedingungen, insbesondere der erreichbaren Volllaststunden, mit Offshore- Windenergie erfolgen. Zum Abtransport des Offshore produzierten grünen Wasserstoffs an Land ist eine Wasserstoff-Sammelpipeline in der Nordsee die kosteneffizienteste Lösung. Eine Wasserstoffpipeline bietet gerade bei großen zu transportierenden Energiemengen und der Erschließung des vom Festland weit entfernten „Entenschnabels“ in der Nordsee erhebliche Vorteile gegenüber einer See- und Landkabelverlegung oder gar Schiffstransport. Die Vorteile kommen vor allem dann zum Tragen, wenn die Offshore-Wind-Wasserstofferzeugung auf den benötigten industriellen Maßstab von mindestens 10 GW hochskaliert wird. \r\n38 \r\n40 \r\n39 \r\n41 \r\nAbb. 5: Grafik des FEP mit SEN-1-Fläche (Quelle: BSH)40 41 \r\n \r\nEine einzige Pipeline, mit einer Baubreite von wenigen Metern, kann die gleichen Energiemengen wie fünf Hochleistungskabelsysteme mit vielen 1.000 Metern Trassenbreite übertragen. Somit lassen sich Wasserstoff-Sammelpipelines schneller realisieren und sind mit erheblich weniger Umwelteingriffen realisierbar.29 \r\nImporte \r\nDeutschland wird für die Sicherung der Energie-versorgung im Einklang mit den vereinbarten Klimazielen erneuerbare Energien und ins-besondere grünen Wasserstoff bereits vor 2030 importieren müssen. Der Bedarf an grünem Wasserstoff muss für die Transformation der deutschen Wirtschaft kosteneffizient gesichert und der Hochlauf der deutschen Wasserstoff- Marktwirtschaft eingeleitet werden. Nur so wird Deutschland die angestrebte Klimaneutralität bis 2045, unter Aufrechterhaltung der Ver-sorgungssicherheit, erreichen können. Wie hoch die Importquote sein wird, hängt von einer Vielzahl von Faktoren ab und lässt sich im Jahr 2024 nicht sicher beantworten. Szenarien zeigen, dass mehrere 100 TWh pro Jahr in Höhe von bis zu 15 Mrd. Euro an erneuerbaren Energien in Form von grünem Wasserstoff importiert werden müssen. \r\nDer Import von Wasserstoff muss einem gesamtsystemischen Ansatz folgen, in dem konkrete Ziele sowie Maßnahmen formuliert sowie kurz-, mittel- und langfristige Entwicklungen antizipiert und angestoßen werden.30 Es müssen geographische Korridore skizziert werden, die deutlich machen, aus welchen Regionen oder Ländern wie viel Wasserstoff in welcher Form sowohl kurzfristig (Zeithorizont bis 2030) als auch mittel- und langfristig (ab 2030 bis 2050) importiert werden soll. Dabei müssen Szenarien entwickelt werden, die sich an den realen Optionen orientieren, sich effektiv und effizient umsetzen lassen und den Aufbau von Doppelstrukturen vermeiden. Nur so können Politik und Wirtschaft zielgerichtet die notwendigen Planungen vornehmen und die entsprechenden Investitionen tätigen. \r\nDer Aufbau einer europäischen Wasserstoff-wirtschaft, inklusive eines europäischen Wasser-stoffnetzes, ist die Grundlage einer gemeinsamen, diversifizierten, resilienten und sicheren euro-päischen Energieversorgung. In Europa und den angrenzenden Regionen ist genügend Potenzial für die Erzeugung erneuerbarer Energien vorhanden, um den europäischen grünen Wasserstoffbedarf vollständig abzudecken. So besteht in ganz Europa 2030 ein Angebotsüberschuss von bis zu 90 TWh und 2040 von bis zu 234 TWh.31 Hierbei sind insbesondere die großen erneuerbaren Energiepotenziale in Südeuropa (Portugal und Spanien), Nordwesteuropa (Irland, Großbritannien), im Nord- und Ostseeraum, im Baltikum (Estland, Lettland und Litauen), in Nordeuropa (Finnland, Norwegen und Schweden), in Osteuropa (Ukraine) und Südosteuropa (Rumänien, Bulgarien, Griechenland und Türkei) zu nennen. Die Vielzahl an potenziellen europäischen Wasserstoffexporteuren zeigt, dass auch innereuropäisch eine diversifizierte Importstrategie möglich ist. In Europa bzw. Deutschland ist die heimische Bereitstellung von Wasserstoff und daraus produzierte Derivate zu gleichen Kosten wie beispielweise in der Mena-Region grundsätzlich möglich, wenn in der Gesamtbetrachtung alle Produktions-, Infrastruktur- und Transportkosten berücksichtigt werden.32 \r\nAbb. 6: Länderspezifisch nivellierte Herstellungskosten für Wasserstoff33 42 43 \r\n \r\nTechnisches Potenzial für die Herstellung von grünem Wasserstoff unter 1,5 USD/kg bis 2050, in TWh \r\n \r\n365.000 \r\nNORDAMERIKA \r\n309.440 \r\nSÜDAMERIKA \r\nAbb. 7: Technisches Potenzial für die Herstellung von grünem Wasserstoff34\r\n58.880 \r\nNORDOST-ASIEN \r\n24.444 \r\nEUROPA \r\n561.940 \r\nNAHER OSTEN \r\nUND NORDAFRIKA \r\n190.000 \r\nMITTEL- UND OSTASIEN \r\n754.170\r\n17.770 \r\nSÜDOST-ASIEN \r\nSUB-SAHARA AFRIKA \r\n353.330 \r\nAUSTRALIEN 44 45 \r\n \r\nDer Import von gasförmigem Wasserstoff über Pipelines ist zeitnah eine reale und kostengünstige Option. Europa verfügt über ein einzigartiges Pipelinenetz, das für den grenzüberschreitenden Wasserstoffhandel im europäischen Kontext bestens geeignet ist. Der Wasserstofftransport über Pipelines ist bis 5.000 km Entfernung die kosteneffizienteste Option.35 Mit einer gezielten europäischen Wasserstoffstrategie kann das bestehende Gas-Pipelinesystem im Einklang mit dem Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft sukzessive auf Wasserstoff umgestellt werden. \r\nGrößter Vorteil bei der Nutzung der bestehenden Gasinfrastrukturen für den Transport von Wasserstoff ist, dass ein europäischer Austausch von erneuerbaren Energien unmittelbar über grünen Wasserstoff erfolgen könnte. Gerade dieser Aspekt birgt für Deutschland einen entscheidenden Vorteil. Bis 2030 muss Deutsch-land zur Erreichung seiner erneuerbaren Energie-ziele nicht nur grünen Wasserstoff, sondern über den Wasserstoff indirekt erneuerbaren Strom importieren. Nur so kann der im EEG gesetzlich verankerte Zubau von erneuerbaren Energien, insbesondere von Windenergieanlagen, erreicht werden. \r\nEinhergehend mit der steigenden Wasserstoff-nachfrage können dann schrittweise die be-stehenden Gaspipelines für den reinen Transport von Wasserstoff, wie unter anderem im European Hydrogen Backbone vorgesehen, ertüchtigt werden. Die Grundlagen für die Planungen eines Hydrogen Backbones sollten die Nachfragezentren sowie die von den einzelnen Mitgliedsstaaten identifizierten Erzeugungsschwerpunkte von grü-nem Wasserstoff sein. \r\nDer gasförmige Import von grünem Wasserstoff über Pipelines sichert etablierte Wertschöpfungs-ketten, wie in Raffinerien, Chemie oder der Stahl-industrie in der EU und insbesondere in Deutsch-land. \r\nDer Hochlauf einer grünen Wasserstoff- Marktwirtschaft braucht betriebswirtschaftliche Sicherheiten und muss konsequent an den gesetzlich festgeschriebenen Klimazielen ausge-richtet sein. Wenn beim Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft bis 2030 zwischen-zeitlich die Nachfrage nicht in ausreichendem Maße durch grünen Wasserstoff gedeckt werden kann, könnte die bestehende Nachfrage nach Meinung der Bundesregierung auch vor-übergehend und zeitlich begrenzt durch importierten blauen Wasserstoff gedeckt werden. Dabei ist sicherzustellen, dass \r\n\tes auf nationaler Ebene nicht zu einem Anstieg der THG-Emissionen kommt. Die Regierung wäre andernfalls gezwungen, zur Erreichung der Klimaneutralitätsziele bis spätestens 2045 in den einzelnen Sektoren, der Industrie noch weitere Einsparmaßnahmen aufzubürden. Das verursacht weitere Kosten, was mittelfristig zu einer Schwächung des Industriestandortes Deutschlands führen wird. \r\n\tes nicht zu einer Verknappung der national zur Verfügung stehenden gasförmigen Energie-mengen zur Gewährleistung der Versorgungs-sicherheit kommt. \r\n\r\n\tder Hochlauf der grünen Wasserstoff- Marktwirtschaft auf nationaler und inter-nationaler Ebene nicht beeinträchtigt wird. Dies gilt insbesondere für die Transport- und Speicherkapazitäten von Wasserstoff im bestehenden Erdgasnetz. Grüner Wasserstoff muss grundsätzlich Vorrang gegenüber Wasser-stoff aus fossilen Quellen erhalten. \r\n\r\n\tder in der EU Taxonomie genannte CO2- Grenzwert von 25 Gramm pro CO2-äq./MJ H2 nicht überschritten wird. \r\n\r\nDie Erzeugung von grünem Wasserstoff bietet im Gegensatz zu der Nutzung von blauem Wasserstoff für den deutschen Anlagenbau in Summe die größeren wirtschaftlichen Chancen- Langfristig ist grüner Wasserstoff unzweifelhaft die nachhaltigere und resilientere Lösung für die deutsche Volkswirtschaft. Diese geo- und industriepolitische Dimension gilt es bei der Abwägung zur politischen Unterstützung des Einsatzes von blauem Wasserstoff abzuwägen. \r\nDie Bundesregierung hat im EEG ehrgeizige Aus-bauziele festgeschrieben. Mit Weitsicht hat der Gesetzgeber bereits vorgesehen, dass bis zu 20 Prozent36 bzw. 50 GW der geplanten Ausschreibungsmengen für Erzeugungsanlagen erneuerbarer Energien bis zum Jahr 2030 außerhalb Deutschlands in der EU ausge-schrieben werden können. Unter Berücksichtigung der aktuellen nationalen Zielverfehlungen und den sich abzeichnenden Engpässen beim Netzanschluss neuer Anlagen, sind völkerrecht-liche Vereinbarungen mit Mitgliedsstaaten der Europäischen Union für die in diesen Ländern vorzunehmenden Ausschreibungen von min-destens 20 GW bis 2030 auszuhandeln und abzuschließen. Aufgrund der fehlenden Ka-pazitäten zur Stromübertragung an den Grenzkuppelstellen ist der Import aus den betreffenden Ländern jedoch nur in Form von grünem Wasserstoff möglich.37 Strategische Wasserstoffpartnerschaften mit Mitgliedsstaaten der EU sind für Deutschland daher die Grundvoraussetzung, um die gesetzlich festgeschriebenen EEG-Ziele zu erreichen. \r\nEin Import der benötigten erneuerbaren Energiemengen, und damit die Umsetzung der vom Gesetzgeber angestrebten Ausschreibungen in der EU, wird nur über den indirekten Transport der erzeugten erneuerbaren Energie in Form von Wasserstoff über das bestehende Pipelinesystem zu realisieren sein. Damit der Hochlauf der benötigten Importmengen schnellstmöglich garantiert wird, ist eine stufenweise Beimischung von grünem Wasserstoff in das bestehende Erdgasnetz sinnvoll. Mit zunehmendem Angebot sowie der Nachfrage kann der Transport über die Umstellung von existierenden Gaspipelines auf reine Wasserstoffpipelines erfolgen. Die Bundesregierung muss diese Möglichkeit in einer Rechtsverordnung nach § 88a EEG kurzfristig ausgestalten und mit potenziellen Mitgliedstaaten aus der EU in entsprechende Verhandlungen eintreten. \r\nDie Bundesregierung muss in einer Importstrate-gie klare Zielstellungen formulieren und diese ihrem wirtschafts- und energiepolitischen Han-deln zugrunde legen. Es muss deutlich werden, woher, wann und wie viel Wasserstoff in welcher Form (elementar oder als Derivat) importiert werden soll. Der Schwerpunkt muss dabei aus wirtschaftlichen, industrie-, energie- und geopolitischen Gründen auf dem Import über Pipelines liegen. \r\nDie „europäische Option“ für den Import von Wasserstoff nach Deutschland ist zu präferieren und zielgerichtet umzusetzen. Dieser Ansatz kann durch ausgewählte außereuropäische Partner \r\n42 \r\n43 \r\n44 46 47 \r\n \r\nergänzt werden, wenn dies im geostrategischen Interesse Deutschlands und der EU liegt. Es braucht jetzt die konsequente Ausrichtung und Fokussierung der politischen Unterstützung und finanziellen Mittel auf europäische (über den § 5 EEG) und – punktuell – internationale Wasserstoffprojekte. \r\nDer Import von gasförmigem grünem Wasserstoff über Pipelines ist unter Berücksichtigung einer ausgewogenen Abwägung zwischen den Span-nungsfeldern einer wirtschaftlichen Energie-versorgung, Versorgungssicherheit sowie geo-politischen, industriepolitischen und europa-politischen Aspekten zu präferieren. Ergänzende Importe von Wasserstoff und seinen Derivaten via Schiff für (punktuell) fehlende Energiemengen und einer zusätzlichen Diversifizierung sind strategisch zu berücksichtigen. \r\nAuszuwählende Energie- und Wasserstoffpartner-schaften sind zu echten Wasserstoffhandels-partnerschaften auszubauen. Sie müssen trans-parente und verbindliche Vereinbarungen über die zu handelnden Wasserstoffmengen sowie die dafür notwendigen gemeinsamen Bemühungen zum Ausbau der Produktions- und Infrastrukturen beinhalten. Die Handelspartnerschaften sind mit konkreten Zeitplänen zu unterlegen, damit Planungs- und Investitionssicherheit für alle Seiten entsteht. Partnerschaften mit großen Potenzialen für Handelsmengen sind entsprechend prioritär zu verfolgen. \r\nEs müssen für die zu importierenden Mengen Wasserstoff entsprechende Transport- und Infrastrukturen geschaffen werden. Hier ist auf nationaler Ebene die Planung und der Ausbau des Wasserstoff-Kernnetzes sowie auf europäischer Ebene der European Hydrogen Backbone konsequent und ambitioniert voranzutreiben. Ebenso sind zur weiteren Absicherung der deutschen Energieversorgung im notwendigen Umfang Hafeninfrastrukturen für den Import von Wasserstoff und seinen Derivaten auszubauen und vorzuhalten. \r\nFür die pipelinegebundenen Importe ist der Ausbau von bzw. die Umrüstung zu reinen Wasserstoffnetzen entscheidend. Hier müssen entsprechende Maßnahmen dringend ange-schoben werden. In der Hochlaufphase ist die Beimischung von 5 Prozent Wasserstoff in das bestehende Erdgastransportnetz ein sinnvoller und vor allem schneller erster Schritt. Deutschland muss sich für eine europaweite einheitlich abgestimmte Regelung für die Beimischung von Wasserstoff in das bestehende Erdgassystem und den grenzüberschreitenden Transport einsetzen. \r\n47 \r\n45 \r\n48 \r\n46 \r\n6. Infrastruktur für eine sichere Energieversorgung \r\nIn langfristigen Szenarien bis zum Jahr 2050 wird von einem Importbedarf von Wasserstoff in Höhe von mindestens 900 TWh pro Jahr ausgegangen. Die Importinfrastrukturen sind für diese Größenordnung entsprechend zu planen und schnellstmöglich umzusetzen. Nur so kann sichergestellt werden, dass die für den deutschen Bedarf notwendigen Importmengen beschafft und die Klimaneutralitätsziele erreicht werden. \r\nDabei ist eine Wasserstoffpipeline-Infrastruktur die kostengünstigste Option für den Transport und die Verteilung von Wasserstoff. Genau aus diesem Grund muss sie zum Rückgrat einer nachhaltigen, wirtschaftlichen und versorgungssicheren grü-nen Wasserstoffwirtschaft in Deutschland und Europa werden. Mit den ersten IPCEI-Infra-strukturprojekten, dem Wasserstoff-Kernnetz und den Vorschlägen zum European Hydrogen Backbone wurden bereits richtungsweisende Projekte und Entwicklungen angestoßen. Für die Realisierung braucht es jetzt vonseiten der Politik klare, rechtssichere und transparente Entscheidungen. \r\nGleiches gilt für die Ertüchtigung der bestehenden Erdgasnetze, insbesondere der Verteilnetze, um diese für den Transport und die Verteilung von Wasserstoff H2-ready zu machen. Die allermeisten Industrie- und Gewerbekunden sind an das Verteilnetz angeschlossen und daher zur eigenen Defossilisierung auf die zukünftige Versorgung mit grünem Wasserstoff angewiesen. Demnach braucht es eine zügige und entschlossene Umsetzung des Netzentwicklungsplans (NEP) Gas und Wasserstoff, eine verlässliche Regelung zur Umrüstung von Erdgasleitungen und ein klares Konzept zur Finanzierung hierfür. Schon im Jahr 2030 werden nennenswerte Wasserstoffspeicherkapazitäten benötigt, um die vielfältigen Wasserstoffanwendungen über-saisonal und kontinuierlich mit grünem Wasserstoff zu versorgen.38 Diese Kapazitäten müssen durch die Umrüstung von Erdgas- und Erdölspeichern und den Neubau von Untertage-Wasserstoffspeichern geschaffen werden. Aufgrund der langen Um-setzungszeiträume von bis zu 12 Jahren muss die Umrüstung prioritär angegangen werden. Mit der Definition des Wasserstoff-Kernnetzes ist 2023 ein wichtiger Schritt gemacht worden. Die weiteren Infrastrukturbedarfe müssen nun zügig adressiert werden, damit der Business Case für Wasserstoff in Deutschland und Europa nicht geschmälert wird. \r\nFernleitungsinfrastruktur \r\nMit der Definition des Wasserstoff-Kernnetzes wurde im Jahr 2023 ein wichtiger Meilenstein auf dem Weg zu einer leistungsfähigen Wasser-stoffnetzinfrastruktur erreicht. Jetzt gilt es, die notwendige Investitionssicherheit für die Netz-betreiber zu schaffen, damit die anstehenden Investitionsentscheidungen getroffen und die entsprechenden Aufträge ausgelöst werden können. Die zuständigen Behörden müssen zu-dem die Voraussetzungen für beschleunigte Genehmigungsverfahren schaffen, damit die Bauarbeiten für die ersten Leitungen noch 2024 beginnen können. 48 49 \r\n \r\nEs ist positiv, dass die Bundesregierung mit der Systementwicklungsstrategie eine sektorenübergreifende Infrastrukturplanung zwi-schen den verschiedenen Energiesektoren (Strom, Gas, Wärme und Mobilität) entwickelt, um den Anforderungen an ein zukünftiges Energiesystem gerecht zu werden. Ebenfalls ist zu begrüßen, dass die reguläre Netzentwicklungsplanung NEP für Erdgas und Wasserstoff bereits ab 2024 modelliert und dann umgesetzt werden soll. \r\nWasserstoff wird das Schlüsselelement der Sektorenkopplung sein – dafür braucht es eine starke Pipelineinfrastruktur. Jetzt muss es darum gehen, Hindernisse für den Neubau von Leitungen und die Umrüstung bestehender Leitungen aus dem Weg zu räumen und die öffentliche Absicherung des Kernnetzes festzulegen, um marktfähige Bedingungen für den Kapitalmarkt und Investoren sicherzustellen. Auch die Anbindung an die europäischen Leitungsprojekte muss dabei gewährleistet werden. \r\nDie Bedingungen für den Aufbau des Wasserstoff- Kernnetzes müssen dauerhaft sichergestellt werden, sodass die Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) ein kapitalmarktfähiges Finanzierungs-modell haben und private Investitionen anziehen können. Dabei ist eine attraktive Eigenkapital-verzinsung entscheidend, die mindestens auf dem gleichen Niveau wie die für neue Strom- und Erdgasleistungen liegt. Ein Hochlauf-Netzentgelt, das alle zwei Jahre überprüft wird, ist einzuführen. \r\nDie Bundesregierung muss den diskrimi-nierungsfreien Zugang, insbesondere auch für die kleinen und mittelständischen Akteure, zur Wasserstoffinfrastruktur (Netze und Speicher) sicherstellen. \r\nEs besteht grundsätzlich die Möglichkeit für Zu-schüsse aus dem Klima- und Transformations-fonds. Das ist wichtig, damit eine mögliche Finanzierungslücke im Amortisationskonto im Jahr 2055 nicht zu groß wird. Wichtig ist außerdem, dass der Haushaltsgesetzgeber und das Bundesfinanzministerium (BMF) hier schon vor 2035 Zeichen geben, inwieweit solche Zu-schüsse vorgesehen sind, und entsprechende Vorkehrungen treffen. \r\nDie Anpassung der Raumordnung für einen effizienten Trassenverlauf muss zwingend er-folgen. Insofern ist der Vorstoß in der WindSeeG-Novelle zu begrüßen, wonach Sammelpipelines aus sonstigen Energiegewinnungsbereichen den bisher vorgesehenen Gleichstromtrassen gleich-gestellt werden und deren Zulassung fortan im Rahmen des Planfeststellungsverfahrens nach § 45 ff. WindSeeG ermittelt wird. \r\nDie Planung und Fortschreibung des Wasserstoff- Kernnetzes, insbesondere in Bezug auf den grenzüberschreitenden Austausch des Wasser-stoffs, muss sich an der Importstrategie der Bundesregierung und den damit verbundenen volkswirtschaftlichen Zielen ausrichten. \r\nVerteilnetzinfrastruktur \r\nDie Rolle der Verteilnetze für die künfti-ge Wasserstoff-Marktwirtschaft ist essenziell. Nur mit leistungsfähigen Verteilnetzen können Industrie, Gewerbe und Verbraucher zuverlässig und kostengünstig mit grünem Wasserstoff versorgt werden. Dabei spielen nach den jüngsten Gesetzesänderungen vor allem die Änderungen im Energiewirtschaftsgesetz (NEP Gas und Wasserstoff) und im Gebäudeenergiegesetz in Verbindung mit dem Wärmeplanungsgesetz eine wesentliche Rolle. Kunden, die am Verteilnetz \r\n51 \r\n52 \r\n53 \r\n49 \r\n50 \r\nAbb. 8: Entwurf für das Wasserstoff-Kernnetz 2032 (Quelle: FNB-Gas)50 51 \r\nangeschlossen und auf die Versorgung mit Wasserstoff angewiesen sind, müssen zukünftig Planungssicherheit haben, um die Klimaziele zu erreichen und einen gesicherten Betriebsablauf aufrecht zu erhalten. Die Planung zum Kernnetz muss daher auf der Fernleitungsebene um die Verteilnetze erweitert werden. \r\nNeben der Versorgung der industriellen Kunden muss auch die witterungsunabhängige Wärmeversorgung zukünftig gesichert werden. Wie der Zwischenbericht von Fraunhofer IEE und Fraunhofer ISE zur Bottom-Up-Studie des NWR eindrücklich aufzeigt, ist Wasserstoff für die Dekarbonisierung des Wärmemarktes zum Teil notwendig. Ab 2030 und bei kostengünstigen Preisen wird Wasserstoff auch in der Wärmebereitstellung eine Rolle spielen. Dies ist hauptsächlich in industriell geprägten und verdichteten, urbanen Gebieten mit sehr hohen Heizungsbedarfen erforderlich, wo eine vollständig elektrische Wärmeversorgung auch aufgrund der fehlenden Netzkapazität nicht zu jedem Zeitpunkt sicher gewährleistet werden kann. \r\nWasserstoff spielt dabei vorrangig eine Rolle bei der Abdeckung von Spitzenlast in Nah-und Fernwärmenetzen. Sie entlasten damit nicht nur die Stromnetze, sondern sichern auch die erneuerbare Stromerzeugung in der Dunkelflaute. Stromgeführte Wasserstoff-BHKW haben heute bereits eine Effizienz von rund 80 Prozent (40 Prozent elektrisch + 40 Prozent thermisch) und könnten damit schon jetzt gesicherte Leistungen in der Dunkelflaute bereitstellen sowie wärmebasierte Lastspitzen im Stromsystem abmildern. In Situationen, in denen nicht ausreichend EE-Strom zur Verfügung steht, stützt der Einsatz von Wasserstoff in KWK-Anlagen somit direkt das Stromsystem und ermöglicht indirekt, durch eine stromnetzdienliche Steuerung von Wärmepumpen, eine Entlastung des Stromsystems, ohne dabei die gesicherte Wärmeversorgung zu gefährden. \r\nDaher ist es richtig, dass die Bundesregierung eine Förderung von Absatzmärkten für grü-nen Wasserstoff entlang der gesamten Wert-schöpfungskette abbildet und die Schaffung eines kohärenten Handlungsrahmens fördert. Im Einklang mit dem Koalitionsvertrag und dem Entschließungsantrag des Deutschen Bundestages39 sollte es hierbei nicht zum Ausschluss von bestimmten Anwendungssektoren kommen. \r\nNeben den Fernleitungsnetzbetreibern müssen daher auch die Verteilnetzbetreiber (VNB) befähigt werden, ihren Beitrag für den Aufbau des Wasserstoffnetzes in Deutschland zu leisten. Industrie und Gewerbe sind weitestgehend an die Verteilnetze angebunden. Auch lokale Erzeuger und Verbraucher müssen an das Wasserstoffnetz angeschlossen werden. Dies ist entscheidend für die Planungssicherheit energieintensiver, auch mittelständischer Industrien in der Fläche. Der Bau von Verbindungs- und Anschlussleitungen muss zügig angegangen werden, um auch diejenigen Kunden anzubinden, die nicht direkt am Kernnetz angeschlossen sind. Dazu müssen die VNB von Beginn an in den Planungsprozess einbezogen werden. Es braucht zudem Planungssicherheit für die unterschiedlichen Branchen darüber, wann und wie der Anschluss sowie die Wasserstoffversorgung erfolgt, um die Investitionsentscheidungen für Defossilierungsprojekte fällen zu können. \r\nDie Weiterentwicklung der Netzentwicklungs-planung von einer reinen Bedarfsplanung hin zu einem mittel- bis langfristigen Ansatz im Sinne der Energie- und Klimaziele 2045 ist begrüßenswert. Dieser Paradigmenwechsel lei-tet den Übergang der Transformation der Gas-netze ein, wobei grünem Wasserstoff künftig die entscheidende Rolle zukommen wird, um in Industrie, Energiewirtschaft und Mobilität für die notwendigen CO2-Reduktionen zu sorgen. Mit dem szenariobasierten Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff wird die Grundlage für die langfristige Entwicklung der Gas- und Wasserstoffnetze gelegt. Die zeitliche Verzahnung der integrierten Netzplanung mit den Fristen im Strombereich ist ebenfalls positiv. Nun muss es darum gehen, mit der Systementwicklungsstrategie eine Energieinfrastrukturplanung aus einem Guss zu etablieren und damit im Sinne der Sektorenkopplung die Rolle von Wasserstoff im Energiesystem festzuschreiben. \r\nDas Wärmeplanungsgesetz muss so angewendet werden, dass Kommunen ihre bestehenden Gasnetze weiterverwenden können. Dafür brauchen die Kommunen Sicherheit darüber, mit welchen Mengen Wasserstoff sie über das Kernnetz versorgt werden oder ob eine regionale Erzeugung und Speicherung aufgebaut werden. In diesem Zusammenhang muss die Bundesregierung den von ihr angekündigten Leitfaden techno-logieoffen ausgestalten. Es müssen rechtssichere Wasserstoffnetzausbaugebiete ausgewiesen wer-den, um so die Vorteile von Wasserstoff als industriellem Energieträger über die Wärmeplanung hinaus zu nutzen. \r\nWasserstoffspeicher \r\nWasserstoffspeicher sind ein essenzielles Element für eine versorgungssichere erneuerbare Energiewirtschaft. Die langfristige Speicherbarkeit von Wasserstoff gewährleistet in einer erneuer-baren Energiewirtschaft die notwendige Ver-sorgungssicherheit für die Stromwirtschaft, die Industrie sowie Bürger:innen. \r\n54 \r\n55 \r\n56 52 53 \r\nIn großvolumigen Untergrundspeichern kön-nen große Mengen Wasserstoff im TWh-Maß-stab saisonal gespeichert und anschließend witterungsunabhängig und bedarfsgerecht zur Verfügung gestellt werden. Dezentrale Lang-zeitspeicher mit kleineren Volumina leisten als lokale Insellösungen einen weiteren Beitrag zur Versorgungssicherheit und entlasten so die Netzinfrastruktur. Grüner Wasserstoff wird demnach in einer defossilisierten Energie-wirtschaft einer der wichtigsten Energieträger für die gesicherte Versorgung unserer Volks-wirtschaft. Wasserstoffspeicher in Kombination mit H2-Kraftwerken sind das Rückgrat einer erneuerbaren Stromversorgung und dement-sprechend unverzichtbar. \r\nDarum gilt es, so schnell wie möglich die regulatorischen Voraussetzungen zu schaffen, damit Deutschland bereits 2030 nennens-werte Wasserstoff-Speicherkapazitäten aufwei-sen kann. Lange Planungs- und Genehmigungs-sowie lange Bau- und Umrüstungszeiten machen es notwendig, dass weit im Voraus gehandelt wird. \r\nDaher reicht es nicht aus, dass die Bundes-regierung in der Fortschreibung der Nationalen Wasserstoffstrategie ein Konzept für Wasserstoff-speicher angekündigt hat. Ein konkretes Konzept muss schnellstmöglich vorliegen, damit die Bau-leit- und Genehmigungsverfahren gestartet wer-den können. Die finalen Investitionsentscheidung-en für die ersten TWh-Speicherkapazitäten müs-sen innerhalb der nächsten Jahre getroffen werden. \r\nFür den Hochlauf der grünen Wasserstoff- Marktwirtschaft werden in Deutschland schon 2030 nennenswerte Speicherkapazitäten bis zu einem mittleren einstelligen TWh-Bereich benötigt. Die Langfristszenarien des BMWK zeigen, dass über 2030 hinaus der Bedarf an Wasserstoff- Speicherkapazitäten rasant auf 74 bis 105 TWh ansteigen wird. Die Umrüstung bestehender Speicheranlagen, in denen derzeit Erdgas oder Erdöl gespeichert werden, muss schnell forciert werden. Es besteht dabei ein Potenzial von bis zu 32 TWh. Der Neubau inklusive der Solung neuer Salzkavernen muss aufgrund der langen Vorlaufzeiten von aktuell ca. zehn Jahren schon jetzt mitgedacht und angegangen werden. \r\nDer Übergang von der Erdgas- in die Wasserstoffwirtschaft muss sinnvoll ausgestaltet werden. Die Bundesregierung sollte daher in einem Wasserstoffspeicherfahrplan anhand einer Bedarfs- und Resilienz-Analyse darstellen, wie und wann die Umstellung der Speicherung von Gasen im Energiesystem im Einklang mit den Klimazielen für 2030 und 2045 verlaufen soll. So kann sie Planungssicherheit für die vorübergehend parallele Verwendung von Erdgas und Wasserstoff herstellen. \r\nPriorität muss in einer ersten Phase - etwa bis 2030 - die ausreichende Bereitstellung von Speicherkapazitäten haben sowie der diskriminierungsfreie Zugang für alle Markt-akteure. Dazu müssen bestehende Kavernen frühzeitig ertüchtigt werden. Die Bundesregierung könnte in einer ersten Phase des Hochlaufs die benötigten Speicherkapazitäten im mittleren einstelligen TWh-Bereich anhand eines Speicherfahrplans auf der Grundlage einer Bedarfs- und Resilienz-Analyse ausschreiben, um den Ausbau anzureizen. Dabei muss der diskriminierungsfreie Zugang für alle Marktak-teure zu den Speicherkapazitäten sichergestellt sein. \r\nMittelfristig muss der Neubau angereizt werden. Eine Möglichkeit kann dabei ein Modell auf der Basis von Contracts for Difference (CfD) sein. Vorzunehmen wäre die Festlegung von Referenzerlösen im Rahmen einer Erlösuntergrenze (Abdeckung der Kapitalkosten und fixen Betriebskosten) sowie einer Erlösobergrenze, die auch variable Betriebskosten aus dem tatsächlichen Speicherbetrieb umfasst. Die Unternehmen geben dann Gebote auf einen Referenzerlös ab. Das Modell reizt die Errichtung und den Betrieb von Speichern dadurch effektiv an, dass Speicherbetreiber einen Teil der Mehrerlöse gegenüber dem Referenzerlös bis hin zur definierten Obergrenze behalten dürfen. \r\nDie Absicherung der Energieversorgung in Zeiten der erneuerbaren Energien bedarf einer Regulierung durch den Staat. In Analogie zum Ansinnen eines Energiebevorratungsgesetzes sollte dabei die Absicherung der Energie-versorgung für unvorhersehbare Ereignisse berücksichtigt werden. Für die Absicherung der erneuerbaren Energieversorgung braucht es in solchen Fällen die flächendeckende Definition von „multi-use“-Resilienzspeichern von erneuerbaren Energieträgern. Solche Speicher sollten so reguliert sein, dass Speichernutzer einen Teil der von ihnen gebuchten Speicherscheiben zur Vorhaltung einer Reserve zur Verfügung zu stellen. \r\n57 \r\nAbb. 9: Bedarf H2-Speicherkapazität \r\n60 \r\n58 \r\n61 \r\n59 \r\n \r\n7. Bürokratische \r\nHemmnisse abbauen \r\nEine effiziente und effektive Regulatorik ist essenziell für den erfolgreichen Wasserstoff-Markthochlauf. Die Geschwindigkeit des Hochlaufs wird neben den wirtschaftlichen Rahmenbedingungen durch eine Vielzahl gesetzlicher Bestimmungen beeinflusst. \r\nFür die notwendige Beschleunigung des Aufbaus und die Inbetriebnahme der benötigten Wasserstofftechnologien sind im Bereich Pla-nung, Genehmigung und Umsetzung Vereinfach-ungen der Bürokratie und Verwaltung notwendig, insbesondere im Baurecht (BauGB, BauNVO), Immissionsschutz (BImSchG, BImSchV) sowie Energie- und Umweltrecht. Das geplante Wasserstoffbeschleunigungsgesetz muss die An-forderungen an die Planungs- und Genehmigungs-verfahren reduzieren, soweit es nach den allgemein anerkannten Regeln zu verantworten ist. \r\nEntlang der gesamten Wertschöpfungskette stehen Unternehmen in den Startlöchern, um die grüne Wasserstoff-Marktwirtschaft aufzu-bauen und den Leitmarkt für international wettbewerbsfähige Wasserstofftechnologien zu prägen. Die Bundesregierung muss ihre Ver-sprechen einlösen und verlässliche Rahmen-bedingungen schaffen, um Deutschland an die Spitze der Wasserstoffwirtschaft zu setzen und ihre vereinbarten Ziele zu erreichen. Die bestehende Gesetzgebung hemmt durch unverhältnismäßige Restriktionen den Markthochlauf, während gleichzeitig an anderer Stelle klare Regeln und Definitionen fehlen. \r\nDie Erfahrungen mit der Genehmigung von erneuerbaren Energie-Anlagen müssen auf die Planungs- und Genehmigungsverfahren von Wasserstofferzeugungsanlagen konsequent über-tragen werden. Mit verbindlichen Standard-isierungen können Vorhabenträger besser planen und die Zulassungsbehörden schneller prüfen sowie nach einheitlichen Kriterien entscheiden. Eindeutige Leitfäden können helfen bei der Bewertung der von den Anlagen ausgehenden möglichen Emissionen und Gefährdungen für Umwelt und Menschen. Diese Leitfäden sind in einer Bund-Länder-Arbeitsgemeinschaft, nach dem Vorbild der Bund-Länder-Arbeitsgemein-schaft für Immissionsschutz (LAI), für alle Bundesländer abzustimmen und zu vereinheitlichen. \r\nEbenso gilt es, gesetzlich unsachlich vorgegebene Anforderungen an die Genehmigungsprozeduren - mit dem Ziel der zeitlichen Beschleunigung der Verfahren - gemeinsam mit den Akteur:innen zu identifizieren und zu eliminieren. Die ge-nehmigenden Behörden sind zudem ent-sprechend frühzeitig für die Genehmigung von Wasserstoffanlagen und -einrichtungen zu schulen. Im Wasserstoffbeschleunigungsgesetz sollten folgende Vereinfachungen umgesetzt werden: \r\nDie Einordnung als Industrieemissionsanlage nach § 10 Abs. 1a BImSchG ist für Elektrolyseure kleinerer und mittlerer Größe aufgrund ihrer begrenzten Umweltauswirkungen unangemessen. Der Gesetzgeber muss hier für Vereinfachung \r\n62 54 55 56 57 \r\nsorgen. Die in der 4. BImSchV festgesetzten Verfahren zur Genehmigung von Elektrolyseuren (ab 5 MW Leistung vereinfachtes Verfahren gemäß § 19 BImSchG sowie ab 50 Tonnen pro Tag Wasserstoff-Produktionskapazität Ge-nehmigungsverfahren gemäß § 10 BImSchG) müssen möglichst praxisnah ausgestaltet werden. Damit die Einhaltung der geneh-migten Produktionskapazitäten der Anlagen durch das Genehmigungsverfahren entsprechend unbürokratisch ausgestaltet werden kann, sind Vollzugshinweise zu erlassen und den Genehmigungsbehörden vorzugeben. Des Weiteren ist die Schwelle für die Umwelt-verträglichkeitsprüfung (UVP) von Elektrolyseu-ren mit 5 MW und weniger als 50 Tonnen Produktionskapazität pro Tag entsprechend anzuheben, da die Anlagen gegenwärtig dem formellen Verfahren inklusive Öffentlich-keitsbeteiligung unterliegen. Die UVP-Schwelle muss auf EU-Standard angehoben werden. Wie für die erneuerbaren Energien muss die Bundesregierung mit Weitsicht bauplanungs-und genehmigungsrechtliche Bedingungen schaffen, die nicht zu unsachlichen zeitlichen und finanziellen Aufwendungen führen. \r\nElektrolyseure sind der zentrale Baustein für den Hochlauf der grünen Wasserstoffproduktion. In Bezug auf die materiellen Zulassungs-voraussetzungen für Elektrolyseure besteht derzeit erhebliche Unsicherheit, insbesondere innerhalb von Gewerbegebieten. Anlagen zur Herstellung oder Speicherung von Wasserstoff in speziell ausgewiesenen Sondergebieten für Sonnenenergie sind gemäß § 14 Abs. 4 Baunutzungsverordnung (BauNVO) zulässig. Dies gilt auch für faktische oder durch Bebauungsplan festgesetzte Gewerbegebiete, sofern die Voraussetzungen des § 249a Abs. 4 BauGB erfüllt sind. Diese Regelung sichert zwar die planungsrechtliche Zulässigkeit von Elektrolyseuren in solaren Sondergebieten. Sie verstärkt jedoch die Unsicherheiten hinsichtlich der generellen Zulässigkeit solcher Anlagen in Gewerbegebieten. Der Gesetzgeber sollte im Gesetz (§ 14 BauNVO) klarstellen, dass Elektrolyseure auch in Gewerbegebieten zulässig sein können. \r\nIn der Novelle des Baugesetzbuchs (BauGB) wurde erstmals eine Privilegierung für Elektrolyseure im Außenbereich eingeführt (§ 249a). Diese Privilegierung ist jedoch keine eigenständige Regelung für Elektrolyseure oder Speicher-anlagen, sondern hängt von der Privilegierung von Wind- oder Solaranlagen ab. Die Voraussetzungen für diese Privilegierung sind jedoch beschränkt: Die Grundfläche der baulichen Anlagen dürfen weder 100 Quadratmeter noch einen Höhenunterschied zwischen Geländeoberfläche und dem höchsten Punkt der Anlagen von 3,5 Metern überschreiten. Darüber hinaus muss der Strom aus erneuerbaren Energiequellen stammen, die räumlich und funktional mit dem Elektrolyseur verbunden sind. Der Gesetzgeber muss diese Beschränkungen, insbesondere in Bezug auf die Anlagengröße, überarbeiten. \r\nDie Größe der nach dem BauGB privilegierten Elektrolyseanlage sollte sich bei bereits errichteten erneuerbaren Energie-Anlagen orientieren, die räumlich der Elektrolyseanlage zuzuordnen sind. Sofern die Leistung der Elektrolyseanlage weniger als 50% der installierten erneuerbaren Energie- Anlagen beträgt, sind die Elektrolyseanlagen als privilegierte Vorhaben einzustufen. \r\nSollte die Elektrolyseanlage im Außenbereich nicht im räumlichen Zusammenhang zu einer erneuerbaren Energie-Anlage errichtet werden, sind diese bis zu einer Gesamtleistung von 5 MW als privilegierte Vorhaben einzustufen. \r\nFür die Wasserstoffproduktion durch Elektrolyse ist eine separate wasserrechtliche Gestattung erforderlich, insbesondere wenn Grundwasser oder Wasser aus Gewässern entnommen wird oder Abwasser bei der Reinwasseraufbereitung entsteht. Diese Gestattung wird nicht durch die Genehmigung für den Elektrolyseur abgedeckt, was zu zusätzlichem Arbeits- und Verwaltungsaufwand führt. Es gibt keine einheitliche Genehmigung. In vielen Fällen wird die Erstellung eines Ausgangszustandsberichts verlangt. \r\nFür den Markthochlauf der Brennstoff-zellenmobilität ist der Aufbau einer ausreichend dimensionierten Betankungsinfrastruktur essen-ziell. Wasserstofftankstellen bedürfen ab einer Lagerkapazität von 3 Tonnen einer Zulassung nach dem BImSchG. Während Tankstellen in Gewerbe-, Industrie-, Misch- und Dorfgebieten generell zulässig sind und in Wohngebieten teilweise zugelassen werden, gibt es bisher keine gesetzliche Privilegierung für Tankstellen im Außenbereich (§ 35 BauGB). Lediglich ein „besonderer Bedarf“ für eine Wasserstofftank-stelle kann ausnahmsweise ein privilegiertes Vorhaben begründen (§ 35 Abs. 1 Nr. 4 BauGB). Des Weiteren kommt eine Privilegierung in Frage, wenn die Tankstelle in unmittelbarer Nähe zu einem Elektrolyseur errichtet wird (§ 35 Abs. 1 Nr. 3 2. Variante BauGB). Sollte der Bau der Tankstelle nicht unter eine Privilegierung fallen, ist die Aufstellung eines kosten- und zeitaufwendigen Bebauungsplanes erforderlich. Der Gesetzgeber muss für Wasserstofftankstellen geeignete Privilegierungstatbestände für den Außenbereich schaffen. \r\nDie Ende 2023 vorgelegten „100 Maßnahmen zur Vereinfachung der Planungs-, Genehmigungs-und Umsetzungsbeschleunigung zwischen Bund und Ländern“ sind grundsätzlich begrüßenswert, insbesondere durch die explizite Berücksichtigung von erneuerbaren Energien. Die Maßnahmen unterstützen durch den beschleunigten Zubau von erneuerbaren Energien den Hochlauf einer grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft in Deutschland. Allerdings wird in den Maßnahmen nicht explizit auf Wasserstoff eingegangen. Dies ist nicht konsistent mit der Strategie der Bundesregierung, die auf Wasserstoff als zentrales Element der Energiewende setzt. Hier ist nachzubessern und Wasserstoff explizit mitzudenken. \r\nAuf dem Weg zur Klimaneutralität hat die Bundesregierung zahlreiche Gesetze auf den Weg gebracht, in denen Verordnungsermächtigungen enthalten sind. Diese Verordnungen definieren wesentliche Details, die für den erfolgreichen Transformationsprozess unserer heimischen Wirtschaft entscheidend sind. Ohne diese Verordnungen können die entsprechenden Gesetze nicht umgesetzt werden. Leider lassen die Verordnungen oftmals zu lange auf sich warten und hemmen so die Entscheidungsfähigkeit der Unternehmen. \r\nDie Bundesregierung muss in Anbetracht der verbleibenden Zeit zukünftig eindeutige Fristen für die Erarbeitung und Vorlage von Verordnungen festlegen, diese im Gesetz verankern und \r\n64 \r\n63 \r\n65 \r\n66 \r\n67 58 59 \r\nderen Einhaltung nachhalten. So schafft der Gesetzgeber Transparenz, sichert die Umsetzung seiner Regularien und schafft Planungssicherheit für die Unternehmen. \r\nDie Umsetzung der Nationalen Wasserstoff-strategie und der Hochlauf der Wasserstoff-wirtschaft hängen auch in hohem Maße von den Ländern ab. Denn die haben durch die Verwaltungshoheit großen Einfluss auf den Zubau der erforderlichen erneuerbaren Energiekapazitäten sowie der entsprechenden Infrastrukturen (z.B. Verteilnetze) und Anlagen. Für eine bessere Abstimmung zwischen den beteiligten Bundesministerien und den Bundesländern schlagen wir ein eigenständiges Gremium „Grüne Wasserstoff-Wirtschaft” (nach dem Vorbild des Kooperationsausschusses im Rahmen des EEG 2021) vor. Darüber hinaus muss die Bundesregierung in enger Zusammenarbeit mit den Ländern die Aktualisierung der je-weiligen Wasserstoffstrategien der Länder an-regen und begleiten. Nur so können größt-mögliche Synergieeffekte erzeugt und Koordinierungsprobleme vermieden werden. \r\nIn den nächsten Jahren wird ein Ausbau von Elektrolyseanlagen in der Größenordnung von mehreren hundert Megawatt bis hin zu zehn Gigawatt an Bezugsleistung erfolgen. Damit der Hochlauf der Wasserstoff-Marktwirtschaft gelingt, müssen jetzt schon die technischen Anschluss-Voraussetzungen von Elektrolyseuren mitgedacht werden. Deshalb ist die Definition der besonderen Anforderungen für diese neuartigen und großen Bezugsanlagen erforderlich. Gleichzeitig müssen diese Anforderungen planbar und verhältnismäßig für die Betreiber und Hersteller von Elektrolyseanlagen sein. Der DWV hat mit den vier Übertragungsnetzbetreibern (4ÜNB) eine Taskforce zur einvernehmlichen Definition gegründet. \r\nDie Wasserstofferzeugung mit erneuerbaren Energien muss auch unter Anwendung der Netzanschlussbedingungen weiterhin nachhaltig, versorgungssicher und wirtschaftlich erfolgen. Nur so kann die sichere Versorgung der Wasserstoffkraftwerke, Industrien und der Haushalte gewährleistet werden. Für dieses Spannungsfeld gilt es, innovative Lösungen zu finden. Die Wasserstoffindustrie ist bereit, ihren Entwicklungsbeitrag dazu zu leisten. \r\nDer DWV fordert die 4ÜNB auf, die gestellten Anforderungen zum Netzanschluss der Elektrolyseure zu überarbeiten, sodass ein effizienter Anschluss der Elektrolyseure auch zukünftig möglich ist. Durch überzogene Anforderungen entstehen große technische und wirtschaftliche Unsicherheiten für die Unternehmen, überhaupt Elektrolyse ans Netz anschließen zu können. Es muss einen angestimmten Hochlauffahrplan zwischen den Akteuren geben, sodass einerseits der Hochlauf der grünen Wasserstoffproduktion in Deutschland möglich ist und andererseits durch den Betrieb der Elektrolyseure keine unvertretbaren Risiken für den sicheren Stromnetzbetrieb entstehen. \r\nDamit der Hochlauf der elektrochemischen Wasserstofferzeugung nicht verzögert wird, schlägt der DWV eine zeitlich gestufte Einführung der Anforderungen vor. Insbesondere zu Beginn handelt es sich um nur wenige 100 MW an Elektrolyseleistung, die im Netz zu integrieren sind. Erst mit Zunahme der Installationsleistungen kann sich für das Netz eine Beeinträchtigung ergeben. Aus diesem Grund wäre eine zeitliche Stufung der technischen Anschlussbedingungen von Elektrolyseuren berechtigt. Ebenso wäre eine Staffelung denkbar, die sich an der Gesamtkapazität von 1 GW der ins Netz integrierten Elektrolyseure orientiert. Es muss ebenfalls geklärt werden, wie viel Störleistung das Stromnetz derzeit verträgt, sodass ggf. Elektrolyseure ohne weitere Anforderungen ans Netz gehen können und ohne die Systemstabilität zu gefährden. Daraus abgeleitet vertritt der DWV ein Drei-Phasen-Modell für die Einführung der Anschlussbedingungen. \r\nIn der Hochlaufphase ist darauf zu achten, dass insbesondere die First Mover nicht durch über-zogene Netzanschlussbedingungen technologisch und wirtschaftlich unnötig überfordert werden. Im konkreten Anforderungsfall an die Robustheit gegenüber temporären Spannungsänderungen (FRT-Fähigkeit) werden Fehlerdauern von bis zu drei Sekunden bei entsprechend langsamer Spannungsanstiegszeit dazu führen, dass Offsites und Utilities (z.B. Kompressoren) heruntergefah-ren und nicht zeitnah wieder hochgefahren werden können. Aus verfahrenstechnischer Sicht ist die sogenannte Typ 1-Kurve anzuwenden, um den Markthochlauf nicht zu gefährden. \r\nEs muss darum gehen, den Wasserstoffhochlauf einerseits nicht abzuwürgen und andererseits die Netzstabilität aufrecht zu erhalten. Eine zu strenge Auslegung der Anforderungen verschlechtert auch die Position Deutschlands im internationalen Wettbewerb. Die technischen Anforderungen an \r\n68 \r\nAnforderungen an Elektrolyseanlagen für den Stromnetzanschluss \r\n69 \r\nAbb. 10: Drei-Phasen-Modell für Einführung der Anschlussbedingungen. 60 61 \r\n \r\nden Stromnetzanschluss dürfen auf keinen Fall zu einer wirtschaftlichen oder technologischen Hürde für einen effizienten Hochlauf der strombasierten Wasserstoffwirtschaft in Deutschland führen. Eine Verzögerung würde das Erreichen der Klimaziele und einer versorgungssicheren erneuerbaren Stromversorgung gefährden. \r\nDie Einführung von Herkunftsnachweisen (HKN) muss so ausgestaltet werden, dass ein bilanzieller Bezug von Wasserstoff in Gasnetzen im Rahmen eines Massenbilanzsystems mit entsprechender bilanzieller Entwertung der jeweiligen Herkunftsnachweise möglich ist – auch ohne physischen Bezug des entsprechenden Gases. \r\nDie Entwertung von Herkunftsnachweisen von Wasserstoff in Erdgasnetzen ist für den Aufbau der Wasserstoff-Marktwirtschaft not-wendig, da so der kontinuierliche Hochlauf der Wasserstoffproduktionskapazitäten und die Nachfrage nach Wasserstoff angereizt wird. \r\nVor dem Hintergrund, dass es bereits Unternehmen gibt, die eine Belieferung von Wasserstoff über das Erdgas-Pipelinesystem anstreben und zahlreiche Wasserstoffprojekte auf eine Einspeisung von Wasserstoff in das Erdgasnetz angewiesen sind, muss eine bilan-zielle Anrechnung im Herkunftsnachweissys-tem möglich sein. Die Ausgestaltung des Herkunftsnachweissystems sollte grundsätzlich alle technisch möglichen Belieferungen abdecken und keine marktverzerrenden Mechanismen etablieren. \r\nIn der Verordnung über das Herkunfts-nachweisregister für Gas, Wärme oder Kälte (GW-HkNR-VO) muss die bilanzielle Anrechnung von Wasserstoff beim Bezug über Beimischung in Gasverteilnetzen über ein Book & Claim-System sichergestellt werden. \r\nDie Beantragung von Herkunftsnachweisen muss möglichst flexibel gehandhabt werden und ist deswegen auch durch beauftragte Dritte zu ermöglichen. \r\nInsgesamt ist die Ausgestaltung der Zertifizierung und Registrierung von HKN mit dem energiewirtschaftlichen Gesamtsystem abzustimmen. Insbesondere in Zusammenschau mit der 37. BImSchV und dem § 13k EnWG muss Kohärenz hergestellt werden. \r\nDas im März 2023 gestartete Verfahren zum Ver-bot der Nutzung von PFAS (Per- und polyfluorierte Alkylverbindungen) der Europäischen Chemi-kalienagentur (ECHA) stellt die Erreichung der Klimaschutzziele und die Energiewende in Frage. Die Verwendung von PFAS ist aktuell für die Herstellung von elementaren Technologien der Energiewende, wie z.B. Elektrolyseuren zur Herstellung von grünem Wasserstoff, Brennstoffzellen, Windrädern, Stromrichtern und zahlreicher weiterer technischer Anlagen, unabdingbar. Für die Umsetzung der Energiewende und die Erreichung der Klimaziele wäre ein generelles PFAS-Verbot fatal. Die Verwendung von Alternativen ist zum jetzigen Zeitpunkt weder technisch noch wirtschaftlich gesichert. \r\nIm aktuellen Vorschlag der ECHA sind für Technologien der Energiewende praktisch keinerlei Ausnahmeregelungen für die Verwendung vor-gesehen. Auch ein Bestandsschutz für die Wartung und Reparatur bestehender Anlagen der Energiewende ist nicht vorgesehen. Somit gefährdet das ECHA-Dossier nicht nur neue, sondern auch den Erhalt bestehender Anlagen. Davon ist der Hochlauf der Wasserstoff- Marktwirtschaft in Deutschland und Europa erheblich gefährdet. Schon die Unsicherheit über das potenziell bevorstehende Verbot sorgt dafür, dass geplante Investitionen aufgeschoben werden. \r\nDer DWV begrüßt das grundsätzliche Ansinnen, negative Auswirkungen von PFAS auf Umwelt und öffentliche Gesundheit zu begrenzen. Dabei müssen aber Umwelt- und Gesundheitsschutz und Klimaschutz sowie die Bereitstellung einer sicheren und sauberen Energieversorgung in einen sinnvollen Gleichklang gebracht werden. \r\n70 \r\n71 \r\nHerkunftsnachweise und bilanzielle Anrechnung \r\n72 \r\nAbb. 11: Ablauf des Verfahrens zu den PFAS-Beschränkungen\r\nPFAS 62 63 \r\n \r\nDas PFAS-Beschränkungsverfahren wird noch viel Zeit bis zur finalen Verabschiedung benötigen. Die Bundesregierung kann der Ungewissheit in dieser Zeit begegnen, indem sie frühzeitig erklärt, für die Energiewende unabdingbare Anwendungen von der PFAS-Regulierung als essenzielle Nutzung ausnehmen zu wollen. Auch wenn der politische Prozess am Ende ein gesamteuropäischer ist, so hat die Stimme Deutschlands als größtes EU-Mitgliedsland viel Gewicht. Auch ohne finale politische Entscheidung kann ein klares Bekenntnis hierzu Unternehmen und Finanzakteure be-ruhigen, Vertrauen wiederherstellen und somit der Energiewende und grünen Transformation einen wichtigen Dienst erwiesen. Der DWV fordert daher die Bundesregierung auf, frühzeitig klarzustellen, dass sie nur einer Regulierung zustimmt, in der Anwendungen in Energie-und Wasserstoffwirtschaft ausgenommen sein werden, solange keine gesicherten Alternativen vorliegen. \r\nWichtig ist, dass Betreiber bestehender Anlagen Sicherheit darüber erlangen, dass für den Fall der Einführung eines PFAS-Verbots eine über die Lebenszeit der Anlagen bestehende Möglichkeit zur Nutzung von Ersatzteilen mit PFAS besteht. Tritt die Beschränkung der PFAS-Stoff-gruppe in Kraft, muss zudem eine angemessene Karenzzeit nach dem Inkrafttreten eine Um-stellung von Produktionsprozessen, Lieferketten und Anlagendesign ermöglichen. Die reine Ermöglichung von Übergangsfristen ist aufgrund der nicht gesicherten Verwendung und Entwicklung von gleichwertigen Alternativen zum heutigen Zeitpunkt keine Option für die Wasserstoffwirtschaft. \r\nDie Entwicklung von Alternativen und Ersatzstoffen sowie von Recyclingsystemen für PFAS ist zu unterstützen. Es sollte in regelmäßigen Zyklen überprüft werden, inwiefern alternative Stoffe zur Substitution von PFAS entwickelt wurden und wie es um deren industrielle Skalierbarkeit steht. Im Falle einer Einordung als „essential use“ wäre eine Rücknahmeverpflichtung von PFAS-enthaltenden Produkten sinnvoll. Hierbei wäre ein monetär angereiztes System für die Zurückführung der Produkte denkbar, beispielsweise ein Pfandsys-tem. Zusätzlich zur Rücknahmeverpflichtung sollten die Recyclingprozesse klarer normiert und anerkannt werden. Diese Recyclingverfahren für Brennstoffzellen, Elektrolyseure sowie weitere PFAS-enthaltenden Produkte sollten das Risiko am Ende des Lebenszyklus vollständig kontrollieren und das enthaltene Fluorpolymer zurückgewinnen. \r\n73 \r\n75 \r\n74 \r\n8. Finanzielle Rahmenbedingungen schaffen \r\n76 \r\nDer Hochlauf der Wasserstoff- Marktwirtschaft gelingt nur dann, wenn Unternehmen darauf bauen können, dass die Wirtschaftlichkeit ihrer Projekte nicht langfristig durch administrative Hürden geschmälert wird. \r\nDeutschland und Europa befinden sich im glo-balen Wettbewerb um den Rollout der Wasser-stofftechnologien. Daher braucht es neben den vielen benötigten regulatorischen Erleichterung-en ein günstiges finanzielles Umfeld. Hierbei kann die Politik zumindest mittelbar Einfluss nehmen, etwa durch eine Haushaltspolitik, die den Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft in den nächsten Jahren verlässlich voranbringt. Auch steuerlich lassen sich Vergünstigungen für Anwendungen mit grünem Wasserstoff erreichen, wie im Verkehrssektor. Schließlich kann die Politik, wo nötig, durch das Bereitstellen von finanziellen Garantien und Bürgschaften dafür sorgen, dass Unternehmen der Wasserstoffbranche Zugang zu den finanziellen Ressourcen erhalten können, die für den Hochlauf notwendig sind. \r\nNeben der Brennstoffzelle wird insbesondere in der Schwerlastmobilität die Einführung des Wasserstoffverbrenners diskutiert. Um dieser Technologieoption Chancengleichheit zu gewähren und deren positive Klimawirkung entsprechend zu würdigen, sollte die derzeitige unterschiedliche Besteuerung von Wasserstoff je nach Verwendungsart angepasst werden: \r\nDie Verwendung von Wasserstoff im Verkehrs-bereich wird bislang unterschiedlich besteuert, je nachdem ob der Wasserstoff in einer Brenn-stoffzelle oder in einem Verbrenner verbraucht wird. Bei der Verwendung in einem Wasser-stoffverbrenner unterliegt der abgegebene Wasserstoff nach dem Energiesteuergesetz der auf den Energieinhalt bezogenen Minimal-besteuerung von Erdgas, also 18,38 Euro/MWh oder 0,62 Euro/kg H2 (§ 2 Abs. 4 EnergieStG 2006). Die Energiesteuer auf Wasserstoff (im Wasserstoffverbrenner) sollte auf die aktuell geltende europäische Mindestbesteuerung für Erdgas abgesenkt werden (ca. 0,31 Euro/ kg H2), um den technologieoffenen Hochlauf der Wasserstoffmobilität zu gewährleisten. Gleichzeitig muss sich die Bundesregierung auf europäischer Ebene dafür einsetzen, dass der Revisionsprozess der Energy Taxation Directive schnellstmöglich abgeschlossen wird. Somit wäre Wasserstoff als eigenständiger Energieträger in der Energiesteuerrichtlinie definiert und die Besteuerung müsste nicht analog zur Besteuerung von Erdgas festgesetzt werden. \r\nDie Haushaltskrise vom November 2023 hat das Vertrauen in den deutschen Staat als verlässlichen Umsetzer des Hochlaufs der grünen Wasserstoff- Marktwirtschaft erschüttert. Auch wenn nun viele der Fördermittel vorerst gesichert scheinen, zeigt die Situation auf, wie wichtig ein verlässlicher Rahmen für die zugesagten öffentlichen Mittel ist. In einer ersten Phase werden Förderungen der öffentlichen Hand gebraucht, um den Hochlauf nach vorne zu bringen, bevor sich die Wasserstoffwirtschaft selbst tragen und somit \r\nÖffentliche Mittel absichern und effizient nutzen \r\nKonkurrenzfähige Kraftstoffpreise 64 65 \r\nentscheidend zur Wertschöpfung und zum Wohlstand in Deutschland und Europa beitragen kann. In Deutschland stellt insbesondere der Klima- und Transformationsfonds auf Bundes-ebene das zentrale Instrument zur Finanzierung des Hochlaufs dar. Doch öffentliche Mittel dienen vor allem dazu, privates Kapital zu hebeln. Auch im privatwirtschaftlichen Sektor müssen die Rahmenbedingungen so geschaffen werden, dass sich die Vergabe von Mitteln für Investoren lohnt. In diesem Zusammenhang sind Bürgschaftsprogramme und Zinsverbilligungen sehr wirksame Instrumente. \r\nInvestitionen in Wasserstoffprojekte sind gut angelegtes Geld. Denn der Hochlauf der grü-nen Wasserstoff-Marktwirtschaft sichert Arbeits-plätze, hält Wertschöpfung in Deutschland und Europa und sichert so die Steuereinnahmen und den Wohlstand von morgen. Hierzu schlägt der DWV einen grundgesetzlich abgesicherten Zukunftsfonds in Höhe von 100 Milliarden Euro vor40. Damit kann unter anderem die gezielte Angebotsförderung für Ausschreibungen von grünem Wasserstoff sowie mit grünem Wasserstoff erzeugter Produkte erfolgen. Bis zur Einrichtung eines solchen Fonds darf die aktuell bestehende Finanzierung des Wasserstoffhochlaufs allerdings nicht außer Acht gelassen werden. \r\nDie dauerhafte Finanzierung des Klima- und Transformationsfonds (KTF) aus den Mitteln des nationalen CO2-Preises sowie des Europäischen Emissionshandels muss auskömmlich gestaltet werden, sodass die Akteure der Wasserstoff-branche Verlässlichkeit über das Ausmaß an Förderung haben. Die Höhe der Förderungen ist so auszurichten, dass die Ziele der Nationalen Wasserstoffstrategie der Bundesregierung kurz-und mittelfristig erreicht werden können. Dafür müssen ggf. Zuschüsse aus dem Kernhaushalt die Einnahmesituation angemessen stabilisieren. \r\nNeben direkten Projektförderungen sollten sich Bund und Länder unter anderem bei ihren jeweiligen Förderbanken für die Ausgestaltung spezieller Programme für den Hochlauf der Produktion, des Transports, der Speicherung und der Nutzung von grünem Wasserstoff und seiner Derivate einsetzen. Dabei können in der derzeitigen geldpolitischen Phase zinsverbilligte Darlehen und Kredite sowie Garantien und Bürgschaften sinnvolle Instrumente sein, um privates Kapital zu hebeln. Hier muss an verschiedenen Stellen angesetzt werden: \r\n\tDie langfristige Absicherung attraktiver Zinssätze muss ins Auge gefasst werden. Als Vorbild könnten hier etwa die ERP-Fördermittel im Bereich der erneuerbaren Energien dienen. \r\n\r\n\tBislang gibt es noch nicht ausreichend Anbieter in der Zulieferindustrie, die gro-ße Aufträge durch Garantieerklärungen absichern können. Daher braucht es ent-sprechende Haftungsfreistellungen der fremdfinanzierenden Banken, um beim Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft in einer ersten Phase potenziellen Klumpenrisiken, etwa durch Serienfehler, effektiv begegnen zu können. Solche Absicherungen kommen insbesondere den mittelständischen deutschen Unter-nehmen der Wasserstoffbranche zugute, welche sich am Markt refinanzieren müssen. \r\n\r\nDie notwendige Skalierung von Elektrolyseuren hin zu zwei- bis dreistelligen Megawattbereichen geht einher mit der Notwendigkeit von Ausfallbürgschaften des Bundes für inländische und EU-Geschäfte (Exportgarantien). Aufgrund fehlender Kredithistorie der Wasserstoffwirtschaft verlangen viele Banken heutzutage noch eine vollständige Barbesicherung von Avalkrediten. Dies schmälert die Liquidität der Branche erheblich und verzögert so die Auslieferung und Skalierung der Elektrolyseprojekte massiv. Die entsprechenden Garantien würden die Besicherungen überflüssig machen und somit mittelfristig die Erfahrung der Banken mit großen Elektrolyseprojekten positiv beeinflussen. \r\nDie Gründung der European Hydrogen Bank durch die Kommission von der Leyen im Jahr 2022 ist ein positives Signal für die innereuropäische Wasserstofferzeugung. Durch das Modell, bei dem Produzenten direkte Abnehmerverträge nachweisen müssen, können stabile Lieferketten im Sinne der europäischen Versorgungssicherheit und resilienten Selbstversorgung mit erneuer-baren Energien entstehen. Viele Unternehmen waren allerdings im Rahmen der Pilotauktion vom November 2023 mit großen Unsicherheiten belastet, da sie die fixen Prämien nicht rechts-sicher mit der in § 118 Absatz 6 EnWG enthaltenen Netzentgeltbefreiung kumulieren durften. Für weitere Auktionen gilt es nun, die Bedingungen so abzuändern, dass deutsche Projekte Planungssicherheit über die Kumulierungsregeln haben. Die Möglichkeit, die Auktionsergebnisse für die weitergehende Förderung inländischer Projekte aus einem nationalen Budget nutzen zu können („Auctions-as-a-service\"), ist positiv. Dass die Bundesregierung diesbezüglich mit 350 Millionen Euro voranschreitet, ist ein gutes Signal für die heimische Wasserstoffbranche. \r\nDie Kumulierungsregeln für die European Hydro-gen Bank müssen so ausgestaltet sein, dass auch deutsche Vorhaben in einen fairen Wettbewerb treten können und Sicherheit bezüglich der Kumulierungsregeln haben. Dazu muss die Bundesregierung in Absprache mit der EU-Kommission eine rechtssichere Aussage treffen, inwieweit Befreiungen von Steuern und Abgaben, die nicht ohne weiteres abgelehnt werden können, mit den Förderungen aus dem Innovationsfonds vereinbar sind. \r\nZur Steigerung der breiten Attraktivität der European Hydrogen Bank und zur Absicherung der anvisierten Ziele, den Wasserstoffhochlauf entscheidend voranzubringen, sind die Auktions-bedingungen so anzupassen, dass nicht durch die Bezuschlagung einiger weniger Projekte ein zu großes Ausfallrisiko eingegangen wird. Stattdessen sollte eine breite Akteursvielfalt innerhalb der Wasserstoffwirtschaft die Chance haben, in den Auktionen berücksichtigt zu werden, sodass Risiken entlang der Wertschöpfungskette minimiert werden. \r\nDie Nutzung der Möglichkeit, nationale Budgets auf die europäischen Mittel im Rahmen der Auktionen zusätzlich zu veranschlagen, sollte verstetigt werden. Zusätzlich muss Deutschland seine Chance nutzen, auch auf nationaler Ebene unabhängig von europäischen Ausschreibungen voranzugehen und die Nutzung der Mittel, die im Rahmen von H2Global vorgesehen sind, nicht zur Förderung von Importen, sondern von Vorhaben zur heimischen Wasserstoffproduktion in Deutschland zu nutzen41. \r\n78 \r\n77 \r\n79 \r\n80 \r\nEuropean Hydrogen Bank \r\n81 \r\n \r\n9. Ausbildung und \r\nFachkräfte sichern \r\nDer schnelle und nachhaltige Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft ist nicht nur von den verfügbaren Mengen an erneuerbarer Energie, der Elektrolyseurleistung oder der Länge von Wasserstoffpipelines abhängig. Es ist auch entscheidend von den Menschen abhängig, die den Hochlauf umsetzen und ermöglichen. Hier braucht es eine Vielzahl von Fachkräften aus unterschiedlichsten Fachrichtungen, da die Wasserstoffwirtschaft ein riesiges Potenzial für moderne und nachhaltige Arbeitsplätze mit sich bringt. \r\n82 \r\nFür die Wasserstoff- und Energiewirtschaft müssen genügend Fachkräfte zur Verfügung stehen. Dafür braucht es eine bedarfsgerechte Aus- und Weiter-bildung von Fachkräften im Bereich Wasserstoff. Dafür muss unverzüglich - sowohl auf Hoch-schulebene als auch im Bereich der beruflichen Aus- und Weiterbildung - der entsprechende Kompetenz- und Kapazitätsaufbau stringent angegangen werden. Wir fordern, dass von der schulischen bis zur beruflichen und akademischen Bildung die Erfordernisse der Energiewende noch stärker berücksichtigt und entsprechende Angebote geschaffen werden. Dazu gehört auch eine stärkere Förderung von Frauen in sogenannten technischen Berufen. \r\nDie Ausbildung im Wasserstoffbereich muss hoch-gefahren werden Dafür braucht es gemeinsame Anstrengungen der Bundesregierung und der Bundesländer. Da die Hochschulausbildung in Deutschland in den Kompetenzbereich der Bundes-länder fällt (Art. 30 GG) und die Berufsausbildung beim Bund liegt (BBiG), sollte die Bundesregierung den Austausch mit den Bundesländern suchen und eine gezielte Koordination ermöglichen (siehe Kooperationsgremium „Grüner Wasserstoff”). \r\nDie Wasserstoffindustrie steht in Konkurrenz mit verwandten Branchen, wie der chemischen In-dustrie oder der Energiewirtschaft und Energie-systemtechnik. Durch den temporär not-wendigen Personalüberhang und den hohen Fachkräftebedarf sowie vor dem Hintergrund der Altersstruktur der Belegschaften muss bereits heute die betriebliche Ausbildung für Verfahrens-technologen, Industriemechaniker, Elektroniker, Chemielaboranten oder Werkstoffprüfer inten-siviert werden. Denn in den kommenden Jahren muss der wachsende Bedarf an Fachkräften gedeckt werden. \r\nAllein mit inländischen Fachkräften werden die Bedarfe kaum zu decken sein. Gleichzeitig muss stets im Blick behalten werden, dass auch in an-deren Märkten verstärkt Fachkräfte nachgefragt werden. Hier besteht ein internationaler Wett-bewerb um die besten Talente. Deutschland muss im globalen Wettbewerb seine Konkurrenzfähig-keit erhöhen und gute Rahmenbedingungen für Arbeitnehmerinnen und Arbeitnehmer bieten, um für qualifiziertes Personal attraktiv zu sein. In diesem Zusammenhang muss die Anerkenn-ung von Abschlüssen aus Drittstaaten ermöglicht werden. Damit ein einheitlicher Qualitätsstandard gegeben bleibt, müssen Zertifizierungen bisher erlangter Kenntnisse ermöglicht werden. So kann eine effektive und effiziente Integration in den deutschen Arbeitsmarkt gelingen.\r\n85 \r\n85 \r\n83 \r\n84 66 67 68 69 \r\n10. Abkürzungsverzeichnis\r\nACER Europäische Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden\r\nAFIR Alternative Fuels Infrastructure Regulation\r\nBauGB Baugesetzbuch\r\nBauNVO Baunutzungsverordnung\r\nBBiG Berufsbildungsgesetz\r\nBHKW Blockheizkraftwerke\r\nBImSchG Bundes-Immissionsschutzgesetz\r\nBImSchV Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes\r\nBMDV Bundesministerium für Digitales und Verkehr\r\nBMF Bundesministerium der Finanzen\r\nBMUV Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz\r\nBMWK Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz\r\nBNetzA Bundesnetzagentur\r\nBZ Brennstoffzelle\r\nCCfD Carbon Contracts for Difference\r\nCfD Contracts for Difference\r\nCO2 Kohlenstoffdioxid\r\nDWV Deutscher Wasserstoff-Verband\r\nECHA Europäische Chemikalienagentur\r\nEEG Erneuerbare-Energien-Gesetz\r\nEnergieStG Energiesteuergesetz\r\nEnWG Energiewirtschaftsgesetz\r\nERP European Recovery Program\r\nEU Europäische Union\r\nFNB Fernleitungsnetzbetreiber\r\nFNN Forum Netztechnik/Netzbetrieb\r\nGEG Gebäudeenergiegesetz\r\nGW Gigawatt\r\nHKN Herkunftsnachweis\r\nICE Internal Combustion Engine (Verbrennungsmotor)\r\nIPCEI Important Project of Common European Interest\r\nIRA Inflation Reduction Act\r\nKTF Klima- und Transformationsfonds\r\nKWK Kraft-Wärme-Kopplung\r\nLkw Lastkraftwagen\r\nMW Megawatt\r\nNCDC Network Code Demand Connection\r\nNEP Netzentwicklungsplan\r\nNm3 Normkubikmeter\r\nNWR Nationaler Wasserstoffrat\r\nNWS Nationale Wasserstoffstrategie der Bundesregierung\r\nOPEX Operational Expenditures (Betriebskosten)\r\nPFAS Per- und Polyfluorierte Alkylverbindungen\r\nPkw Personenkraftwagen\r\nPtX Power-to-X\r\nRED II/III Renewable Energy Directive II/III \r\nStVZO Straßenverkehrs-Zulassungs-Ordnung\r\nTEN-V Transeuropäische Verkehrsnetze\r\nTHG Treibhausgase\r\nTWh Terrawattstunde\r\nÜNB Übertragungsnetzbetreiber\r\nUVP Umweltverträglichkeitsprüfung\r\nVDE Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik\r\nVNB Verteilnetzbetreiber\r\nWindSeeG Windenergie-auf-See-Gesetz70 71 \r\n \r\n11. Quellenverzeichnis\r\n1 Die Bundesregierung geht in ihrer Fortschreibung der NWS vom 26. Juli 2023 von einem Gesamtwasserstoffbedarf von 95 bis 130 TWh pro Jahr aus. Das entspricht einer zu installierenden Elektrolyseleistung von 33 bis 46 GW.\r\n2 Nationaler Wasserstoffrat (2023).\r\n3 Europäische Kommission (2022) Implementing The RePower EU Action Plan: Investment Needs, \r\nHydrogen Accelerator And Achieving The Bio-Methane Targets. \r\n4 Fuel Cells and Hydrogen 2 Joint Undertaking (2019). \r\n5 Hydrogen Council (2017).\r\n6 Im März 2023 wurde als Aufschlag die „Nationale Wasserstoffstrategie H2.0“ veröffentlicht.\r\n7 Fortschreibung der NWS der Bundesregierung vom 26. Juli 2023, S. 4. \r\n8 Ende 2023 haben bereits über 50 Staaten eine Nationale Wasserstoffstrategie verabschiedet.\r\n9 Hydrogen Council (2017).\r\n10 Europäische Kommission (2022).\r\n11 Europäische Kommission (2022).\r\n12 Nationaler Wasserstoffrat (2023).\r\n13 Ebd. \r\n14 Bei einer Auslastung eines Elektrolyseurs von 4000 Volllaststunden pro Jahr.\r\n15 IRENA (2022a).\r\n16 Vgl. Forderung 17. \r\n17 Vgl. Forderung 8.\r\n18 Vgl. Forderung 2.\r\n19 Bundesverband WindEnergie (BWE) 2022.\r\n20Simic (2023) Emissionsarme Primärstahlproduktion mit grünem Wasserstoff: Arbeitsmarktstudie 2023. \r\n21 Ebd.\r\n22 Europäische Kommission (2024): Pressemeldung zu den CO2-Standards für Lkw und Busse. \r\n23 Infrastruktur für alternative Kraftstoffe: Rat verabschiedet neuen Rechtsakt für mehr Ladestationen und Tankstellen in ganz Europa - Consilium.\r\n24 BMWK (2023) Rahmen für die Kraftwerksstrategie steht – wichtige Fortschritte in Gesprächen mit EU-Kommission zu Wasserstoffkraftwerken erzielt.\r\n25 BMWK (2024) Einigung zur Kraftwerksstrategie.\r\n26 Vergleiche DWV-Positionspapier zur Systemdienlichkeit (im Erscheinen).\r\n27 Deutscher Wasserstoff-Verband (2022).\r\n28 Deutscher Bundestag (2023) Antrag zur Maritimen Souveränität in der Zeitenwende.\r\n29 AFRY (2022).\r\n30 Vgl. DWV-Positionspapier “Wasserstoffimportstrategie für Deutschland“.\r\n31 European Hydrogen Backbone (2022).\r\n32 Merten, F. et al. (2020). \r\n33 IRENA (2022b). \r\n34https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2022/Jan/IRENA_Geopolitics_ Hydrogen_2022.pdf?rev=1cfe49eee979409686f101ce24ffd71a.\r\n35 Guidehouse (2022) Facilitating hydrogen imports from non-EU countries.\r\n36 Entsprechend 50 GW.\r\n37 Die Übertragungskapazität eines HGÜ-Systems beträgt ca. 15 bis 20 TWh/a, wohingegen ein Gastransportpipeline-System ca. 170 bis 200 TWh/a übertragen kann.\r\n38 Vgl. BMWK (2022).\r\n39 Bundestag (2022).\r\n40 Vgl. Forderung Nr. 2.\r\n41 vgl. Kapitel „Wasserstoffproduktion in Deutschland und Europa anreizen“.72 73 \r\n \r\n12. Literaturverzeichnis\r\nAFRY (2022): Vergleich von Systemvarianten zur Wasserstoffbereitstellung aus Offshore-Windkraft. Kurzstudie zur Realisierung der AquaVentus Vision von 10 GW Offshore-Elektrolysekapazität in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone bis 2035.\r\nBMWK (2022): Langfristszenarien des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK).\r\nBMWK (2023): Pressemeldung: Rahmen für die Kraftwerksstrategie steht – wichtige Fortschritte in Gesprächen mit EU-Kommission zu Wasserstoffkraftwerken erzielt.\r\nBMWK (2024) Pressemeldung: Einigung zur Kraftwerksstrategie. \r\nBundesregierung (2023): Fortschreibung der Nationalen Wasserstoffstrategie.\r\nBundestag (2023) Antrag zur Maritime Souveränität in der Zeitenwende (Drucksache 20/7571).\r\nBundestag (2022) Beschlussempfehlung des Ausschusses für Klimaschutz und Energie (25. Ausschuss) zu dem Gesetzentwurf der Fraktionen SPD, BÜNDNIS 90/DIE GRÜNEN und FDP (Drucksache 20/2356). \r\nBundesverband WindEnergie (2022): Turm und Mast (Webseite). \r\nDena (2018) Factsheet: Nicht elektrifizierter Schienenverkehr.\r\nDeutscher Wasserstoff- und Brennstoffzellen-Verband (2022): Die Transformation der deutschen Stahlindustrie. Grundlage für den Aufbau einer Wasserstoff-Wirtschaft (Eckpunktepapier der DWV-Fachkommission HySteel).\r\nEuropäische Kommission (2022): Commission Staff Working Document Implementing The Repower Eu Action Plan: Investment Needs, Hydrogen Accelerator And Achieving The Bio-Methane Targets. \r\nEuropäische Kommission (2024): Pressemeldung “EU-Parlament und Rat einigen sich auf neue CO2-Standards für LKW und Busse”. \r\nEuropean Hydrogen Backbone (2022): Five hydrogen supply corridors for Europe in 2030 Executive Summary.\r\nFuel Cells and Hydrogen 2 Joint Undertaking (2019): Hydrogen roadmap Europe: a sustainable pathway for the European energy transition, Publications Office.\r\nGuidehouse (2022) Facilitating hydrogen imports from non-EU countries.\r\nHydrogen Council (2017): Hydrogen scaling up. A sustainable pathway for the global energy transition.\r\nIRENA (2022a): Geopolitics of the Energy Transformation The Hydrogen Factor.\r\nIRENA (2022b): Global hydrogen trade to meet the 1.5°C climate goal: Part III – Green hydrogen cost and potential.\r\nMerten, F. et al. (2020). Bewertung der Vor- und Nachteile von Wasserstoffimporten im Vergleich zur heimischen Erzeugung. Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie gGmbH.\r\nNationaler Wasserstoffrat (2023): NWR-Prognosen für Wasserstoffbedarfe (Grundlagenpapier).\r\nSimic, Prof. Dr. André Küster (2023): Emissionsarme Primärstahlproduktion mit grünem Wasserstoff: Arbeitsmarktstudie 2023.\r\n \r\nImpressum \r\nAuflage 1 - erschienen im April 2024. \r\nAnsprechpartner \r\nDeutscher Wasserstoff-Verband (DWV) e.V. \r\nPolitik: Friederike Lassen \r\nLeitung Politik und Regulierung politik@dwv-info.de \r\nPresse: Norma Kemper Leitung Kommunikation und Presse news@dwv-info.de \r\nRobert-Koch-Platz 4 10115 Berlin \r\nHerausgeber \r\nDeutscher Wasserstoff-Verband (DWV) e.V. \r\nVorstandsvorsitzender: Werner Diwald D-LobbyRG-Nr.: R002003 EU-Transparenz-RG-Nr.: 462906838391-70 Handelsregister: Amtsgericht Berlin (Charlottenburg) VR 17205 Steuer Nr. 27/663/55761 – Ust-IDNr. DE298388171 \r\nAutor:innen Werner Diwald, Friederike Lassen, Sven Morgen, Raphael Börger, Jannis André \r\nGestaltung \r\nRobert Freitag \r\nLektorat \r\nFriederike Lassen, Sven Morgen, Raphael Börger, Jannis André, Norma Kemper \r\nBildnachweis \r\nAdobe Stock, Storag Etzel, Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie, FNB Gas \r\nDanksagung \r\nWir bedanken uns für den kontinuierlichen und konstruktiven Austausch mit unseren Mitgliedern, die wesentliche Impulsgeber für den DWV sind und zum Gelingen des HyGuide 2030 beigetragen haben. Der HyGuide 2030 adressiert eine Vielzahl an Themen, die den Wasserstoffhochlauf in Deutschland und Europa betreffen. Das reicht von der Erzeugung und dem Import von grünem Wasserstoff über den Ausbau der Infrastruktur, der Anwendung in Industrie, Mobilität und Energiewirtschaft, bis hin zu Thematiken der Finanzierung und der Beseitigung von existierenden regulatorischen Hemmnissen. \r\nDer HyGuide 2030 ist das Produkt der politischen und regulatorischen Arbeit des DWV. Er ist in enger Abstimmung mit den Mitgliedern in den vergangenen Monaten entstanden. 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Das erneuerbare\r\nEnergiesystem kommt voran.\r\nÜber 60 Prozent der Stromproduktion\r\nin Deutschland war zuletzt regenerativ.\r\nDoch Dunkelflauten unterminieren das\r\nVertrauen in die Energiewende. Der Verkehrssektor\r\nverfehlt seine Emissionsziele.\r\nIndustrie und Mittelstand sind auf günstige\r\nEnergieträger angewiesen. All das\r\nmacht die breite Anwendung von Wasserstoff\r\nentscheidend.\r\nDer Wasserstoffhochlauf ist jetzt in\r\neiner Phase des Übergangs: Viele Projekte\r\nwarten nur noch auf die finale Investitionsentscheidung.\r\nDie deutsche\r\nBundesregierung ist in der Pflicht, für die\r\nrichtigen Bedingungen zu sorgen, damit\r\ndie Startschwierigkeiten überwunden\r\nwerden. Dafür braucht es Pragmatismus\r\nund einen Fokus auf die passgenauen\r\nFörderinstrumente für die Technologien,\r\ndie noch die größten Kostendifferenzen\r\naufweisen.\r\nEuropa schaut beim Wasserstoffhochlauf\r\nauf Deutschland. Die deutsche Industrie\r\nund der Mittelstand werden wesentlicher\r\nAbnehmer von europäisch produziertem\r\nWasserstoff sein. Die entscheidenden\r\nWasserstoffleitungen in Europa durchqueren\r\nDeutschland.\r\nWir müssen vorangehen, damit Europa\r\nim Wettlauf mit den USA und China\r\nnicht abgehängt wird. Dafür braucht es\r\neinen funktionierenden Leitmarkt, damit\r\ndie Technologie nicht abwandert, wie dies\r\nschon zu oft geschehen ist. Entscheidend\r\nist: Wasserstoff ist kein Selbstzweck, sondern\r\neine innovative Technologie, um\r\nArbeitsplätze zu sichern und Wachstum\r\nzu generieren.\r\nDer DWV und seine Mitglieder liefern mit\r\nH2Five substanzielle Anregungen, wo die\r\nneue Bundesregierung ansetzen muss,\r\num dem Wasserstoffhochlauf zum Durchbruch\r\nin Deutschland und Europa zu verhelfen.\r\nWir wünschen eine anregende\r\nLektüre.\r\nIhre Friederike Lassen\r\nVorständin\r\nDeutscher Wasserstoff-Verband\r\nEmpfehlungen des Deutschen Wasserstoff-Verbandes\r\nfür die 21. Legislaturperiode 3\r\nܾ Unsere Kernforderungen\r\n1 Schnelle Skalierung der Wasserstofferzeugung\r\nStrombezug und Stromnetzanschluss vereinfachen, Wasserstoffprojekte skalieren,\r\nGenehmigungshürden\r\nabbauen, Kosten senken, Wasserstoffangebot schaffen\r\n⟶ Weiterlesen\r\n2 Wirtschaftliche Wasserstoffanwendung\r\nStarke Abnahmemärkte und Anreize schaffen, Industrie, Mobilität und\r\nEnergiewirtschaft zur Wasserstoffanwendung befähigen, Vereinfachung von nationaler\r\nund europäischer Regulatorik\r\n⟶ Weiterlesen\r\n3 Systemdienliche Integration von Wasserstoff\r\nWasserstoff im erneuerbaren Energiesystem sektorübergreifend verankern,\r\nNutzen statt abregeln, Erneuerbare speicherbar machen\r\n⟶ Weiterlesen\r\n4 Belastbare Wasserstoffinfrastruktur\r\nKernnetz umsetzen, befüllen und weiter ausbauen, Industrie und Gewerbe anschließen,\r\nImportinfrastrukturen aufbauen, Wasserstoffversorgung flächendeckend ermöglichen\r\n⟶ Weiterlesen\r\n5 Solide Finanzierung\r\nFinanzielle Anreize beibehalten und weiter ergänzen, Förderprogramme vereinfachen,\r\nZugang zu Liquidität und Fremdkapital vereinfachen\r\n⟶ Weiterlesen\r\nErzeugung von\r\nWasserstoff\r\nskalieren,\r\nKosten drastisch\r\nsenken.\r\nWasserstoff, der mit erneuerbaren Energien erzeugt wird, ist\r\nessenziell für die Transformation hin zu einem klimaneutralem\r\nEnergiesystem. Trotz des politischen Ziels, bis 2030 insgesamt\r\n10 Gigawatt inländischer Wasserstoffproduktion aufzubauen,\r\nverzögern und verteuern sich Projekte aus einer Vielzahl an\r\nGründen. Mit Stand Dezember 2024 lagen finale Investitionsentscheidungen\r\nfür lediglich 1 Gigawatt vor. Somit würde der\r\nHochlauf um fast 90 Prozent verfehlt werden.1 Deshalb zögern\r\nMarktteilnehmer aktuell, die für einen Markthochlauf erforderlichen\r\nLiefer- und Abnahmeverträge abzuschließen.\r\nDie Bundesregierung muss Kapitalgebern durch einfache und\r\npragmatische Regelungen signalisieren, dass sich Investitionen\r\nin die Wasserstoffwirtschaft lohnen. Erst wenn in den Projekten\r\nSkaleneffekte greifen, reduzieren sich die Wasserstofferzeugungskosten.\r\nWasserstoff muss betriebswirtschaftlich\r\ngegenüber seinen fossilen Alternativen konkurrenzfähig werden.\r\nDie Solar- und die Windbranche fungieren hier als Blaupause für\r\nden Markthochlauf in Deutschland.\r\nErzeugung von Wasserstoff\r\nskalieren,\r\nKosten drastisch senken.\r\nEmpfehlungen\r\ndes Deutschen Wasserstoff-Verbandes für die 21. Legislaturperiode 5\r\nStrombezug für Wasserstoffherstellung vereinfachen\r\nDie Europäische Kommission hat in einem delegierten Rechtsakt die Bedingungen festge-legt, nach denen Wasserstoff als grün anerkannt wird. Diese Bedingungen hat die Bundesregierung 2024 in nationales Recht umgesetzt. Die Zertifizierungsstellen können sich nun endlich anerkennen lassen. Doch es zeigt sich, dass die Kriterien für den Strombezug zu restriktiv sind und die Projekte deutlich bremsen und verteuern. Der beginnende Hochlauf darf nicht durch eine Überregulierung gebremst werden. Dies gilt ebenso für den delegierten Rechtsakt für kohlenstoffarmen Wasserstoff, der gerade erarbeitet wird.\r\nܾ\r\nUnsere Empfehlungen\r\nAufschiebung der EU-Vorgaben für erneuerbare Kraft- und Brennstoffe in Bezug auf Zusätzlichkeit, Lokalität und zeitlicher Korrelation. Die Bundesregierung muss hierfür Partner unter den Mitgliedstaaten gewinnen. Entscheidend ist eine schnelle Umsetzung, die keine lang anhaltenden Unsicherheiten erzeugt.\r\nDie Senkung der Stromkosten ist dringend geboten, da die Wasserstoffgestehungskosten und die Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Wasserstoffwirtschaft maßgeblich hiervon abhängen.\r\nErmöglichung der Nutzung von Netzstrom zur Herstellung von kohlenstoffarmem Wasserstoff auf der Basis stündlich ermittelter Emissionswerte.\r\nEine Umsetzung der europäischen Herkunftsnachweissysteme für Wasserstoff in Deutschland im Sinne eines Book & Claim-Systems ist dringend erforderlich, damit Wasserstoff – so wie Strom auch – bilanziell gehandelt werden kann.\r\nErzeugung von Wasserstoff\r\nskalieren,\r\nKosten drastisch senken.\r\n6 Empfehlungen des Deutschen Wasserstoff-Verbandes\r\nfür die 21. Legislaturperiode\r\nElektrolyseure im großen Stil produzieren\r\nDie Verfügbarkeit von Elektrolyseuren ist zentral für den Hochlauf der Wasserstoffwirt-schaft. Dazu braucht es Fertigungskapazitäten, welche aufgrund mangelnder Nachfrage nach erneuerbarem Wasserstoff aktuell noch zu gering ausfallen. Zudem sind viele ge-plante Wasserstoffprojekte stark von Fördermitteln abhängig, deren Abruf kompliziert und deren Fortbestehen unsicher ist. Weitere Instrumente zur Anreizung der Nachfrage fehlen. Die Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) in nationales Recht sowie die Ausschreibung von Wasserstoffkraftwerken bieten eine große Chance, diese Nachfrage zu schaffen.\r\nDeutsche Hersteller sind zwar weltweit führend in der Entwicklung und Produktion der Technologien, doch die Fertigung erfolgt überwiegend in kleinen Serien und im Manufak-turbetrieb. Dies macht die Produktion teuer. Um eine größere Skalierbarkeit der Elektrolyseur-Herstellung zu ermöglichen, muss die Politik günstige Marktbedingungen schaffen. Eine höhere Skalierbarkeit der Wasserstoffindustrie in Deutschland wird zu wirtschaftli-chem Wachstum und dem Entstehen zahlreicher hochqualifizierter und gut bezahlter Facharbeitsplätze führen.\r\nܾ\r\nUnsere Empfehlungen\r\nLangfristige Abnahmegarantien zur Sicherstellung der Nachfrage nach mit erneuerbaren Energien hergestelltem Wasserstoff und Elektrolyseuren. Bestehende Förderprogramme wie die Klimaschutzverträge sind zudem weiterzuentwickeln.\r\nStärkung der Resilienz deutscher und europäischer Wertschöpfungsketten in Förderprogrammen durch qualitative Kriterien für Elektrolyseure. Daher sollten über die bestehenden Anforderungen auf EU-Ebene hinaus weitere qualitative Kriterien im Bereich der Nachhaltigkeit und des Fußabdrucks in Erwägung gezogen werden.\r\nErzeugung von Wasserstoff\r\nskalieren,\r\nKosten drastisch senken.\r\nEmpfehlungen\r\ndes Deutschen Wasserstoff-Verbandes für die 21. Legislaturperiode 7\r\nEffizientere Planungs- und Genehmigungsverfahren\r\nDie Komplexität und Dauer von Genehmigungsverfahren hemmen die Entwicklung von Wasserstoffprojekten. Derzeit gibt es keinen einheitlichen gesetzlichen Rahmen, der alle Anforderungen für den Bau von Elektrolyseuren, Pipelines und weiteren Wasserstoffinfra-strukturen abdeckt. Während Wind- oder Solaranlagen weitgehend privilegiert sind, ist das bei Elektrolyseuren noch nicht der Fall. Im Jahr 2024 traten bereits erste Erleichterungen für kleine Anlagen in Kraft. Hierauf gilt es aufzubauen und bürokratische Prozesse grundsätzlich zu vereinfachen und beschleunigen.\r\nܾ\r\nUnsere Empfehlungen\r\nWiederaufnahme der Arbeiten am Wasserstoffbeschleunigungsgesetz durch Bundesregierung und Bundestag. Um einen zügigen Aufbau der gesamten Wertschöpfungskette zu garantieren, sollte außerdem der Bau weiterer Anlagenkomponenten (u. a. Verflüssiger, Verdichter) in die Privilegierung aufgenommen werden.\r\nEinführung weitreichender verbindlicher Verwaltungsfristen für Genehmigungsverfahren, um Verzögerungen zu minimieren. Hier sind die Möglichkeiten zur Fristsetzung des Net Zero Industry Act (NZIA) auszuschöpfen.\r\nAnpassung der Beschränkungen für die Privilegierung von Elektrolyseuren im Baurecht an die stetig zunehmende Leistung von Elektrolyseanlagen.\r\nWasserstoff in die\r\nbreite Anwendung\r\nbringen.\r\nDie Industrie wird einer der größten Abnehmer für Wasserstoff\r\nund Derivate, die mit erneuerbaren Energien erzeugt wurden.\r\nVon europäischer Seite gibt es mit der Erneuerbare-Energien-\r\nRichtlinie (RED III) klare Leitplanken für die Industrie beim\r\nEinsatz von Wasserstoff, der mit erneuerbaren Energien erzeugt\r\nwurde. Damit bietet sich die Chance, konkrete Anreize für eine\r\nAbnahme von Wasserstoff festzulegen, damit Erzeuger zügig\r\nihre Projekte starten sowie Netz- und Speicherbetreiber ihre\r\nProjekte refinanzieren können. Doch auch der Mobilitätssektor\r\nund die Energiewirtschaft brauchen zwingend Wasserstoff für\r\ndie Defossilisierung.\r\nUm in allen Sektoren für eine gesicherte Nachfrage zu sorgen,\r\nwerden unterschiedliche Ausgestaltungen diskutiert, wie\r\nbeispielsweise Quoten für grüne Gase. Nur mit einer stabilen\r\nNachfrage erhalten Erzeuger und Infrastrukturbetreiber die\r\nnötige Sicherheit. Die Wasserstoffnachfrage wird nur möglich\r\nsein, wenn die wirtschaftliche Wettbewerbsfähigkeit gewahrt\r\nund Kosten für die Endanwender im Rahmen bleiben.\r\nWasserstoff in die breite Anwendung\r\nbringen.\r\nEmpfehlungen\r\ndes Deutschen Wasserstoff-Verbandes für die 21. Legislaturperiode 9\r\nWasserstoff für einen starken Standort Deutschland\r\nVon der Stahl- und Chemieindustrie über die Raffinerien bis zum mittelständischen Ge-werbebetrieb werden viele Akteure für die Wasserstoffanwendung in Frage kommen, denn eine reine Elektrifizierung ist hier oftmals nicht möglich. So stehen in der Stahlbranche große Defossilisierungsprojekte an, mit denen die EU eine Vorreiterrolle einnehmen und sich an die Spitze des globalen Übergangs zur Netto-Null-Stahlindustrie setzen kann. Die meisten der erforderlichen endgültigen Investitionsentscheidungen in den genannten Branchen stehen jedoch noch aus, vor allem aufgrund der mangelnden Vorhersehbarkeit des Geschäftsmodells und des Marktes für CO2-arm hergestellte Produkte.\r\nܾ\r\nUnsere Empfehlungen\r\nUmsetzung der RED III-Industriequote für den Einsatz von Wasserstoff, der mit erneuerbaren Energien erzeugt wurde. Dies muss ambitioniert, aber auch mit Augenmaß erfolgen, um die Industrie zu befähigen, ihre Produktionsprozesse vor Ort zu halten und zu defossilisieren. Eine denkbare Möglichkeit ist die Einführung eines Zertifikatehandels für RFNBO,2 ergänzt um die Evaluation und Optimierung bestehender Förderprogramme.\r\nEtablierung grüner Leitmärkte für nachhaltige Produkte für die öffentliche Beschaffung. So sollte die klimafreundliche Erneuerung des öffentlichen Fuhrparks die Nachfrage nach wasserstoffbetriebenen Fahrzeugen antreiben. Die Einführung von Zielvorgaben für den maximalen CO2-Ausstoß pro Tonne Stahl sollte auf Basis der LESS-Zertifizierung (Low Emission Steel Standard) erfolgen.\r\nWasserstoff in die breite Anwendung\r\nbringen.\r\n10 Empfehlungen des Deutschen Wasserstoff-Verbandes\r\nfür die 21. Legislaturperiode\r\nWasserstoff für klimafreundliche Mobilität\r\nDer Verkehrssektor in Deutschland hinkt seit Jahren bei der Reduzierung von Treibhausgasen hinterher. Die verstärkte Nutzung von Wasserstoff- und Brennstoffzellenfahrzeugen ist ein wichtiger Teil der Lösung. Große Potenziale für Einsparungen bestehen insbesondere im Bereich der Schwerlasttransporte und Nutzfahrzeuge.\r\nDie europäischen AFIR-Ziele für den Aufbau von Wasserstofftankstellen entlang des TEN‑T-Netzes müssten deutlich ambitionierter ausfallen. Doch ohne Förderzusagen werden selbst die bestehenden Ziele nicht erreicht. Die Flottengrenzwerte für Nutz- und Privatfahrzeuge sind ohne Wasserstofftechnologien als Ergänzung zur batterieelektrischen Mobilität und E-Fuels3 ebenfalls unerreichbar. Zudem ist eine duale Infrastruktur aus Wasserstofftankstellen und Ladesäulen schneller umsetzbar und volkswirtschaftlich günstiger als eine reine Ladeinfrastruktur.\r\nRaffinerien sind aktuell der größte Einzelverbraucher von Wasserstoff in Deutschland. Deren Umstellung auf Wasserstoff, der mit erneuerbaren Energien erzeugt wird, ist daher entscheidend für die Defossilisierung des Sektors. Mit der 37. Bundes-Immissionsschutz-verordnung ist 2024 ein Meilenstein in Kraft getreten. Jedoch droht die Defossilisierung von Raffinerien ohne einen funktionierenden Wasserstoffmarkt hinter den EU-Vorgaben zurückzubleiben.\r\nWasserstoff in die breite Anwendung\r\nbringen.\r\nEmpfehlungen\r\ndes Deutschen Wasserstoff-Verbandes für die 21. Legislaturperiode 11\r\nܾ\r\nUnsere Empfehlungen\r\nEinführung einer verbindlichen Unterquote von 5 Prozent bis 2030 für den Einsatz von RFNBO4, der mit erneuerbaren Energien erzeugt wurde, um eine stabile Mindestnachfrage zu schaffen. Hierfür muss das System der Mehrfachanrechnung auf die THG-Minderungsquoten beibehalten werden.\r\nFörderung der Errichtung und des Ausbaus von Wasserstofftankstellen für alle Fahrzeugkategorien entlang des TEN-T-Netzes und ambitionierte Revision der europäischen AFIR-Verordnung im Sinne einer höheren Netzdichte. Entscheidend ist jedoch zunächst eine wirtschaftliche Auslastung der heute schon bestehenden Tankstellen.\r\nAmbitionierte Ausgestaltung einer realen THG-Minderungsquote von 40 Prozent bis im Jahr 2030 im Rahmen der RED III-Umsetzung im Verkehrssektor. Für den Luft- und den Schiffsverkehr sollten die Quoten der europäischen Gesetzgebungen ReFuelEU Aviation und FuelEU Maritime zur Anwendung kommen.\r\nWiedereinführung von Fördermitteln im Mobilitätssektor, beispielsweise der BMDV-Elektrolyseförderung, einer Ersatzförderung für das KsNI oder einer OPEX-Förderung zur Senkung der Betriebskosten für Nutzfahrzeuge mit Wasserstoffantrieben.\r\nAnstreben der Parität von wasserstoffbasierten Kraftstoffen mit Diesel durch die Beibehaltung der Mautbefreiung für emissionsfreie Nutzfahrzeuge sowie die Angleichung der Besteuerung von Wasserstoffnutzung in Brennstoffzellen- und Verbrennerfahrzeugen.\r\nWasserstoff in die breite Anwendung\r\nbringen.\r\n12 Empfehlungen des Deutschen Wasserstoff-Verbandes\r\nfür die 21. Legislaturperiode\r\nGesicherte Stromversorgung mit Wasserstoff\r\nDeutschlands Stromversorgung basiert zunehmend auf Wind- und Solarenergie. Das bedeutet, dass es zu Spitzenlastzeiten und bei Dunkelflauten zusätzliche Backup-Kapazitäten braucht. Der steigende Strombedarf durch Elektrifizierung und die Stilllegung fossiler Kraftwerke erhöhen das Risiko von Versorgungslücken weiter. Wasserstoffkraftwerke spielen eine Schlüsselrolle, um erneuerbare Energien speicherbar zu machen und Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Die neue Bundesregierung muss die begonnene Kraftwerksstrategie aufgreifen und so umsetzen, dass Versorgungssicherheit, Bezahlbarkeit und Nachhaltigkeit in Einklang gebracht werden. In diesem Sinne sollte auch eine Ausweitung der Strategie auf Wasserstoffderivate geprüft werden.\r\nܾ\r\nUnsere Empfehlungen\r\nUnverzügliche und technologieoffene Ausschreibung von mindestens 10 GW an wasserstofffähigen Kraftwerken, welche neben erneuerbarem übergangsweise auch mit kohlenstoffarmem Wasserstoff betrieben werden dürfen; sowie von Wasserstoff-Hubs und Sprinterkraftwerken, welche von Beginn an mit Wasserstoff betrieben werden,\r\nder mit erneuerbaren Energien hergestellt wird.\r\nVerlängerung der beihilferechtlichen Genehmigung für das Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz (KWKG) über 2026 hinaus.\r\nBeschleunigung der Genehmigungsverfahren für Wasserstoffkraftwerke, inklusive Typengenehmigungen und digitaler Prozesse.\r\nEinführung eines zentralen Kapazitätsmechanismus, der unter anderem Sektorenkopplung und Flexibilität begünstigt.\r\nSektorenkopplung\r\ndurch Wasserstoff\r\nermöglichen.\r\nFür die Sektorenkopplung ist Wasserstoff Dreh- und Angelpunkt.\r\nDoch Regulierung droht an einigen Stellen den Hochlauf zu\r\nbremsen. An anderen Stellen muss Regulierung dagegen die\r\nRolle von Wasserstoff und dessen Verzahnung mit dem Stromsystem\r\nnoch besser definieren. Wasserstoff muss als systemdienlicher\r\nBaustein in der zukünftigen Energieversorgung\r\nwirtschaftlich erzeugbar und verwendbar sein.\r\nSektorenkopplung durch Wasserstoff ermöglichen.\r\n14 Empfehlungen des Deutschen Wasserstoff-Verbandes\r\nfür die 21. Legislaturperiode\r\nSystemdienliche Elektrolyse voranbringen\r\nDer geplante Ausbau der erneuerbaren Energien erhöht den Netzausbaubedarf erheblich. Durch eine intelligente Einbindung können Elektrolysebetreiber wesentlich zur Reduzierung der Netzausbaukosten und der Kosten für die netztechnisch bedingten Abschaltungen von erneuerbaren Energie-Anlagen beitragen. Dafür müssen die Ausschreibungen zur systemdienlichen Elektrolyse auf den Weg gebracht werden. Geeignete technische Netzanschlussbedingungen müssen vereinbart und kontinuierlich weiterentwickelt werden. Die Wasserstofferzeugung mit erneuerbaren Energien muss auch unter Anwendung der Netzanschlussbedingungen nachhaltig, versorgungssicher und wirtschaftlich erfolgen können5.\r\nܾ\r\nUnsere Empfehlungen\r\nVerhältnismäßige Weiterentwicklung der technischen Netzanschlussbedingungen für Elektrolyseure. Technische Innovationen, die den sicheren Betrieb von Anlagen und Netzstabilität gewährleisten, müssen partnerschaftlich und wirtschaftlich entwickelt und umgesetzt werden. Nur so können systemdienliche Elektrolyseprojekte erfolgreich umgesetzt werden, die auch netzdienliche Potentiale entfalten.\r\nErlass der Förderrichtlinie zur Ausschreibung systemdienlicher Elektrolyse unter Berücksichtigung des Gesamtsystems.\r\nStärkung des Prinzips Nutzen statt Abregeln im Energiewirtschaftsgesetz für die Verwertung von Abregelungsstrommengen zur Wasserstofferzeugung.\r\nEinführung spezifischer Ausschreibungen für Offshore-Elektrolyseprojekte. Dazu muss die Bundesregierung mit den Ausschreibungen auf der SEN-1-Fläche beginnen. Es braucht die rechtliche Ermöglichung von kombinierten Anschlusskonzepten mit Stromkabel und H2-Pipelines für die Wasserstofferzeugung auf See. Die Offshore-Elektrolyse sollte zudem in die Zielvorgaben des Windenergie-auf-See-Gesetzes mit aufgenommen werden.\r\nSektorenkopplung durch Wasserstoff ermöglichen.\r\nEmpfehlungen\r\ndes Deutschen Wasserstoff-Verbandes für die 21. Legislaturperiode 15\r\nKeine Sektorenkopplung ohne Speicherkapazitäten\r\nErst Wasserstoffspeicher machen die langfristige Speicherung großer Mengen an erneuerbarer Energie möglich. Diese werden unterirdisch in Salzkavernen angelegt, wobei bereits bestehende Erdgasspeicher umgerüstet werden können. Allerdings reicht das bei weitem nicht aus, um den vom BMWK prognostizierten Bedarf von bis zu 80 Terawattstunden bis 2050 zu decken. Die Szenarien des BMWK zeigen, dass selbst in einem Energiesystem, das auf Elektrifizierung setzt, Wasserstoffspeicher in enormem Maße benötigt werden. Daher ist der Ausbau zusätzlicher Speicherkapazitäten dringend notwendig, dauert jedoch je nach Startbedingungen zwischen sieben und zwölf Jahren. Lange Genehmigungsprozesse und unklare regulatorische Rahmenbedingungen verlangsamen den Fortschritt. Das BMWK hat die lange angekündigte Wasserstoffspeicherstrategie nicht vorgelegt und dadurch die Klärung zentraler Fragen weiter verzögert.\r\nܾ\r\nUnsere Empfehlungen\r\nSchnellstmögliche Verabschiedung einer klaren und verbindlichen Speicherstrategie, welche einen Transformationspfad für den Übergang von der Erdgas- hin zur Wasserstoffwirtschaft aufzeigt, Bedarfe antizipiert und die Finanzierung adressiert. Ein Amortisationskonto für den Hochlauf der Speicher ist eine realistische Option, die es aufgrund der Vorlaufzeiten jetzt ernsthaft zu prüfen gilt.\r\nBeschleunigung von Genehmigungsverfahren für Neubau und Umrüstung von Wasserstoffspeichern.\r\nWasserstoffinfrastruktur\r\nrobust ausbauen.\r\nMit der Genehmigung des Wasserstoff-Kernnetzes durch die\r\nBundesnetzagentur können der Bau und die Umrüstung von\r\nüber 9.000 Kilometer Wasserstoffleitungen beginnen. Das\r\nKernnetz stellt damit wohl den größten wasserstoffpolitischen\r\nErfolg der vergangenen Wahlperiode dar. Doch damit ist nur\r\nder erste Schritt gemacht. Neben dem weiteren Ausbau der\r\nWasserstoffleitungen ist jetzt der flächendeckende Anschluss\r\nvon Industrie und Gewerbe entscheidend. Es gilt, regulatorische\r\nRahmenbedingungen der EU jetzt umzusetzen und auch dort\r\neine Wasserstoffversorgung zu ermöglichen, wo absehbar kein\r\nAnschluss an das Wasserstoffnetz möglich ist.\r\nWasserstoffinfrastruktur\r\nrobust ausbauen.\r\nEmpfehlungen\r\ndes Deutschen Wasserstoff-Verbandes für die 21. Legislaturperiode 17\r\nFlächendeckende Versorgung mit Wasserstoff\r\nDie Nutzung von Wasserstoffleitungen bietet gleich mehrere Vorteile: Bestehende Erdgasleitungen müssen nicht stillgelegt, sondern können umgewidmet werden; erneuerbare Energie kann deutlich günstiger innerhalb des Bundesgebiets transportiert werden als über große Überlandstromleitungen; und schließlich bildet Deutschland im Herzen Europas einen wichtigen Startpunkt für das europäische erneuerbare Wasserstoffnetz.\r\nVerteilnetze sind unverzichtbar für den Erfolg der nationalen Wasserstoffstrategie, da Industrie- und Gewerbebetriebe zum überwiegenden Teil nicht direkt am Kernnetz angeschlossen sind. Auch entstehen Wasserstoffprojekte an Orten, wo es überhaupt kein Netz gibt, wie etwa Wasserstofftankstellen. Dort müssen ebenfalls entsprechende Rahmenbedingungen geschaffen werden.\r\nܾ\r\nUnsere Empfehlungen\r\nKlarheit über die Anbindung von Industrie und Gewerbe an das Kernnetz. In Regionen, in denen Stand heute noch keine Anschlussleitungen geplant sind, muss im Rahmen der Netzentwicklungsplanung schnell geklärt werden, ob eine Versorgung absehbar realistisch ist.\r\nDezentrale Produktionsanlagen mit Abnahme von Wasserstoff, die absehbar nicht an das Kernnetz angeschlossen werden, müssen Klarheit über den Wasserstofftransport haben. Entsprechende Lösungen für die erste und letzte Meile müssen erarbeitet werden. Es darf keine blinden Flecken für die Wasserstoffversorgung in Deutschland geben.\r\nBeschleunigung der Genehmigungsverfahren für die Umstellung und den Ausbau wasserstofffähiger Netze. Dazu sollten Bau und Betrieb von Wasserstoffleitungen als kritische Infrastruktur im Sinne des Vorrangs bzw. überragenden öffentlichen Interesse eingestuft werden.\r\nZügige Umsetzung des Gasmarktpakets der EU und Festlegung der Rahmenbedingungen über Entgelte und Zugangsbedingungen zur Infrastruktur.\r\nFestlegung von Reinheitsgraden und Qualitätsstandards zur Einbindung von brennstoffzellenbasierten Anwendungen in die Wasserstoffinfrastruktur.\r\nWasserstoffinfrastruktur\r\nrobust ausbauen.\r\n18 Empfehlungen des Deutschen Wasserstoff-Verbandes\r\nfür die 21. Legislaturperiode\r\nImporte per Pipeline und Schiff hochfahren\r\nDie Nationale Wasserstoffstrategie der Bundesregierung zeigt: Um den Wasserstoffbedarf von 94 bis 125 TWh bis 20306 zu decken, müssen 50 bis 70 Prozent importiert werden. Dabei wird der Import per Schiff neben den Pipelineverbindungen des European Hydrogen Backbone in unsere europäischen Nachbarländer eine Rolle spielen. Die Ertüchtigung bestehender Erdgaspipelines spielt für den Import von Wasserstoff nach Deutschland und Europa eine entscheidende Rolle.\r\nDer Import per Pipeline stellt über kürzere Strecken zwar die kostengünstigste und effizienteste Importoption dar, jedoch darf die notwendige Infrastruktur für Schiffsimporte aus außereuropäischen Staaten nicht vernachlässigt werden. Die unzureichende Ausstattung deutscher Häfen ist ein Problem, doch die Hafenstrategie der Bundesregierung bleibt vage. Ohne ausreichende Hafeninfrastruktur können Wasserstoffimporte von außerhalb der EU nicht im nötigen Umfang realisiert werden. Deutschland droht sonst von den internationalen Märkten abgehängt zu werden.\r\nܾ\r\nUnsere Empfehlungen\r\nErtüchtigung bestehender Erdgasinfrastrukturen für die Beimischung und den Transport wachsender Mengen von erneuerbarem Wasserstoff nach Europa, um den Wasserstoff bis nach Deutschland in das Kernnetz zu leiten. Innerhalb Europas ist die Synchronisation des Ausbaus mit dem europäischen Wasserstoff-Netz für innereuropäische Importe sicherzustellen.\r\nAusweisung von Förderprogrammen für die Beschaffung von Wasserstoffimporten, parallel zu einer Verstetigung und Vereinfachung von H2Global sowie der Öffnung der Mittel für europäische Projekte.\r\nErhöhung der finanziellen Unterstützung für den Ausbau der Hafeninfrastruktur und von Wasserstoff-Importterminals.\r\nFinanzierungsoptionen\r\nfür Wasserstoff\r\nverbessern.\r\nDer Wasserstoffhochlauf gelingt nur dann, wenn Unternehmen\r\nauf regulatorische Vereinfachungen, hinreichende Förderungen\r\nund ein günstiges Investitionsumfeld bauen können. Die Praxis\r\nzeigt, dass es viele fortgeschrittene Projekte derzeit nicht bis\r\nzur finalen Investitionsentscheidung schaffen. Baukostensteigerungen,\r\nFachkräftemangel und eine komplexe bzw. unklare\r\nRegulatorik verhindern den Wasserstoffhochlauf.\r\nDie Politik kann dabei unmittelbar Einfluss nehmen, etwa\r\ndurch eine Haushaltspolitik, die auch in der bestehenden\r\nschwierigen Wirtschafts- und Haushaltslage bestehende Förderprogramme\r\noptimiert. Steuerlich lassen sich Vergünstigungen\r\nfür emissionsarme Wasserstoffanwendungen erreichen, wie\r\netwa im Verkehrssektor. Schließlich kann die Politik durch das\r\nBereitstellen von finanziellen Garantien und Bürgschaften dafür\r\nsorgen, dass Projekte den Zugang zu Fremdkapital erhalten, der\r\nfür den Hochlauf notwendig ist.\r\nFinanzierungsoptionen\r\nfür Wasserstoff\r\nverbessern.\r\n20 Empfehlungen des Deutschen Wasserstoff-Verbandes\r\nfür die 21. Legislaturperiode\r\nFörderkulisse planbar fortführen und stabilisieren\r\nDie Förderprogramme des Bundes waren wichtig für die ersten Schritte zum Wasserstoffhochlauf, haben aber nicht immer optimal gewirkt. Eine Evaluation und Optimierung ist daher dringend notwendig, gerade mit Blick auf die mangelnden Möglichkeiten zur Kumulierung von Förderinstrumenten. Eine Kofinanzierung durch die Bundesländer sollte geprüft werden.\r\nܾ\r\nUnsere Empfehlungen\r\nZeitliche Entfristung der Netzentgeltbefreiung für Elektrolyseure sowie Ausweitung auf weitere Komponenten der Wasserstoffwirtschaft.\r\nVerstärkte Nutzung der Auctions-as-a-service-Option der European Hydrogen Bank und Beseitigung struktureller Nachteile für deutsche Unternehmen durch die Bundesregierung. Die Restriktionen bei der Kombination mit der THG-Quote müssen aufgehoben werden.\r\nOptimierung und Vereinfachung der Klimaschutzverträge für den Einsatz von Wasserstoff. Die Substitution von fossilen Energieträgern hin zu Wasserstoff, der mit erneuerbaren Energien erzeugt wurde, muss förderfähig sein. Zudem müssen von europäischer Ebene geeignete Mechanismen ergänzt werden.\r\nStabilisierung der THG-Quotenpreise und Eindämmung von Marktmanipulation. Es ist zu prüfen, ob die Übertragbarkeit von THG-Quoten in Folgejahre dauerhaft ausgesetzt werden soll.\r\nFinanzierungsoptionen\r\nfür Wasserstoff\r\nverbessern.\r\nEmpfehlungen\r\ndes Deutschen Wasserstoff-Verbandes für die 21. Legislaturperiode 21\r\nFinanzielle Absicherungsinstrumente bereitstellen\r\nNeben direkten Projektförderungen spielt der Zugang zu privatem Kapital eine entscheidende Rolle. Banken üben sich aufgrund mangelnder Erfahrungen in Zurückhaltung, was die Finanzierung von Wasserstoffprojekten angeht. Zinsverbilligte Darlehen und Kredite sowie Garantien und Bürgschaften sind sinnvolle Instrumente, um privates Kapital zu hebeln und müssen entsprechend angereizt und gefördert werden.\r\nܾ\r\nUnsere Empfehlungen\r\nGewährung von Ausfallbürgschaften des Bundes (Exportgarantien) für die Wasserstoffwirtschaft aufgrund der Skalierung von Elektrolyseurprojekten. Durch fehlende Kredithistorie der Wasserstoffwirtschaft verlangen viele Banken noch umfangreiche Sicherung entsprechender Kredite. Die entsprechenden Garantien würden die Besicherungen überflüssig machen und die Erfahrung der Banken positiv beeinflussen.\r\nEs braucht Haftungsfreistellungen fremdfinanzierender Banken, um in einer ersten Phase potenziellen Klumpenrisiken in der Wasserstoffwirtschaft zu begegnen. Zu wenige Anbieter in der Zulieferindustrie können gegenwärtig große Aufträge durch Garantieerklärungen absichern.\r\nLangfristige Absicherung attraktiver Zinssätze. Als Vorbild könnten die ERP-Fördermittel im Bereich der erneuerbaren Energien dienen.\r\nFinanzierungsoptionen\r\nfür Wasserstoff\r\nverbessern.\r\n22 Empfehlungen des Deutschen Wasserstoff-Verbandes\r\nfür die 21. Legislaturperiode\r\nÜber den DWV\r\nSeit über zwei Jahrzehnten steht der Deutsche Wasserstoff-\r\nVerband (DWV) e.V. an der Spitze der Bemühungen\r\num eine nachhaltige Transformation der Energieversorgung\r\ndurch die Förderung einer nachhaltigen\r\nWasserstoffwirtschaft.\r\nMit einem starken Netzwerk von über 175 Institutionen und Unternehmen sowie\r\nmehr als 400 engagierten Einzelpersonen treibt der DWV die Entwicklung und Umsetzung\r\ninnovativer Lösungen in den Bereichen Anlagenbau, Erzeugung und Transportinfrastruktur\r\nvoran. Durch die Fokussierung auf die Schaffung optimaler Rahmenbedingungen\r\nfür die Wasserstoffwirtschaft unterstreicht der DWV sein unermüdliches\r\nEngagement für eine zukunftsfähige, nachhaltige Energieversorgung und vertritt\r\nwirkungsvoll die Interessen seiner Mitglieder auf nationaler und europäischer Ebene.\r\nImpressum\r\nHerausgeber:\r\nDeutscher Wasserstoff-Verband (DWV) e.V.\r\nRobert-Koch-Platz 4\r\n10115 Berlin\r\nVorständin: Friederike Lassen\r\nD-LobbyRG-Nr.: R002003\r\nEU-Transparenz-RG-Nr.: 462906838391-70\r\nHandelsregister: Amtsgericht Berlin (Charlottenburg) VR 17205\r\nKontakt: politik@dwv-info.de\r\nAutor:innen: Friederike Lassen, Raphaël Börger, Jannis André, Julian Muhs, Phillip Gebhardt\r\nBildnachweis: катерина лагунова/Adobe Stock, ismagilov/iStock\r\nSatz und Gestaltung: löwenholz Kommunikation, Berlin\r\nRepro: Köllen Druck+Verlag GmbH\r\nFebruar 2025\r\nEndnoten\r\n1 EWI Köln (2024): H2-Bilanz 2. Halbjahr 2024 (Stand 19.12.2024)\r\n2 Erneuerbare Kraft- und Brennstoffe nicht-biogenen Ursprungs\r\n3 Für Bestandsflotten und Fahrzeuge welche nachweislich ausschließlich mit E-Fuels betankbar sind.\r\n4 Erneuerbare Kraft- und Brennstoffe nicht-biogenen Ursprungs\r\n5 VDE (2022): Impulspapier – Netzdienliche Integration von Elektrolyseuren (Stand: 22.01.2025)\r\n6 Nationaler Wasserstoffrat (2024): Treibhausgaseinsparungen und der damit verbundene Wasserstoffbedarf\r\n(Stand: 22.01.2025)\r\nFinanzierungsoptionen\r\nfür Wasserstoff\r\nverbessern.\r\nEmpfehlungen des Deutschen Wasserstoff-Verbandes\r\nfür die 21. Legislaturperiode 23\r\nwww.dwv-info.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Auswärtiges Amt (AA)","shortTitle":"AA","url":"https://www.auswaertiges-amt.de/de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Bildung und Forschung (BMBF) (20. WP)","shortTitle":"BMBF (20. WP)","url":"https://www.bmbf.de/bmbf/de/home/home_node.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitales und Verkehr (BMDV) (20. WP)","shortTitle":"BMDV (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"OFFENER BRIEF\r\nAn:\r\nden Bundeskanzler der Bundesrepublik Deutschland, Volker Wissing, Bundesminister für Digitales und Verkehr Christian Lindner, Bundesminister der Finanzen\r\nRobert Habeck, Bundesminister für Wirtschaft\r\nBerlin, den 27. April 2024\r\nAppell: Sofortige Wiederaufnahme einer verlässlichen Förderung der Wasserstoffmobilität erforderlich, um die Klimaziele zu erreichen und den Wirtschaftsstandort Deutschland nicht zu gefährden\r\nSehr geehrter Herr Bundeskanzler Scholz, sehr geehrter Herr Bundesminister Dr. Wissing, sehr geehrter Herr Bundesminister Lindner, sehr geehrter Herr Bundesminister Dr. Habeck,\r\nals Unternehmer, Wissenschaftler und Branchenvertreter einer emissionsfreien und versorgungssicheren Mobilität möchten wir Sie heute auf dringenden Handlungsbedarf hinweisen: Wir stehen in Deutschland unmittelbar davor, die Klimaziele des Verkehrssektors zu verfehlen, indem wir die belegte Systemdienlichkeit der Produktion nachhaltigen Wasserstoffs für eine effiziente Sektorenkopplung nicht nutzen. Eine derartige Politik verspielt leichtfertig und unnötig Deutschlands Position als Leitmarkt für Wasserstoffanwendungen und schwächt damit enorm den gesamten Wirtschaftsstandort - weit über den Verkehrssektor hinaus. Die Rolle der Wasserstoffwirtschaft hat die Bundesregierung bereits in ihrem Koalitionsvertrag eindeutig hervorgehoben. Mit dem aktuell angekündigten Aussetzen der Förderung der gesamten Wasserstoffmobilität wird der sich gerade entwickelnde Hochlauf gestoppt und bereits getätigte Investitionen werden entwertet. Wir appellieren daher an Sie, die Förderung der Wasserstoffmobilität umgehend wieder aufzunehmen und die bereits, im Vertrauen auf die Förderaufrufe, gestellten Förderanträge kurzfristig zu bewilligen.\r\nDas Aussetzen von Förderungen verhindert das Erreichen der Klimaziele\r\nDie Klimaziele können nur durch die gemeinsame Anstrengung von Politik und Industrie erreicht werden. Hier müssen Beide investieren - die Industrie steht hierfür bereit. Das Aufschieben der wichtigen Unterstützung für den Aufbau einer\r\nWasserstoffbetankungsinfrastruktur und der zugehörigen (Nutz-)Fahrzeuge als Abnehmer des Wasserstoffs, führt jedoch zu einer massiven Verunsicherung und zu Vertrauensverlust weit über die Grenzen Deutschlands hinaus. Dabei sind zukünftige Investitionen von Industrie und engagierten Flottenbetreibern jetzt dringend notwendig.\r\nEs führt kein Weg daran vorbei, die in der Alternative Fuels Infrastructure Regulation (AFIR) definierten verbindlichen Ziele zum Aufbau von Wasserstofftankstellen entlang des transeuropäischen Transportnetzes (TEN-T) zu erreichen, da Deutschland sonst massive Vertragsstrafen in Milliardenhöhe drohen. Auch müssen Fahrzeugbauer Emissionsflottenziele erreichen, was ohne Wasserstoff unmöglich ist, jedoch bei Verfehlen ebenfalls zu drakonischen Strafzahlungen führt. Neben all diesem wiegt jedoch weitaus schwerer der Verlust der Glaubwürdigkeit Deutschlands, die Klimaschutzziele wirklich umsetzen zu können und zu wollen.\r\n\r\nWasserstoff ist systemdienlich - eine effiziente Sektorenkopplung ist nur mit Wasserstoff möglich\r\nDie derzeitige Umsetzung der Verkehrstransformation, z.B. durch reine batterieelektrische Antriebe, stockt nicht zuletzt durch die komplett ausgelasteten Stromnetze. Gerade Wasserstoff wird hier Abhilfe schaffen, da Wasserstoff das Stromnetz entlastet und Energie saisonal als Speichermedium zwischenspeichert. Damit Deutschland jedoch das volle Potenzial Erneuerbarer Energien ausschöpfen kann, müssen alle Komponenten des Wasserstoffsystems, wie die\r\nErrichtung von dezentralen Elektrolyseanlagen, die Etablierung des Wasserstoffkernnetzes und der Ausbau der\r\nWasserstoffmobilität gleichzeitig vorangetrieben werden. Der Wegfall einer dieser Komponenten bringt den Markthochlauf von Wasserstoff und damit die gesamte Transformation hin zu Erneuerbaren Energien insgesamt in Gefahr.\r\nDeutschland als Leitmarkt für Wasserstoffanwendungen und damit die hiesige Technologieführerschaft stehen auf dem Spiel\r\nDeutschland nimmt aktuell eine herausragende Position als dynamischer Leitmarkt für Wasserstofftechnologien und -anwendungen ein - wir setzen weltweite Standards, denen andere folgen. Diese Vorreiterrolle resultiert aus einer Technologie- und Innovationskraft, die darauf zielt, Wasserstofftechnologien ganzheitlich über alle Branchen hinweg zu entwickeln. Nur was wir in Deutschland selbst entwickeln und marktnah einsetzen, kann unser Land als Industriestandort zukünftig exportieren.\r\nWas wir gerade sehen, ist, dass andere Länder ihre Wasserstoffstrategien durch eine entsprechende Industrie- und Standortpolitik konsequenter umsetzen und unterstützen. Dies gefährdet nicht nur Deutschlands Position als Innovator, sondern auch seine Wettbewerbsfähigkeit insgesamt - und damit Arbeitsplätze in einem Sektor, der das Potenzial hat, eine Schlüsselrolle in der Zukunft der Energiewende und der Mobilität zu spielen.\r\nMaßnahmen zur Erfüllung der Klimaziele, Erreichung einer effizienten Sektorenkopplung und Sicherung des Wirtschaftsstandortes Deutschland\r\nDie bisherigen getroffenen Maßnahmen, mit denen der Markthochlauf unterstützt werden sollte und auf die die Unternehmen vertraut haben, sind vielfach nicht vollständig umgesetzt worden und kommen nun fast vollständig zum Erliegen. Die Bilanz sieht wie folgt aus:\r\n•\tDie Umsetzung der im Rahmen der Important Projects of Common European Interest (IPCEI) in Aussicht gestellte Förderung von Wasserstofftankstellen für den Schwerlastverkehr wird seit Jahren immer wieder aufgeschoben.\r\n•\tDie im Rahmen eines Förderaufrufs im NIP im Frühjahr 2023 durch das BMDV verkündete Förderung für über 60 öffentliche Wasserstofftankstellen ist ausgeblieben.\r\n•\tEin stattdessen angekündigter neuer Förderaufruf im Frühjahr 2024 wird voraussichtlich nicht erfolgen.\r\n•\tDurch den derzeitigen Auszahlungsstopp werden bereits geförderte Projekte dem Risiko ausgesetzt unwirtschaftlich und damit nicht durchgeführt zu werden.\r\n•\tEine Koordination im Rahmen der Förderung zwischen Bund und Bundesländern findet praktisch nicht statt. \r\n•\tDie finanzielle Förderung von batterie- und brennstoffzellenelektrischen Schwerlastfahrzeugen (KsNl) wurde komplett eingestellt.\r\nIm Sinne einer starken Wasserstoffwirtschaft fordern wir Sie daher in aller Klarheit zur Umsetzung folgender Maßnahmen auf:\r\n•\tTatsächliche Umsetzung der im Rahmen der Nationalen Wasserstoffstrategie definierten Maßnahmen zur Förderung von Wasserstoffmobilitätsprojekten.\r\n•\tFortführung bereits in Aussicht gestellter Förderung für Wasserstoffmobilitätsprojekte und Nutzbarmachung entsprechender Fördermittel für die Projekte.\r\n•\tErfüllung der Zielvorgaben der AFIR durch kurzfristige Fördermittelzusagen für den Aufbau der europarechtlich verpflichtenden öffentlichen Wasserstoffbetankungsinfrastruktur.\r\n•\tInitialförderung von H2-Schwerlastfahrzeugen (brennstoffzellenelektrische Antriebe und Wasserstoffmotoren), damit die Flottengrenzwerte erreicht werden können.\r\n•\tSchaffung eines planbaren und verlässlichen OPEX-Förderprogramms für den Schwerlastgüterverkehr zur\r\nAbsicherung einer emissionsarmen sicheren Versorgung der Bürger:innen und Unternehmen.\r\n•\tSchaffung einer ministeriellen Struktur zwischen Bund und Ländern, die einen Hochlauf der Wasserstoffmobilität bis zum Jahr 2030 mit planbaren Rahmenbedingungen unterstützt und die Förderkulisse gemäß der tatsächlichen Marktbedingungen schrittweise anpasst und reduziert.\r\n•\tBeseitigung regulatorischer Hürden und Hemmnisse mit dem Ziel eines zeitnahen, weiteren Markthochlaufs.\r\n•\tForschungsförderung zur konsequenten Weiterentwicklung der Technologien.\r\nDeutschland hat jetzt die Chance seinen Verpflichtungen zum Klimaschutz im Verkehrssektor wirtschaftlich effizient nachzukommen und gleichzeitig seinen im Koalitionsvertrag vereinbarten Anspruch auf eine globale Führungsrolle in der Wasserstofftechnologie gerecht zu werden. Wir appellieren an Sie, den Weg in eine nachhaltige Zukunft und die Wirtschaftsstärke Deutschlands mit einer verlässlichen finanziellen Begleitung vertrauenswürdig zu gestalten.\r\nHier sind Industrie, Wissenschaft und Politik gefordert. Für Gespräche stehen wir gerne zur Verfügung.\r\nBerlin, den 27. April 2024\tIn Kooperation mit:"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitales und Verkehr (BMDV) (20. WP)","shortTitle":"BMDV (20. WP)","url":"https://bmdv.bund.de/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Green Hydrogen for a competitive, resilient and\r\nautonomous Europe\r\nJoint Position of the National Hydrogen Associations and Clusters of Germany,\r\nBulgaria, Estonia, Finland, Ireland, Latvia, Lithuania, Poland and Sweden for the EU\r\nlegislative term 2024-2029\r\nThe signatories recognize the significant progress made by the von der Leyen Commission in\r\ncooperation with the European Parliament and the member states in the past legislative term\r\ntowards the ramp-up of a green hydrogen market in Europe. Numerous hydrogen projects are\r\nbeing planned all over the continent and are thus helping to ensure that Europe has the\r\nsustainable, resilient and secure energy supply it will need in the future in order to stand strong\r\nand when facing challenging socio-economic conditions and the fragile global situation.\r\nThe Russian invasion of Ukraine in 2022 continues to this day and has shaped the face of the\r\nEuropean continent like no other event since the end of the second World War. The\r\nconsequences for the security architecture and the economic model are severe. An economy\r\nthat was largely dependent on Russian commodities had to make adjustments within a very\r\nshort space of time. Energy price shocks, inflation and fear of shortages were the\r\nconsequences. Energy prices remain higher today than before the crisis.\r\nThe European Commission reacted rightly with its RePowerEU programme and emphasized\r\nthe role of green hydrogen in the transition to a sustainable and resilient energy supply. The EU\r\nhas a target of 10 million tons of domestic renewable hydrogen production and 10\r\nmillion tons of renewable hydrogen imports by 2030.\r\nTo achieve these targets in the next EU election period, member states, the EU\r\nParliament and the European Commission must therefore act over the next five years\r\nin order to achieve this goal, in coherence with the geostrategic importance of the\r\ngreen hydrogen market.\r\nThe hydrogen economy in Europe, in conjunction with renewable power from wind and solar,\r\nwill make it possible to guarantee a crisis-proof, sustainable and affordable energy system in\r\nEurope. The establishment of a green European hydrogen union offers the opportunity\r\n to strengthen geopolitical independence through a resilient, secure, economic and\r\nsustainable intra-European renewable energy supply;\r\n to economically underpin the European idea by sharing Europe's renewable energy\r\npotential through the exchange of green hydrogen via pipeline infrastructures within a\r\nresilient, secure, economic and sustainable internal European renewable energy and\r\nhydrogen market;\r\n to develop Europe into a leading global supplier of green hydrogen technology\r\nthrough the consistent and ambitious political design of regulatory guidelines and\r\nmeasures;\r\n strengthen European innovation and competitiveness, create up to 5 million new\r\njobs and preserve the economic fabric, prosperity and social justice in the EU.\r\n to tackle climate change by delivering clean energy and combatting carbon emissions\r\nby creating incentives that boost hydrogen demand.\r\nThe following keypoints should therefore be included in the development of the\r\nStrategic Agenda for the EU over the next five years:\r\nHydrogen is in the EU's geostrategic interest\r\n The European ramp-up of hydrogen technology strengthens European competitiveness,\r\nthe joint achievement of climate targets, strategic resilience and autonomy and is\r\ntherefore in the overriding public interest and public security.\r\n An ambitious hydrogen production capacity within the EU strengthens local value chains,\r\nthe strategic autonomy of the EU, makes renewable energy storable and thus improves\r\nresilience and risk management in an increasingly unpredictable political context.\r\n An import strategy for hydrogen should take these considerations into account. Value\r\nchains should be kept in Europe as much as possible. Partnering countries for the trade\r\nof hydrogen should also be selected along the criteria of geopolitical stability. Pipelinebased\r\nimport routes for hydrogen within the European continent are to be preferred as\r\nthey can best guarantee the achievement of these goals. Overall, resilience and\r\ndiversification of imports is crucial. European interconnections are key for strategic\r\nresilience, market integration and cost reductions for final users.\r\nHydrogen is important for the competitiveness of the EU\r\n With its supply of renewable energies and its widely meshed pipeline infrastructure,\r\nEurope is predestined for the development of a European green hydrogen economy.\r\nHydrogen is the key to a successful economic energy transition, as it is the best suited\r\nway to enable large-scale seasonal storage and European distribution of renewable\r\nenergy at the same time.\r\n The development of a European hydrogen economy and industry also offers the\r\nopportunity to create millions of highly skilled industrial jobs across the EU.\r\n A European hydrogen market economy across all sectors gives the EU resilience in the\r\nface of increasing global competition. Promoting the green hydrogen economy will open\r\nthe market to new and diverse participants, routes and supplies, in effect shifting the\r\nbalance of power to those countries who have green hydrogen. As the energy map\r\nchanges, historically energy-poor regions such as Europe could become key leaders in\r\nthe global hydrogen economy in which hydrogen becomes a key commodity on the\r\nworldwide energy markets.\r\n Europe could move on from the current position of being a net importer of energy, take\r\nthe lead in clean hydrogen trade and as a result position the euro to be the global\r\ncurrency benchmark. It is therefore vital that current EU hydrogen policies are amplified,\r\nthat demand in member states is stimulated and that all transactions are carried out in\r\neuros.\r\n The implementation of the Net Zero Industry Act offers the opportunity to enable\r\nEuropean manufacturers of innovative hydrogen technologies to grow steadily and to\r\ndisseminate their technologies within the EU and beyond. The coming years must be\r\nused to protect European manufacturers against any unfair competition-distorting\r\npractices.\r\nHydrogen strengthens the EU's resilience\r\n The transition of the European energy system away from imported fossil energy supplies\r\ntowards a renewable, diversified and resilient energy supply using hydrogen strengthens\r\nEurope's resilience in the world. This also contributes to consolidating the EU's position\r\nas an international player as well as its attractiveness for international investment.\r\n It is essential to leverage the potential to strengthen the European domestic supply of\r\ncritical raw materials. The next five years must therefore also be dedicated to the\r\nimplementation of the Critical Raw Materials Act. Progress made by member states in\r\nterms of a circular economy (recycling and reuse of raw materials) have to be rewarded,\r\nas well as the support of domestic extraction and the diversification of supply chains.\r\n Linking the hydrogen economy with the European electricity system offers the potential\r\nto make the electricity supply more resilient and stable. Converting hydrogen back into\r\nelectricity reduces the use of fossil resources, while the intermediate storage of\r\nrenewable energies using hydrogen in underground caverns offers the opportunity to\r\nmaintain a certain level of supply security at all times, even in the face of hybrid attacks\r\naimed at the energy infrastructure. The security of critical energy infrastructure must be\r\nreinforced both physically and in cyberspace.\r\n Developing hydrogen technology in the EU not only has the potential to increase energy\r\nresilience, but also to efficiently tackle the challenges of circular economy and protecting\r\nwater resources when producing hydrogen in the EU. By setting high standards, the EU\r\ncan become a role model in this regard.\r\nThe hydrogen ramp-up will require financial support in the coming years\r\n For the reasons outlined above, the production of green hydrogen must be financially\r\nstimulated in the coming years. The European Hydrogen Bank and the incoming bids\r\nhave shown the existing potential all over Europe. Promotion of domestic hydrogen\r\nsupply should therefore be reinforced, but also sustained by the member states as part\r\nof the possibilities given by the “Auctions-as-a-service” principle.\r\n The development of a green European hydrogen union must be promoted through\r\nincentives for the participating member states to exchange renewable gases and liquids\r\nof non-biological origin produced in the EU. In particular, member states must be\r\nenabled to achieve their own renewable energy targets by cooperating with renewable\r\nenergy projects in other EU member States and importing the energy produced as\r\nelectrons or molecules on balance.\r\n The establishment of the STEP platform to pool existing funding opportunities was a first\r\nstep towards a coherent funding strategy to strengthen the production of critical\r\ntechnologies in the EU. The development of the upcoming Multiannual Financial\r\nFramework from 2027 on should take up these structures and further strengthen them.\r\nThe greatest possible coherence in the alignment of funding to strengthen Europe's\r\nresilience is needed in the coming years.\r\nThe undersigned advocate for the inclusion of securing a weather-independent and\r\nreliable renewable energy supply by establishing a green European hydrogen union in\r\nthe European Union's strategic agenda for the years 2024 to 2029.\r\nGerman Hydrogen Association Bulgarian Hydrogen, Fuel Cell and\r\nEnergy Storage Association\r\nHydrogen Sweden Lithuanian Hydrogen Energy\r\nAssociation\r\nHydrogen Ireland Latvian Hydrogen Association\r\nEstonian Association of Hydrogen\r\nTechnologies\r\nHydrogen Cluster Finland\r\nCluster of Hydrogen Technologies"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Auswärtiges Amt (AA)","shortTitle":"AA","url":"https://www.auswaertiges-amt.de/de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"STELLUNGNAHME zum Referentenentwurf für ein Wasserstoffbeschleunigungsgesetz\r\nDer Deutsche Wasserstoff-Verband begrüßt die Verbändeanhörung des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz zum Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung der Verfügbarkeit von Wasserstoff und zur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den Wasserstoffhochlauf.\r\nDas Wasserstoffbeschleunigungsgesetz (WassBG) bietet die Möglichkeit den Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft im erforderlichen Maße zu beschleunigen, um das im Koalitionsvertrag angestrebte Ziel zu erreichen, Deutschland zum globalen Technologieführer der Wasserstoffwirtschaft zu entwickeln. Dazu gilt es neben den noch zu schaffenden investitionssicheren Rahmenbedingungen, die der DWV ausführlich in seinem HyGuide 2030 kürzlich vorgestellt hat, die Genehmigungsverfahren zu vereinfachen und zu beschleunigen. Das Gesetz muss einen noch stärkeren Fokus auf die nationale Produktion von Wasserstoff legen, indem die für nationale Erzeugungsanlagen relevanten Regelungen (BImSchG, WHG, IZÜV), wie nachfolgend vorgeschlagen, stärker in den Blick genommen werden. Damit die ambitionierten Wasserstoffziele der Bundesregierung erreicht werden kann, schlägt der DWV die Berücksichtigung der nachfolgend aufgeführten Ergänzungen und Änderungen (in rot) im bestehenden Entwurf des Gesetzes vor.\r\nArt. 1 § 2 – Anwendungsbereich\r\nDer Anwendungsbereich in Artikel 1 § 2 ist wie folgt zu ergänzen:\r\n„(1) Dieses Gesetz ist anzuwenden auf die Zulassung:\r\n1. eines Elektrolyseurs an Land mit den technisch erforderlichen Nebenanlagen zur Er-zeugung von Wasserstoff,\r\n2. einer Anlage zur Speicherung von Wasserstoff,\r\n3. einer Anlage zur Einspeisung von Wasserstoff in eine Pipeline,\r\n4. einer Anlage zum Import von Wasserstoff,\r\n5. einer Anlage zum Import von Ammoniak oder Methanol,\r\n6. einer Anlage zum Import von flüssigen organischen Wasserstoffträgern,\r\n7. einer Anlage zur Aufspaltung von Ammoniak,\r\n8. einer Anlage zur Reformierung von Methanol,\r\n9. einer Anlage zur Dehydrierung von flüssigen organischen Wasserstoffträgern,\r\n10. einem Verdichter, der für den Betrieb von Wasserstoffleitungen sowie Verdichter, die für den Transport von Wasserstoff erforderlich sind,\r\n11. von Dampf- oder Wasserleitungen, die für den Betrieb von Anlagen nach den\r\nNummern 1 bis 8 erforderlich sind, oder\r\n12. von Erneuerbare-Energien-Leitungen.“\r\nBegründung:\r\nElektrolyseure erfordern für den Betrieb eine Reihe von technischen Nebenanlagen, wie zum Beispiel Netzanschlussanlagen, Wasseraufbereitungseinrichtungen oder Anlagen zur Einspeisung des Wasserstoffs in Erdgas- oder Wasserstoffpipelines. Aus diesem Grunde ist die Definition unter § 2 entsprechend zu ergänzen, damit diese Anlagenbestandteile auch unter die Regelungen des WassBG fallen. Nur so kann sichergestellt werden, dass Elektrolyseprojekte in ihrer Gesamtheit entsprechend schnell geplant und umgesetzt werden können.\r\nDer nationale und transnationale Transport von Wasserstoff via Pipeline stellt die kostengünstigste Form dar, weswegen die für die Einspeisung von Wasserstoff in Pipelines notwendigen Anlagen ebenfalls im überragenden öffentlichen Interesse stehen sollten (Nr. 11). Für den schnellen Hochlauf, auch bevor das Wasserstoff-Kernnetz operativ ist und relevante Teile des Verteilnetzes auf Wasserstoff umgestellt sind, sind die für die Einspeisung und Beimischung von Wasserstoff in ein Gasnetz notwendigen technischen Anlagen im Sinne des WassBG ebenfalls zu privilegieren.\r\nMethanol als Derivat und Transportmedium von Wasserstoff sollte ebenfalls von § 2 WassBG erfasst werden, damit keine Engführung nur auf Ammoniak stattfindet und technologieoffen alle Optionen zum Hochlauf der Wasserstoff-Marktwirtschaft – insbesondere über Importe – gleichberechtigt zur Verfügung stehen.\r\nDer Einsatz von Verdichter-Anlagen darf nicht nur auf den Betrieb von Wasserstoffleitungen im WassBG verengt werden, sondern muss auch den Einsatzbereich der Verdichtung für den Transport in jeglicher Form (z.B. zur Trailerbefüllung) umfassen. Die ersten Wasserstoffleitungen (insbesondere auf Verteilnetzebene) werden erst in den kommenden Jahren in Betrieb gehen. Bis dahin wird die Verdichtung für die Trailerbefüllung das maßgebliche Mittel sein, um Wasserstoff transportfähig und für dezentral gelegene Industrie- und Gewerbeunternehmen zugänglich zu machen. Daher sollten alle Arten von Verdichtern im Wasserstoffkontext rechtssicher unter den Anwendungsbereich des WassBG fallen.\r\nArt. 1 § 3 – Begriffsbestimmungen\r\nDer Art. 1 § 3 ist wie folgt zu ergänzen:\r\n„Begriffsbestimmungen\r\nIm Sinne dieses Gesetzes ist oder sind:\r\n1. „Anlage zum Import von Ammoniak oder Methanol“ Anlage zur Einfuhr, Entladung, Lagerung oder Wiederverdampfung von verflüssigtem Ammoniak oder von Methanol,\r\n2. „Anlage zum Import von flüssigen organischen Wasserstoffträgern“ Anlage zur Einfuhr, Entladung oder Lagerung von flüssigen organischen Wasserstoffträgern,\r\n3. „Anlage zum Import von Wasserstoff“ Anlage zur Einfuhr, Entladung, Lagerung oder Wiederverdampfung von verflüssigtem Wasserstoff,\r\n4. „Anlage zur Aufspaltung von Ammoniak“ Anlage zur Aufspaltung von Ammoniak in Wasserstoff und Stickstoff unter Wärmezufuhr und Nutzung eines Katalysators,\r\n5. „Anlage zur Reformierung von Methanol“ Anlage zur Reformierung von Methanol zur Gewinnung von Wasserstoff,\r\n6. „Anlage zur Dehydrierung von flüssigen organischen Wasserstoffträgern“ Anlage zur Dehydrierung von flüssigen organischen Wasserstoffträgern zur Abspaltung von Wasserstoff,\r\n7. „Anlage zur Speicherung von Wasserstoff“\r\na)\r\nAnlage, die zum Zweck der unterirdischen behälterlosen Speicherung von Wasserstoff und von Gasen zur Speicherung von Wasserstoff neu zu errichten oder umzurüsten ist, jeweils einschließlich Einrichtungen, die der Wasserstoffuntergrundspeicherung dienen, sowie\r\nb)\r\nAnlage, die der oberirdischen Speicherung von Wasserstoff dient, jeweils einschließlich Einrichtungen, die der oberirdischen Speicherung von Wasserstoff dienen,\r\n8. „Elektrolyseure an Land zur Erzeugung von Wasserstoff mit den technisch erforderlichen Nebenanlagen“ eine landseitige Anlage zur Erzeugung von Wasserstoff durch elektrolytische Umwandlung von Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff und den notwendigen technischen Nebenanlagen,\r\n9. „Erneuerbare-Energien-Leitung“ Direktleitung im Sinne des § 3 Nummer 12 des Energiewirtschaftsgesetzes, die eine Anlage zur Erzeugung von erneuerbaren Energien mit dem Standort einer Anlage nach den § 2 Absatz 1 Nummer 1 bis 7 direkt verbindet,\r\n10. „flüssiger organischer Wasserstoffträger“ organische Verbindung, die Wasserstoff mittels einer chemischen Reaktion aufnehmen und wieder abgeben kann,\r\n11. „Anlage zur Einspeisung von Wasserstoff in eine Pipeline“ Anlage zur Einspeisung von gasförmigem Wasserstoff in eine Pipeline oder in ein Gasnetz zur Beimischung im Sinne der HKN-Verordnung,\r\n12. „Verdichter“, Anlagen zur Komprimierung des Wasserstoffs auf ein höheres Druckniveau welches für den jeweiligen Betrieb von Wasserstoffleitungen (sowohl Kernnetz- als auch Verteilnetz) notwendig sind, aber auch die Transportfähigkeit von Wasserstoff sicherstellten (bspw. Trailerbetankung).\r\nBegründung:\r\nDie Einführung von Anlagen zum Import und zur Reformierung von Methanol (Nr. 2 und Nr. 5) in den § 3 WassBG ist die logische Folgerung aus der Einführung der entsprechenden Anlagen in § 2 WassBG.\r\nAus Sicht der Mitglieder des DWV ist eine Speicherung in unterirdischen Behältern, beispielsweise durch die Umwidmung von unterirdischen Tanks für Flüssigbrennstoffe, denkbar und sollte nicht ausgeschlossen werden (Nr. 7).\r\nDie „notwendigen technischen Nebenanlagen“ (Nr. 8) von Elektrolyseuren müssen auch den Leitungsbetrieb (Anschluss- und Verteilleitungen) umfassen.\r\nDer nationale und transnationale Transport von Wasserstoff via Pipeline stellt die kostengünstigste Form dar, weswegen die für die Einspeisung von Wasserstoff in Pipelines notwendigen Anlagen ebenfalls im überragenden öffentlichen Interesse stehen sollten (Nr. 11). Für den schnellen Hochlauf, auch bevor das Wasserstoff-Kernnetz operativ ist und relevante Teile des Verteilnetzes auf Wasserstoff umgestellt sind, sind die für die Einspeisung und Beimischung von Wasserstoff in ein Gasnetz notwendigen technischen Anlagen im Sinne des WassBG ebenfalls zu privilegieren.\r\nAnalog zum Änderungsvorschlag in Art. 1 § 2 WassBG müssen auch in § 3 WassBG Verdichter für alle Transportformen berücksichtigt werden und muss auch den Einsatzbereich der Verdichtung für den Transport in jeglicher Form (z.B. zur Trailerbefüllung) umfassen.\r\nArt. 1 § 4 Abs. 2 Nr. 2 – Überragendes öffentliches Interesse\r\nWasserstoffanlagen nach § 2 WassBG in das überragende öffentliche Interesse zu stellen ist sehr zu begrüßen und wird den Hochlauf der Wasserstoff-Marktwirtschaft unterstützen. Nachfolgende redaktionelle Änderungen dienen dem rechtssicheren Verständnis des § 4 WassBG, insbesondere in Zusammenschau mit der Begründung zu § 4 Abs. 2 Nr.2 WassBG.\r\nDer Art. 1 § 4 Abs. 2 ist wie folgt zu ändern:\r\n„(1) Die Errichtung und der Betrieb eines Vorhabens nach § 2 Absatz 1 sowie die da-zugehörigen Nebenanlagen liegen vorbehaltlich der Regelungen in den nachfolgenden Absätzen im überragenden öffentlichen Interesse und dienen der öffentlichen Sicherheit.\r\n(2) Abweichend von Absatz 1 liegt ein Vorhaben nach § 2 Absatz 1 Nummer 1 bis zum Ablauf des 31.Dezember 2029 nur dann im überragenden öffentlichen Interesse und dient der öffentlichen Sicherheit, wenn bis zum Ablauf des 31.Dezember 2029\r\n1.\r\ndas Vorhaben mit einer Anlage zur Erzeugung von erneuerbaren Energien direkt verbunden ist oder\r\n2.\r\nfür das Vorhaben bei Antragstellung vom Vorhabenträger eine Absichtserklärung abgegeben wird, dass die elektrische Energie für den Betrieb der Anlage bis zum Ablauf des 31. Dezember 2029 zu mehr als 80 Prozent aus erneuerbaren Energien erzeugt wird.\r\n(3) Ein Vorhaben nach § 2 Absatz 1 Nummer 1 und 2 liegt im überragenden öffentlichen Interesse und dient der öffentlichen Sicherheit bis zum Erreichen der Netto-Treibhausgasneutralität im Jahr 2045. Soweit ein Vorhaben nach Satz 1 als Speicheranlage einer Anlage zur Erzeugung von erneuerbaren Energien dient, sind bei der jeweils durchzuführenden Schutzgüterabwägung zusätzlich auch die erneuerbaren Energien als vorrangiger Belang einzubringen.\r\n(4) Ein Vorhaben nach § 2 Absatz 1 Nummer 3 bis 10 liegt im überragenden öffentlichen Interesse und dient der öffentlichen Sicherheit bis zum Ablauf des [1. Januar 2035].“\r\nBegründung:\r\nDie Umstellungen dienen dem rechtssicheren Verständnis des Passus, insbesondere in Zusammenschau mit der Begründung.\r\nArt. 1 § 6 – Maßgaben für die §§ 8 und 15 des Wasserhaushaltsgesetzes\r\nZu § 6 Abs. 1:\r\nEine in § 6 Abs. 1 WassBG generelle Anwendbarkeit der Regelungen in § 5 für wasserrechtliche Erlaubnisverfahren nach §§ 8 und 15 Wasserhaushaltsgesetzes (WHG) führt zu erheblichen Rechtsunsicherheiten. Erlaubnisverfahren sind nicht generell in förmlichen Verwaltungsverfahren mit Öffentlichkeitsbeteiligung zu erteilen, gemäß § 11 Abs. 2 WHG gilt dies nur für die Bewilligung. Die in der Praxis viel relevantere Erlaubnis wird im Regelfall in einem (förmlichen) Verfahren nach §§ 63 VwVfG (nicht §§ 73 ff VwVfG) erteilt. Ein Verfahren mit Öffentlichkeitsbeteiligung ist für eine Erlaubnis nur dann erforderlich, wenn dies durch Gesetz angeordnet wird. Dies kann bspw. ein Verfahren nach IZÜV (siehe unten) oder UVP-pflichtiges Wasserrecht (bspw. Grundwasserentnahmen mit sehr hohen Wassermengen) sein.\r\nBei immissionsschutzrechtlich genehmigungsbedürftigen Elektrolyseuranlagen ist im Regelfall (Wasser aus Oberflächengewässern) eine Erlaubnis für Einleitung gemäß IZÜV erforderlich (siehe dazu unten). Die Entnahme fällt unter §§ 63 VwVfG, soweit nicht gesonderte UVP-Anforderungen einschlägig sind. Gleiches gilt für Bauwasserhaltungen. Daher sollten im vorliegendem WassBG spezifische Beschleunigungsregelungen für solche wasserrechtlichen Verfahren und kein pauschaler Verweis vorgenommen werden.\r\nDie Regelungen aus § 6 Abs. 1 WassBG, dass die in § 5 WassBG Abs. 2 bis 11 aufgeführten Änderungen zu § 70 Wasserhaushaltsgesetzes auch für die §§ 8 und 15 des Wasserhaushaltsgesetzes gelten sollen, sollten gleich ausführlich wie in § 5 WassBG ausformuliert werden, um die notwendige Rechtssicherheit zu schaffen.\r\nZu § 6 Abs. 2:\r\nDie Fristenregelungen in § 6 Abs. 2 stellen für wasserrechtliche Erlaubnisse im Zusammenhang mit BImSchG-Vorhaben keine Beschleunigung dar. Die Verfahrensfristen sollten sich zumindest an denen des BImSchG orientieren.\r\nInsbesondere Grundwasserhaltungen sind aber bereits zu Beginn der Errichtung erforderlich und sollten spezifisch beschleunigt werden.\r\nArt. 1 § 8 – Anwendung der Maßgaben der §§ 5 bis 7 auf andere Rechtsvorschriften\r\nFür eine Beschleunigung wasserrechtlicher Erlaubnisverfahren, insb. für Elektrolyseure, wäre es hilfreich, die wasserrechtlichen Verfahren an den Vorgaben des BImSchG anzugleichen. Insbesondere wenn ein Elektrolyseur an einem Projektstandort errichtet wird, wo bereits ein ausreichendes Wasserrecht vorliegt (aber dieses Projekt bislang einen anderen spezifischen Benutzungszweck hatte, bspw. als Kraftwerk), wäre es zweckmäßig, wenn nur für die Erweiterung des Nutzungszwecks durch den Elektrolyseur kein neues\r\nwasserrechtlichen Erlaubnisverfahren erforderlich ist.\r\nDer Verweis in Art. 1 § 8 Abs. 1 WassBG auf die §§ 5 bis 7 WassBG ist für die Erlaubnisverfahren, welche unter die Industriekläranlagen-Zulassungs- und Überwachungsverordnung (IZÜV) fallen, ein Rückschritt und dürfte zu erheblichen Unsicherheiten und Verzögerungen des Wasserstoff-Hochlaufs führen. Gemäß § 4 IZÜV orientieren sich die verfahrensrechtlichen Anforderungen der IZÜV am Immissionsschutzrecht, nicht am VwVfG bzw. dem Planfeststellungsrecht. Beschleunigende Regelungen sollten spezifisch in der Systematik der IZÜV bzw. des BImSchG erfolgen. Dies gilt insbesondere für Beteiligungsregelungen und Verfahrensfristen.\r\nUnabhängig davon sollten Kettenverweise vermieden werden, denn sie bergen erhebliche Rechtsunsicherheiten. Beschleunigungsregelungen sollten inhaltlich konkret und in Bezug auf das jeweilige Fachrecht ausformuliert werden.\r\nArt. 1 § 9 – Beschleunigte Vergabe- und Nachprüfungsverfahren\r\nDer Art. 1 § 9 regelt die Beschleunigung von Vergabe- und Nachprüfungsverfahren und erleichtert damit für Vorhaben nach Art. 1 § 2 Abs. 1 WassBG u.a. die Losvergabe für Unternehmen, die nicht öffentliche Auftraggeber sind. Insbesondere für den Bereich der Verteilnetze, die in den kommenden Jahren teilweise auf Wasserstoff umgestellt werden können, sind die Betreiber der entsprechenden Verteilnetze teilweise Teil der öffentlichen Hand und würden somit von den in Art. 1 § 9 WassBG formulierten Erleichterungen nicht profitieren. Hier besteht die Gefahr, dass es zu einem unterschiedlich schnellem Aus- bzw. Umbau der Netze kommt und dadurch der Gesamthochlauf der Wasserstoff-Infrastruktur verzögert wird.\r\nArt. 1 § 11 – Sachliche Zuständigkeit der Oberverwaltungsgerichte und des Bundesverwaltungsgerichts\r\nArt. 1 § 11 Abs. 1 Nr. 1 ist wie folgt zu ändern:\r\n„(1) Das Oberverwaltungsgericht entscheidet im ersten Rechtszug über sämtliche Streitigkeiten über\r\n1.\r\nVorhaben nach § 2 Absatz 1 Nummer 1 mit einer Leistung von mindestens 5 Megawatt und\r\n2.\r\nVorhaben nach § 2 Absatz 1 Nummer 2 und 8 bis 10.\r\nDies ist auch anzuwenden für Zulassungen des vorzeitigen Beginns und Anzeigeverfahren, die sich auf diese Anlagen und auf für deren Betrieb notwendige Anlagen oder Leitungen beziehen.“\r\nBegründung:\r\nIm Sinne einer europarechtskonformen 1:1-Umsetzung sollten Schwellenwerte für Elektrolyseure den Vorgaben der IED bzw. der novellierten 4. BImSchV entsprechen. Der Referentenentwurf zur novellierten 4. BImSchV setzt als Schwelle für vereinfachte immissionsschutzrechtliche Genehmigungsverfahren nach § 19 BImSchG den Wert von „5\r\nMW“ fest. Die aufzubauenden Wasserstoff-Anlagen werden in der Leistungskapazität kurz- bis mittelfristig erwartungsgemäß eher im einstelligen bzw. niedrigen zweistelligen Megawatt-Bereich liegen, sodass für den Großteil der umzusetzenden Projekte die Vereinfachung nach Art. 1 § 11 WassBG greifen sollte.\r\nArt. 1 § 12 Abs. 1 - Übergangsregelungen\r\nEs wäre sinnvoll, die Anwendung der neuen Regelungen aus dem WassBG auf ein bereits laufendes Verfahren in die Disposition der Vorhabenträger zu stellen, da diese am besten einschätzen können, ob ein Wechsel zum jeweiligen Verfahrensstand für die Beschleunigung der Projektrealisierung zweckmäßig ist.\r\nArt. 2 – Änderung der Verwaltungsgerichtsordnung\r\nDer Art. 2 WassBG regelt für Vorhaben aus § 2 Abs. 1 Nr. 1 die Zuständigkeiten der entsprechenden Gerichte durch Änderungen in der Verwaltungsgerichtsordnung. Hier muss – analog zu Art. 1 § 11 Abs. 1 Nr. 1 – die Schwelle auf 5 MW angepasst werden. Deshalb ist der Art. 2 wie folgt zu ändern:\r\n„1. § 48 Absatz 1 Satz1 wird wie folgt geändert:\r\na.\r\nNach Nummer 3a wird folgende Nummer 3b eingefügt:\r\n„3b. die Errichtung, den Betrieb und die Änderung von\r\na)\r\nAnlagen nach § 2 Absatz 1 Nummer 1 des Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes vom … [einsetzen: Datum und Fundstelle] mit einer Leistung von mindestens 5 Megawatt sowie\r\nb)\r\nAnlagen nach § 2 Absatz 1 Nummer 2 und 8 bis 10 des Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes,“.“\r\nArt. 3 – Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes\r\nArtikel 3 Nr. 2 enthält Änderungen des Energiewirtschaftsgesetzes, die wie folgt angepasst werden müssen:\r\n„In § 43 wird nach Absatz 4 folgender Absatz 4a eingefügt:\r\n„(4a) Für Vorhaben, für die gesetzlich festgestellt ist, dass sie im überragenden öffentlichen Interesse liegen und der öffentlichen Sicherheit dienen, sind die beteiligten Behörden verpflichtet, den Planfeststellungsverfahren oder Plangenehmigungsverfahren Vorrang bei der Bearbeitung einzuräumen. Dabei ist das Beschleunigungsinteresse anderer Vorhaben, die im überragenden öffentlichen Interesse liegen und der öffentlichen Sicherheit dienen, zu beachten.“\r\nBegründung:\r\nDieser Passus und die Änderung sind auch auf andere fachrechtliche Zulassungstatbestände, insbesondere im BImSchG und Wasserhaushaltsgesetz, zu übertragen.\r\nWeiterhin sollten die Ausführungen zu § 44c Abs. 1a EnWG wie folgt ergänzt werden:\r\n„§ 44c Abs. 1a EnWG:\r\n„Auf Antrag soll die für ein Planfeststellungs- oder Plangenehmigungsverfahren zuständige Behörde bereits vor Beantragung der Feststellung des Plans oder der Erteilung der Plangenehmigung in Bezug auf Vorhaben nach § 43 Abs. 2 S. 1 Nr. 7 EnWG vorläufig zulassen, dass mit der Errichtung einschließlich der Maßnahmen, die zur Prüfung der Betriebstüchtigkeit der Anlage erforderlich sind, begonnen werden darf, wenn\r\n1. mit einer Entscheidung zugunsten des Antragstellers gerechnet werden kann,\r\n2. ein öffentliches Interesse oder ein berechtigtes Interesse des Antragstellers an dem vorzeitigen Beginn besteht und\r\n3. der Antragsteller sich verpflichtet, alle bis zur Entscheidung durch die Errichtung der Anlage verursachten Schäden zu ersetzen und, wenn das Vorhaben nicht nach § [XXX] zugelassen wird, den früheren Zustand wiederherzustellen. Die vorläufige Zulassung kann jederzeit widerrufen werden. Sie kann mit Auflagen verbunden oder unter dem Vorbehalt nachträglicher Auflagen erteilt werden. Die zuständige Behörde kann die Leistung einer Sicherheit verlangen, soweit dies erforderlich ist, um die Erfüllung der Pflichten des Antragstellers zu sichern.“\r\nBegründung:\r\n§ 44c in seiner jetzigen Form steht einer Beschleunigung des Wasserstoffhochlaufs entgegen, weil – auch wegen der Komplexität – nur Unterlagen für einen Teil des Vorhabens, nicht aber für das Gesamtvorhaben von den jeweiligen Vorhabenträger vorgelegt werden können. Im laufenden Projekt handelt es sich nicht mehr um Vorarbeiten, sondern schon um Bauarbeiten (was in der Sache dann vorzeitige Bauarbeiten nach § 44c EnWG sind). Deshalb läuft die Regelung in § 43 Abs. 2 S. 1 Nr. 7 EnWG für Energiekopplungsanlagen, die gerade für solche „Groß-Elektrolyseure“ gedacht war, sinnwidrig leer.\r\nEbenso ist der Artikel 3 um folgende Regelung zu ergänzen:\r\n„In § 118 wird in Abs. 6 S. 1 wie folgt geändert:\r\n6) Nach dem 31. Dezember 2008 neu errichtete Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie, die ab 4. August 2011, innerhalb von 19 Jahren in Betrieb genommen werden, sind für einen Zeitraum von 20 Jahren ab Inbetriebnahme hinsichtlich des Bezugs der zu speichernde elektrische Energie von den Entgelten für den Netzzugang freigestellt.“\r\nBegründung:\r\nAufgrund der Verzögerung des Hochlaufs der deutschen Wasserstoffwirtschaft muss entsprechend des Änderungsvorschlags die Netzentgeltbefreiung für Elektrolyseure bis zum 31.12.2030 verlängert werden.\r\nArt. 3.1 – Änderung des Gesetzes für den Ausbau erneuerbarer Energien (EEG)\r\nAufgrund des thematischen Zusammenhangs ist nach Artikel 3 ein Artikel 3.1 mit folgendem Inhalt einzufügen:\r\n„Das Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien, das zuletzt durch Artikel 1 G. v. 05.02.2024 BGBl. 2024 I Nr. 33 geändert worden ist, wird wie folgt geändert:\r\n„Anlagenbetreiber dürfen den in ihren Anlagen erzeugten Strom prozentual auf verschiedene Veräußerungsformen nach Absatz 1 aufteilen; in diesem Fall müssen sie die Prozentsätze nachweislich jederzeit einhalten. Satz 1 ist nicht für die Ausfallvergütung und nicht für den Mieterstromzuschlag nach § 21 Absatz 3 anzuwenden. Die Verpflichtung zur Einhaltung der gemäß § 21b Abs. 2 anzugebenden Prozentsätze besteht nicht, wenn der nach § 21b Abs. 1 Ziffer 4 veräußerte anteilige Strom für die elektrochemische Erzeugung von Wasserstoff mit erneuerbaren Energien genutzt wird.“\r\nBegründung:\r\n§ 21b Abs. 2 EEG regelt die Zuordnung der Veräußerungsformen in einer Weise, die eine gesamtsystemdienliche Sektorenkopplung verhindert. Durch die vorab vorzunehmende prozentuale Aufteilung auf die verschiedenen Veräußerungsformen ist es nicht möglich, auf Anforderungen des Netzbetreibers zu reagieren. Ebenso können durch Anlagen zur Herstellung erneuerbare Kraftstoffe nicht-biogenen Ursprungs faktisch nur so viele erneuerbare Energiemengen kontrahiert werden, wie die betreffende Anlage Energie abnehmen kann. Um hier mehr Flexibilität für den Hochlauf der Wasserstoff-Marktwirtschaft zu schaffen, ist die Änderung des § 21b Abs. 2 EEG notwendig.\r\nArt. 5 – Änderung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes\r\nEs ist nicht nachvollziehbar, warum für in Art. 1 § 5 WassBG für Planfeststellungverfahren eine Bekanntmachung auf die Internetseite der Genehmigungsbehörde reduziert wird, dies aber nicht auch im Immissionsschutzrecht gilt. Dies würde die Bekanntmachung immissionsschutzrechtlicher Verfahren stark beschleunigen.\r\nDabei sollte aber bei UVP-pflichtigen Vorhaben auch klar geregelt werden, ob bzw. dass durch die Bekanntmachung auf der Internetseite der Genehmigungsbehörde die besonderen Bekanntmachungsregelungen des UVPs (siehe insb. UVP-PortV) entfallen.\r\nZusätzlich sind die im Referentenentwurf vorgeschlagenen Änderungen wie folgt zu ergänzen bzw. anzupassen:\r\n„§ 16c\r\nSondervorschriften für Vorhaben nach § 2 des Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes\r\n(1)\r\nDie §§ 8a, 10, 16b und 23b sind bei der Genehmigung von Vorhaben nach § 2 Absatz 1 Nummer 1 des Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes vom … [einsetzen: Datum des Inkrafttretens nach Artikel 8] mit den Maßgaben der folgenden Absätze anzuwenden:\r\n(2)\r\n§ 10 Absatz 1 und § 23b Absatz 1 sind mit der Maßgabe anzuwenden, dass die zuständige Behörde vom Träger des Vorhabens verlangen soll, den Antrag\r\nausschließlich in dem von der zustän\r\ndigen Behörde vorgegebenen verkehrsüblichen elektronischen Format einzureichen.\r\nDie Regelung ist grundsätzlich zu begrüßen. In der Praxis ist aber festzustellen, dass nach wie vor (einzelne) untere Fachbehörden im Rahmen der Beteiligung nicht zur Be- und Verarbeitung elektronischer Antragsunterlagen in der Lage sind. Dies könnte in der praktischen Umsetzung der Regelung zu Verzögerungen führen. Die Behörden sind entsprechend technisch und personell auszurüsten. Wenn dies nicht sichergestellt werden kann, dürfen daraus den antragstellenden Unternehmen keine Nachteile entstehen.\r\n(3)\r\n„§ 10 Absatz 1 Satz 2 und 3 und § 23b Absatz 3 sind mit der Maßgabe anzuwenden, dass die Prüfung der Vollständigkeit der Unterlagen unverzüglich und spätestens innerhalb von 30 Tagen nach Eingang des Antrags zu erfolgen hat.“\r\nBegründung:\r\nDer Verweis auf § 10 Absatz 5 erscheint nicht richtig. § 10 Abs. 5 regelt die TÖB-Beteiligung. Besserer Anknüpfungspunkt zur Vollständigkeitsprüfung ist § 10 Abs. 1 S. 2 und 3.\r\nEs sollte klargestellt werden, dass die Regelung zur Prüfung der Vollständigkeit der Unterlagen im Vergleich zu § 7 Abs. 1 9. BImSchV (\"unverzüglich\") keine längere Vollständigkeitsprüfungsmöglichkeit gewährt. Die Behörde muss dies weiterhin unverzüglich vornehmen.\r\n(4)\r\n„§ 10 Absatz 5 und § 23b Absatz 3 sind mit der Maßgabe anzuwenden, dass die Behörden, deren Aufgabenbereich durch das Vorhaben berührt wird, ihre Stellungnahmen unverzüglich und ausschließlich elektronisch übermitteln.“\r\nBegründung:\r\nEs ist eine Regelung notwendig, mit der (i) die TÖB-Beteiligung im Verfahren beschleunigt wird (z.B. kürzere Fristen) und (ii) der Genehmigungsbehörde die Rechtssicherheit gibt, auch ohne eine (ggf. verzögerte) Rückäußerung der Behörde mit dem Verfahren fortzufahren.\r\n(5)\r\n„§ 10 Absatz 6 ist mit der Maßgabe anzuwenden, dass die zuständigen Behörden die fakultative Erörterung, auch im Rahmen des § 18 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung, als Onlinekonsultation oder als Video- oder als Telefonkonferenz durchführen sollen. Wird die Erörterung als Onlinekonsultation oder als Video- oder Telefonkonferenz durchgeführt, ist darauf und auf das vorgegebene Format in der Bekanntmachung hinzuweisen. Die Erörterung ist nur im Ausnahmefall durchzuführen.“\r\nBegründung:\r\nDer Erörterungstermin ist im BImSchG von vornherein fakultativ. Es sollten daher Regelungen getroffen werden, wonach die Behörde im Regelfall keinen Erörterungstermin durchführen soll (sondern allenfalls ausnahmsweise).\r\n(6)\r\n„§ 8a ist mit der Maßgabe anzuwenden, dass für Vorhaben nach § 2 Absatz 1 des Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes ein öffentliches Interesse im Sinne\r\ndes § 8a Absatz 1 Nummer 2 besteht.\r\nEbenso ist der § 8a für Vorhaben nach § 2 Absatz 1 des Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes nach den Maßgaben des § 31e Absatz 2, 3 und 5 anzuwenden.\r\n(7)\r\n§ 16b Absatz 1 und 2 ist für Anlagen im Sinne des § 2 Absatz 1 Nummer 1 des Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes entsprechend anzuwenden.“\r\nBegründung:\r\nEs ist zu begrüßen, dass auch Erweiterungen von Elektrolyseuren spezifisch beschleunigt werden sollen. Abstrakte Verweise auf Regelungen in anderem Zusammenhang bergen aber unnötige Rechtsunsicherheiten. Insofern ist bspw. die Frage, ob bzw. inwieweit ein \"Repowering\" von Elektrolyseuren vorliegen kann. Ebenso ist fraglich, ob dazu auch der Ausbau der Produktionskapazitäten durch Erweiterung der Anlage zählt. Zudem sind die in § 16b Abs. 2 Nr. 2 BImSchG spezifisch für Windenergieanlagen getroffenen Regelungen zur Gesamthöhe der Anlage bei Elektrolyseuren hier nicht relevant.\r\nArt. 6 – Änderung des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung\r\nDie in Art. 6 Nr. 2 aufgeführte Tabelle ist wie folgt zu ändern:\r\n„1.12\r\nErrichtung und Betrieb einer Anlage zur Wasserelektrolyse zur Erzeugung von Wasserstoff sowie Sauerstoff, ausgenommen integrierte chemische Anlagen nach Nummer 4.1, mit einer elektrischen Leistung von\r\n1.12.1\r\n50 Tonnen Wasserstoff Produktionskapazität pro Tag\r\noder mehr\r\nA\r\n1.12.2\r\n5 MW bis weniger als 50 Tonnen Wasserstoff Produktionskapazität pro Tag\r\nS“.\r\nBegründung:\r\nDie vorgeschlagene Änderung gleicht die geplante Anpassung des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung auf das WassBG im Sinne der bevorstehenden Novellierung der 4. BImSchV an, welche wiederum die Novellierung der Industrie-Emissions-Richtlinie (IER) auf europäischer Ebene in nationales Recht umsetzt. Die IER spricht von einer industriellen Produktion von Wasserstoff ab 50 Tonnen pro Tag. Dieser Schwellenwert sollte auch hier Anwendung finden.\r\nArt. 7 – Änderung des Raumordnungsgesetzes\r\nBei der Änderung des Raumordnungsgesetzes im Sinne der Beschleunigung des Wasserstoff-Hochlaufs wäre eine ausdrückliche Regelung zur Festsetzungsmöglichkeit von Sondergebieten (SO) für \"Energiecluster\" (bspw. Elektrolyse, H2-Kraftwerke, Batterien, Abfüllstationen) in § 11 BauNVO notwendig. Bestehende Abgrenzungsschwierigkeiten zu Industriegebieten (GI) würden hierdurch bei multifunktionalen Standorten vermieden.\r\nArt. 8 (neu) – Änderungen in der Baunutzungsverordnung\r\nDie BauNVO ist um Anlagen zur elektrolytischen Erzeugung von Wasserstoff mit erneuerbaren Energien zu erweitern. Deshalb muss in das WassBG in einem Art. 8 (neu) folgende Formulierung aufgenommen werden:\r\n„In § 8 Abs. 2 BauNVO werden nach den Wörtern „Erzeugung von Strom oder Wärme aus solarer Strahlungsenergie oder Windenergie,“ die Wörter „Anlagen zur elektrolytischen Erzeugung von Wasserstoff mit erneuerbaren Energien,“ eingefügt.“\r\nBegründung:\r\nMit Blick auf die materiellen Zulassungsvoraussetzungen bestehen in der Praxis zurzeit erhebliche Unsicherheiten, ob Elektrolyseure auch innerhalb eines faktischen oder durch Bebauungsplan festgesetzten Gewerbegebietes zulässig sind. Diese Unsicherheiten sind durch eine jüngere Gesetzesnovelle der BauNVO noch verstärkt worden. Nach § 14 Abs. 4 S. 1 BauNVO sind Anlagen zur Herstellung oder Speicherung von Wasserstoff in einem eigens durch Bebauungsplan ausgewiesenen Sondergebiet für Sonnenenergie zulässig, wenn die Voraussetzungen des § 249a Abs. 4 BauGB gegeben sind. Diese Anforderung soll nach § 14 Abs. 4 S. 2 BauNVO auch in faktischen oder durch Bebauungsplan festgesetzten Gewerbegebieten gelten. Auch wenn die Regelung damit zwar die planungsrechtliche Zulässigkeit von Elektrolyseuren in solaren Sondergebieten sichert, verstärkt sie die Unsicherheiten im Hinblick auf die generelle Zulässigkeit solcher Anlagen in Gewerbegebieten, da die neu geschaffene Regelung den Umkehrschluss zulässt, dass Elektrolyseure im Übrigen in Gewerbegebieten nicht zulässig sind. Da § 14 Abs. 4 BauNVO auch nur über einen begrenzten Anwendungsbereich verfügt – die Regelung bezieht sich nur auf Sondergebiete für die Sonnenenergie – überwiegen die damit verbundenen Nachteile bisher noch deutlich. Der Gesetzgeber sollte die oben vorgeschlagene Klarstellung in § 8 Abs. 2 vornehmen, wonach Elektrolyseure auch in Gewerbegebieten grundsätzlich zulässig sein können.\r\nArt. 9 (neu) – Änderungen im Baugesetzbuch\r\nUm das Baurecht für den zügigen Hochlauf der Wasserstoff-Marktwirtschaft anzupassen, sind nachfolgende Änderungen notwendig.\r\nDer § 5 Abs. 2 Nr. 2b BauGB muss um „Gas hergestellt aus erneuerbaren Energien“ ergänzt und wie folgt geändert werden:\r\n„2. die Ausstattung des Gemeindegebiets\r\na) […]\r\nb) mit Anlagen, Einrichtungen und sonstigen Maßnahmen, die dem Klimawandel entgegenwirken, insbesondere zur dezentralen und zentralen Erzeugung, Verteilung, Nutzung oder Speicherung von Strom, Gas (hergestellt aus erneuerbaren Energien), Wärme oder Kälte aus erneuerbaren Energien oder Kraft-Wärme-Kopplung,“\r\nDamit Wasserstoffvorhaben nach § 2 WassBG nach § 30 BauGB zulässig sind, muss der\r\n§ 35 Abs. 1 BauBG durch eine Ergänzung einer „Nr. 10“ ergänzt werden:\r\n„10. der elektrolytischen Produktion von Wasserstoff nach Maßgabe des § 249a BauGB dient.“\r\nBegründung:\r\nNach § 249a BauGB wurde erstmals eine Privilegierung für Elektrolyseure im Außenbereich geschaffen. Danach gilt für Elektrolyseure und Speicheranlagen für Wasserstoff nur unter bestimmten Voraussetzungen die Privilegierung von Wind- oder Solaranlagen nach § 35 Abs. 1 Nr. 5 und 8 BauGB. Es handelt sich somit nicht um einen eigenständigen Privilegierungstatbestand für Elektrolyseure oder Speicheranlagen, sondern eine „angehängte“ Privilegierung, die vom Bestand der Privilegierung der Wind- oder Solaranlage abhängig ist. Elektrolyseure tragen damit das Risiko mit, wenn die Privilegierung der Wind- oder Solaranlage nachträglich wieder entfällt oder von Anfang an nicht bestanden haben sollte. Die Schaffung eines eigenständigen Privilegierungstatbestandes für Elektrolyseure, etwa in § 35 Abs. 1 BauGB, ist vor diesem Hintergrund empfehlenswerter.\r\nDie sich aus § 249a ergebende Flächenbegrenzung zur Einstufung von Wasserstofferzeugungsanlagen nach § 35 BauGB ist durch eine Leistungsbegrenzung zu ersetzen. Wasserstoffvorhaben, die im räumlichen Zusammenhang mit erneuerbaren Energieanlagen errichtet werden sind als privilegierte Vorhaben im Außenbereich nach § 35 BauGB einzustufen, wenn diese maximal 50% der kumulierten Leistung, im räumlichen Zusammenhang stehenden Erneuerbaren Energieanlagen, aufweisen. Der § 249a Abs. 4 Nr. 2 BauGB ist deshalb wie folgt zu ändern:\r\n„2. die Größe der Grundfläche der zum Vorhaben gehörenden baulichen Anlagen eine Leistung von bis zu 50% der im räumlichen Zusammenhang errichteten erneuerbaren Energieanlagen und der Höhenunterschied zwischen der Geländeoberfläche im Mittel und dem höchsten Punkt der baulichen Anlagen 3,5 Meter nicht überschreitet,\r\nBegründung:\r\nDer § 249a BauGB formuliert bislang nur eine „angehängte“ Privilegierung, die vom Bestand der Privilegierung der Wind- oder Solaranlage abhängig ist. Die tatbestandlichen Voraussetzungen des § 249a BauGB schränken den Anwendungsbereich der Privilegierung darüber hinaus erheblich ein und erfasst nur kleine Anlagen. Um den Hochlauf der Wasserstoff-Marktwirtschaft bestmöglich zu unterstützen, sollte der § 249a BauGB wie vorgeschlagen überarbeitet werden.\r\nAllgemeine Forderungen aus dem HyGuide 2030:\r\nEuropäischen Import ankurbeln\r\n•\r\nDie Bundesregierung muss zur Absicherung des angestrebten Ausbaus der erneuerbaren Energien und der Sicherstellung der deutschen erneuerbaren Wasserstoffbedarfe mit potenziellen EU-Mitgliedsstaaten zeitnah in Verhandlungen treten, um die im EEG § 5 bis zu 20 Prozent der jährlich national auszuschreibenden erneuerbare Energien in den Partnerländern auszuschreiben und via bestehender Pipelinesysteme in Form von Wasserstoff zu importieren.\r\nLandesplanung\r\n•\r\nFür eine kohärente Planung des Pipeline-Kernnetzes sind die Länder aufzufordern Beschleunigungsgebiete zur Errichtung von grünen Wasserstofferzeugungs- und -speicherungsanlagen auszuweisen. Die Aufstellungsbeschlüsse zur Ausweisung der Gebiete sind spätestens 3 Monate nach Rechtskraft des Gesetzes zur Ausweisung von Kernnetzen zu fassen, damit diese in der Planung des Kernnetzes gesichert berücksichtigt werden.\r\nFreie Allokation\r\n•\r\nMöglichkeit der durchgehenden vollständigen Bilanzierung der bei der Produktion eingesetzten erneuerbaren Gase und Flüssigkeiten auf die einzelnen von den Produzenten definierten Endprodukte.\r\nJahresscharfe Ausbauziele\r\n•\r\nAufstellung von jahresscharfen Ausbauzielen bei der Elektrolyseurleistung und den Infrastrukturkomponenten (vergleichbar mit dem EEG-Ansatz) zur sicheren Erreichung der angestrebten heimischen Elektrolysekapazität von 10 GW bis 2030.\r\nWasserstoff-Angebotsförderung\r\n•\r\nGesetzliche Verankerung von auszuschreibenden Elektrolyse-Leistungen bis 2030, deren Umfang sich aus eines für die in den Verkehr gebrachten Gase verpflichtenden Ziels der THG-Minderung, die sich an dem Klimazielen 2030 ableitet, ergibt.\r\nFinanzierung\r\n•\r\nAbsicherung der öffentlichen Finanzierung für die Erreichung der Klimaziele durch Schaffung eines „Zukunftsfonds“ von 100 Mrd. Euro.\r\n•\r\nNutzung der beihilferechtlichen Freiräume der EU (Temporary Crisis and Transition Framework) zur Förderung des Kapazitätsausbaus von grünem Wasserstoff – Unterlegung des BKR-Bundesregelung Transformationstechnologien.\r\n•\r\nStaatlich gelenkte Ausschreibungen von Industrieprodukten, die mit grünem Wasserstoff produziert werden, oder für deren Betrieb mit grünem Wasserstoff.\r\nMobilität\r\n•\r\nAusschreibung des Betriebs von BZ-Lkws für den notwendigen Aufbau von einer Fahrzeugflotte von mindestens 200.000 BZ-Lkws bis 2030, zum Erreichen der\r\nKlimaziele im Schwerlast\r\n-Güterverkehr.\r\n•\r\nMaximal rechtlich zulässige Reduzierung der Energiesteuer, wenn grüner Wasserstoff oder daraus produzierte Derivate in Verbrennungsmotoren verwendet werden.\r\n•\r\nSondergenehmigungen für Längenänderungen bei umgerüsteten BZ-Lkws.\r\nPFAS\r\n•\r\nIm Energiebereich kommen PFAS in essenziellen, professionellen und langlebigen Industrieprodukten zum Einsatz, ohne die große Teile der Infrastruktur für die Energieversorgung oder Wasserstofftechnologien nicht vorstellbar sind. Der aktuell vorgeschlagene Beschränkungsansatz muss angepasst werden und zwischen verzichtbarer PFAS-Nutzung mit großen Emissionen und professioneller und industrieller Nutzung in langlebigen Produkten und Lösungen mit geringen Emissionen differenzieren.\r\n•\r\nEs müssen aus diesem Grunde investitionssichere und wirtschaftlich tragfähige regulatorische Rahmenbedingungen zur weiteren Verwendung der PFAS in den Wasserstofftechnologien über die kalkulierte Lebensdauer der Anlagen geschaffen werden.\r\nWir bedanken uns beim BMWK zur Möglichkeit der Mitwirkung an der Verbändeanhörung zum Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung der Verfügbarkeit von Wasserstoff und zur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den Wasserstoffhochlauf. Der DWV und seine Mitglieder werden das parlamentarische Verfahren weiter eng begleiten.\r\nBerlin, 30. April 2024\r\nKontakt: Werner Diwald Vorstandsvorsitzender DWV politik@dwv-info.de\r\nDer Deutsche Wasserstoff-Verband e.V. (DWV) vertritt seit 1996 die Interessen seiner Mitglieder für die Förderung eines schnellen Markthochlaufs des Energieträgers Wasserstoff und der Brennstoffzellentechnologie. Das Ziel ist, die grüne Wasserstoff-Marktwirtschaft als Bestandteil einer nachhaltigen, wirtschaftlichen und versorgungssicheren Energiewirtschaft voranzutreiben. So können die Klimaziele effizient erreicht und gleichzeitig der Erhalt der Versorgungssicherheit und des Industriestandorts Deutschland sowie der EU gewährleistet werden. Wasserstoff, der mit erneuerbaren Energien erzeugt wird, nimmt dabei eine entscheidende zentrale Rolle ein.\r\nIm Mittelpunkt der Verbandsaktivitäten stehen die Implementierung und Optimierung der erforderlichen marktwirtschaftlichen, technologischen und ordnungsrechtlichen Rahmenbedingungen für die Wasserstoffwirtschaft in den Bereichen Anlagenbau, Erzeugung, Transportinfrastruktur und Anwendungstechnologien. Um diese Herausforderungen global zu lösen, setzt sich der DWV auch für eine internationale nachhaltige Zusammenarbeit ein. Unsere 400 persönlichen Mitglieder und über 175 Mitgliedsinstitutionen und -unternehmen stehen für bundesweit mehr als 1,5 Millionen Arbeitsplätze. Der Verband repräsentiert somit einen bedeutenden Teil der deutschen Wirtschaft."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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(DWV) bedankt sich beim\r\nBundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz für die Gelegenheit, zum\r\nveröffentlichten Green Paper Stellung nehmen zu können. Das vorliegende\r\nDokument wirft wichtige Fragen auf, deren Beantwortung entscheidend ist. Die\r\nhieraus entstehende Regulierung wird maßgeblich das Gelingen der\r\nEnergiewende mit beeinflussen, und sich auch auf die Akzeptanz der Energie- und\r\nWärmewende auswirken.\r\nDie Umsetzung der neu gefassten Gasbinnenmarkt-Richtlinie sowie der\r\ndazugehörigen Verordnung ist von größter Wichtigkeit für den Hochlauf der\r\ngrünen Wasserstoff-Marktwirtschaft. Dabei muss eine Umsetzung sichergestellt\r\nwerden, die den Transport und die Speicherung von grünem Wasserstoff, der mit\r\nerneuerbaren Energien hergestellt worden ist, attraktiv macht und dessen\r\nHerstellung sowie Nutzung in Industrie, Energiewirtschaft und Mobilität\r\nbefördert.\r\nDafür ist es entscheidend, dass bestehende Leitungsinfrastruktur genauestens darauf\r\nüberprüft wird, ob sie für eine Versorgung mit Wasserstoff weiterverwendet werden kann.\r\nAlle gesetzlichen Rahmenbedingungen sollten darauf ausgelegt sein, eine solche\r\nWeiterverwendung dort unkompliziert zu ermöglichen, wo dies sinnvoll und wirtschaftlich\r\nist. Dabei ist auch der zunehmende Hochlauf von grünem Wasserstoff zu beachten, der\r\nsich im kommenden Jahrzehnt extrem beschleunigen wird, wie in der Nationalen\r\nWasserstoffstrategie der Bundesregierung skizziert.\r\nBreite Verfügbarkeit von günstigem grünem Wasserstoff\r\n Nationale und europäische Vorgaben setzen auf grünen Wasserstoff\r\n Verteilernetze entscheidend für Einhaltung dieser Vorgaben\r\n Annahme der Knappheit von grünem Wasserstoff nicht zutreffend\r\nWie im Green Paper dargelegt wird, sei eine dezentrale Wärmeversorgung von\r\nHaushaltskunden mit Wasserstoff aufgrund der „voraussichtlich beschränkt verfügbaren\r\nMengen“ wenig wahrscheinlich. Dabei handelt es sich um eine Einschätzung, die nicht\r\nzutreffend ist und auch den Zielen der Bundesregierung zuwiderläuft. Die Bundesregierung\r\nhat sich in ihrer Nationalen Wasserstoffstrategie das Ziel gesetzt, bis 2030 die Installation\r\neiner Elektrolysekapazität von 10 GW zu erreichen. Hinzu kommen erhebliche Mengen\r\ndurch den Import von Wasserstoff. Dies ist am schnellsten durch den Import von grünem\r\nWasserstoff über Pipelines aus angrenzen Ländern erreichbar, gegebenenfalls auch über\r\ndie Beimischung in das Erdgasnetz. Auf europäischer Ebene legt das RePowerEU-Programm\r\nein Ziel von 20 Millionen Tonnen Wasserstoff bis 2030 fest, hälftig aus eigener Erzeugung\r\nund Import zu erbringen. Das entspräche einer installierten Elektrolyseleistung von 250\r\nGigawatt beziehungsweise etwa 700 TWh.\r\nEine Studie der Internationalen Agentur für erneuerbare Energien (IRENA) zeigt, dass dies\r\nnur einen Bruchteil des tatsächlichen Potenzials für die Produktion von grünem Wasserstoff\r\nin Europa darstellt. Tatsächlich gibt es im Jahr 2050 für die günstige (<1,5 USD/kg)\r\nProduktion von grünem Wasserstoff in Europa ein technisches Potenzial von über 24.000\r\nTWh1, was dem achtfachen Energieverbrauch Deutschlands entspricht. Das zeigt, welche\r\nMöglichkeiten für den Aufbau einer grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft alleine in der EU\r\nbestehen. Schon im Vorhinein von einer nur begrenzten Verfügbarkeit auszugehen wird\r\nder Herausforderung der Defossilisierung von Industrie, Mobilität und Energiewirtschaft\r\nnicht gerecht. Vielmehr liegt es an der Politik, die Hindernisse für den Hochlauf der\r\nTechnologie aus dem Weg zu räumen. Nur mit grünem Wasserstoff kann die Energiewende\r\nin allen Sektoren auch tatsächlich gelingen. Eine reine Elektrifizierung ist nicht zielführend\r\nund kann zu eminent höheren Kosten, etwa durch die enormen Herausforderungen beim\r\nStromnetzausbau, führen.\r\nDabei liegen die Ziele für den breiten Einsatz von Wasserstoff schon gesetzlich vor. Denn\r\ndie Erneuerbare-Energien-Richtlinie der EU (RED III) schreibt für den Industriesektor\r\nbereits für 2030 ein 42%-Ziel des Einsatzes von grünem Wasserstoff vor. Auch für den\r\nVerkehrssektor werden die Minderungsquoten für die Senkung der Treibhausgase\r\nsignifikant erhöht. In Verbindung mit der jüngsten Novellierung der 37. Bundes-\r\nImmissionsschutzverordnung wird grüner Wasserstoff entscheidend sein, diese Ziele zu\r\nerreichen. Ohne eine zielgerichtete Weiterentwicklung der Verteilernetze für den Transport\r\nvon Wasserstoff werden diese Ziele nicht zu erreichen sein. Dabei müssen diese Ziele in\r\nDeutschland zwangsläufig mit der Erstellung von Wärmeplänen zusammengedacht werden,\r\nda der Gesetzgeber den Ausbau der Verteilernetze für Wasserstoff im\r\nWärmeplanungsgesetz sowie im Gebäudeenergiegesetz angelegt hat.\r\n1 https://www.irena.org/-\r\n/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2022/Jan/IRENA_Geopolitics_Hydrogen_2022.pdf?rev=1cfe49eee97940\r\n9686f101ce24ffd71a\r\nGasnetze erhalten und umrüsten; Wirtschaftliche Chancen nutzen\r\n Ausbau der Verteilernetze für Industrie und Gewerbe sind nicht von\r\nWärmeplanung zu trennen\r\n 1,8 Millionen Industrie- und Gewerbekunden hängen am Verteilernetz\r\n Umstellung dieser Netze aus Wasserstoff bietet großes Potenzial für\r\nKlimaschutz\r\nAus Sicht des DWV legt das Green Paper des BMWK im Wesentlichen einen zu großen Fokus\r\nauf das Thema der Wärmeversorgung von Haushalten mit grünem Wasserstoff und\r\nverkennt die eigentliche zentrale Herausforderung, die mit dem Um- und Ausbau der\r\nVerteilernetze für Wasserstoff verbunden ist: Den Anschluss von Industrie- und\r\nGewerbebetrieben sicherstellen. Es ist keineswegs so, dass insbesondere KMU an das in\r\nPlanung befindliche Wasserstoff-Kernnetz angeschlossen werden. Dieses verläuft in vielen\r\nFällen in mittelbarer Nähe, doch entscheidend für die Versorgung sind die nachgelagerten\r\nLeitungsinfrastrukturen, welche für den Transport von Wasserstoff umgewidmet werden\r\nmüssen. Insgesamt 1,8 Millionen Industrie- und Gewerbebetriebe sind heute mit den\r\nErdgasverteilernetzen verbunden. Das entspricht der großen Mehrheit dieser Betriebe. Die\r\nDefossilisierung insbesondere der Betriebe, die Produktionsprozesse nicht elektrifizieren\r\nkönnen (bspw. Glas,- Papier- und Milchindustrie) hängt somit ganz maßgeblich davon ab,\r\nwie gut und einfach der Anschluss an das Wasserstoffnetz gelingt. Diese Betriebe werden\r\nzukünftig als Ankerkunden die Nachfrage nach grünem Wasserstoff treiben und sind für\r\nihre Transformation auf ein leistungsfähiges Wasserstoffnetz angewiesen.\r\nBereits Mitte 2025 dürfte der Entwurf für die erste reguläre Verteilnetzplanung im Rahmen\r\nder regulären Netzentwicklungsplanung (NEP) Gas und Wasserstoff stehen, wie sie auch\r\ndie EU-Gasmarktrichtlinie vorsieht. Die Gasnetztransformationspläne werden aktuell von\r\nden Gasverteilnetzbetreibern erarbeitet. Gleichzeitig können viele der bestehenden\r\nGasnetze bereits zu 100 Prozent mit Wasserstoff betrieben werden2. Damit ist\r\nsichergestellt, dass alle bis jetzt mit Erdgas versorgten Industrie-, Gewerbe- und\r\nGemeindegebiete zukünftig mit grünem Wasserstoff zu jedem Zeitpunkt\r\nwitterungsunabhängig gesichert versorgt werden können.\r\nDies gilt im Übrigen auch für KWK-Anlagen, welche auf den Einsatz von grünem\r\nWasserstoff zur Erzeugung von Strom und Fernwärme umgerüstet werden sollen. Auch\r\ndiese müssen über Wasserstoffleitungen an das Netz angebunden werden, weshalb auch\r\nhierfür Wasserstoffnetzausbaugebiete ausgewiesen werden müssen in Kombination mit\r\nWärmenetzgebieten, durch die die erzeugte Wärme zu den Endkunden gelangt.\r\n2 https://www.dvgw.de/medien/dvgw/leistungen/publikationen/gasnetz-rueckgrat-h2-welt.pdf\r\nDer Ausbau von Wasserstoffnetzen entlastet das Stromnetz\r\n Nutzung von Wasserstoffverteilernetze im Sinne der Sektorkopplung\r\n Abfederung von Stromnetzengpässen und Wärmespitzen wird ermöglicht\r\nErneuerbare Energien bilden zweifelsohne die Grundlage für das zukünftige Energiesystem.\r\nDafür muss der Ausbau der Erzeugung erheblich vorangetrieben werden. Jedoch kann eine\r\nsichere Stromversorgung bei einer lokal stark zunehmenden Elektrifizierung oftmals nur\r\nmit einem massiven Zubau von Stromnetzen gewährleistet werden. Die Erfahrungen der\r\nletzten 20 Jahre machen jedoch deutlich, wie schwierig und zeitaufwendig dies ist.\r\nDer Ausbau des Wasserstoffverteilernetzes durch die Umwidmung von Erdgasnetzen und\r\nderen Weiternutzung wird der Rolle von Wasserstoff im künftigen Energie- und\r\nWärmesystem im Sinne der Sektorkopplung gerecht. Denn durch die Nutzung von\r\nWasserstoff, beispielsweise zur Erzeugung von Strom und Wärme können Lastspitzen\r\nflexibel abgefedert werden. Dezentrale Projekte zur Erzeugung von Wasserstoff entlasten\r\ndarüber hinaus das Stromsystem weiter und tragen zur Verminderung von Netzengpässen\r\nbei.\r\nDamit wird deutlich, dass eine gesicherte Wärme- und Energieversorgung mit grünem\r\nWasserstoff in Regionen, in denen es insbesondere lokale Großabnehmer geben wird, nicht\r\nnur realistisch, sondern in vielen Fällen auch wirtschaftlich günstiger sein wird sowie\r\npositive Effekte auf die Systemstabilität hat. Erhebliche Mehrinvestitionen in das\r\nStromverteilernetz lassen sich dadurch einsparen, wogegen durch eine Weiternutzung der\r\nGasnetzinfrastruktur deutlich weniger Kosten verursacht werden.\r\nWeiterentwicklung der Wärmepläne berücksichtigen\r\n Leitungsinfrastruktur ist Standortfaktor für Industrie und Gewerbe\r\n Vorgenommene Wärmeplanung und Einteilung von Teilgebieten nicht\r\n„einfrieren“\r\nAuch da, wo heute noch kein grüner Wasserstoff zu erwarten ist, werden in den\r\nkommenden Jahren Perspektiven entstehen, wenn die Bundesregierung die\r\nentscheidenden Maßnahmen für den Hochlauf der Technologie ergreift. Es ist für\r\nKommunen ganz im Sinne ihrer wirtschaftlichen Entwicklung, wenn auch weiterhin ein\r\nGasnetz anliegt, das später für den Transport von grünem Wasserstoff genutzt werden\r\nkann. Es handelt sich für die Neuansiedlung von Industrien und Gewerbe somit um einen\r\nhandfesten Standortfaktor. Ein frühzeitiger und überhasteter Rückbau von Erdgasnetzen\r\nist somit im Umkehranschluss ein Risiko für lokale Wirtschaftsstandorte.\r\nDaher ist es wichtig, dass nicht nur die Wärmeplanungen im Sinne des § 25 WPG im Sinne\r\nveränderter Rahmenbedingungen fortgeschrieben und aktualisiert werden können,\r\nsondern auch, dass eine bereits vorgenommene Einstufung in Teilgebiete, etwa im Falle\r\nder Ansiedlung neuer Unternehmen mit Wasserstoffbedarf, sachgerecht angepasst werden\r\nkann. Hier muss bei der Ausgestaltung der Regelungen zum § 71k GEG die entsprechende\r\nFlexibilität geschaffen werden. Ein Einfrieren der zum Zeitpunkt der erstmaligen\r\nWärmeplanung vorgenommenen Einteilung in Wärmeversorgungsgebiete zementiert einen\r\nStatus quo und wird einer „atmenden“, intelligenten Wärmeplanung, die den zunehmenden\r\nHochlauf von Wasserstoff mit beachtet, nicht gerecht. Ebenso müssen die im EU-Recht\r\nvorgesehenen Gasverteilnetzpläne entsprechend angepasst werden können.\r\nIntegrierte Transformationsplanung für Wärme- und Energienetze\r\n Angleichung gesetzlicher Fristen entscheidend\r\n Gegenseitige Blockaden in der Planung verhindern\r\nDie im EU-Recht vorgesehenen Gasverteilnetzpläne müssen aus Sicht des DWV in jedem\r\nFall einerseits auf dem NEP Gas und Wasserstoff aufbauen, andererseits aber auch auf den\r\nnach und nach zu erwartenden Wärmeplanungen der Kommunen.\r\nDabei ist aber darauf hinzuweisen, dass die unterschiedlichen gesetzlichen Grundlagen\r\nFristen zur Erstellung der Pläne verlangen, die nicht aufeinander abgestimmt sind bzw.\r\nwelche sich nicht ohne Weiteres miteinander vereinbaren lassen. Dies gilt zum einen für\r\ndie im Wärmeplanungsgesetz vorgesehene Frist für Erstellung der Wärmepläne und zur\r\nAusweisung von Wärmeversorgungsgebieten bis zum 30.06.2026 beziehungsweise\r\n30.06.2028, zum anderen aber auch mit der erstmaligen Bestätigung der integrierten\r\nNetzentwicklungsplanung Gas und Wasserstoff bis zum 30.06.2026.\r\nFür Städte, welche die Entscheidung über die Ausweisung solcher Gebiete bereits 2026\r\nvornehmen müssen, wird die Erstellung eines verbindlichen Fahrplans nach § 71k GEG\r\ndamit zeitlich eine enorme und unverhältnismäßige Herausforderung. Eine noch weiter\r\nintegriertere Planung, welche die Stromnetze mit umfasst, ist bis dahin zudem überhaupt\r\nnicht absehbar.\r\nSchließlich weist der DWV auf das Nebeneinander von sich überklappenden Fristen zur\r\nAktualisierung der Wärmeplanungen (alle fünf Jahre), der Überprüfung der Fahrpläne nach\r\n§ 71k GEG (alle drei Jahre) sowie der Fortschreibung der integrierten\r\nNetzentwicklungsplanung (alle zwei Jahre) hin. Diese beziehen sich teilweise aufeinander,\r\nwodurch es zu gegenseitigen Blockaden und Verzögerungen kommen kann. Hier ist der\r\nGesetzgeber aufgefordert, für eine Harmonisierung einer einheitlichen\r\nTransformationsplanung zu sorgen.\r\nKeine umfassenden Rückbauverpflichtungen\r\n Rückbauverpflichtungen auf „no-regret“-Maßnahmen beschränken\r\n Möglichkeit zur späteren Weiternutzung von Leitungsinfrastruktur\r\nberücksichtigen\r\nSelbstverständlich sollen Verteilnetzbetreiber im Sinne der Wirtschaftlichkeit ihrer\r\nOperationen nicht verpflichtet werden, die gesamte Erdgasnetzinfrastruktur in Deutschland\r\nauf Dauer aufrecht zu erhalten. Daher ist ein Regelungsbedarf in dieser Hinsicht evident.\r\nEs muss jedoch für Kommunen einfach gemacht werden, auch ohne sofortige Umstellung\r\nauf Wasserstoff solche Verteilnetze, welche für eine zukünftige Weiternutzung\r\nzurückgehalten werden, vorerst weiter behalten zu können. Sofortige\r\nRückbauverpflichtungen sollten somit einer weitgehenden Duldungspflicht weichen, wie\r\ndies im Green Paper erörtert wird. Dies sollte im Sinne der Schonung der auf dem Markt\r\nverfügbaren Tiefbaukapazitäten erfolgen, aber auch im Sinne der Begrenzung der\r\nNetzkosten, damit Netzbetreiber nicht die Kosten des gesamten Rückbaus auf Netzkunden\r\numlegen müssen, sondern sich auf die weiter zu nutzenden Leitungen konzentrieren\r\nkönnen.\r\nDie im EU-Recht vorgesehenen Stilllegungspläne für Gasnetzinfrastruktur sollten sich\r\ndaher auf solche Infrastruktur konzentrieren, die als „no-regret“-Maßnahme stillgelegt\r\nwerden kann, weil Industrie- und Gewerbeansiedlungen in Zukunft ausgeschlossen sind\r\nund bei der eine Versorgung mit Wasserstoff aufgrund anderer konkreter Planungen zur\r\nWärme- und Energieversorgung ausgeschlossen ist. Dabei muss zu solcher Infrastruktur\r\nunterschieden werden, bei der eine Umrüstung auf Wasserstoff in Zukunft aufgrund von\r\nspäteren Industrie- und Gewerbeansiedlungen denkbar ist. Solche Infrastruktur, die für\r\neine zukünftige Nutzung bereitgehalten wird, muss einen entsprechend anderen\r\nrechtlichen Status erhalten.\r\nKlarheit über die Konditionen für den Wasserstoffnetzanschluss\r\n Existenz von Alternativen für Wärmeversorgung ist notwendige Bedingung\r\nfür Verweigerung von Netzanschlüssen und Stilllegung von Infrastruktur\r\n Wettbewerbsfähige Netzkosten entscheidend für Endkunden\r\n Anschlussverpflichtung im Sinne des Wasserstoffhochlaufs weit fassen\r\nUm die rund 1,8 Millionen Industrie- und Gewerbekunden so gut wie möglich an ein\r\nkünftiges Wasserstoffnetz anzuschließen und ihnen Klarheit über\r\nNetzanschlussbedingungen, Kosten, Termine und Fristen zu geben, heißt, dass diese\r\nBetriebe schon heute mit der konkreten Planung der Umstellung ihrer Wärme- und\r\nEnergieversorgung beginnen können. Lässt man sie dagegen hierüber im Unklaren, werden\r\nInvestitionen verschleppt, was die Energiewende entscheidend verlangsamt und die\r\nKlimaziele in Gefahr geraten lässt. Vorgaben zur Verweigerung von Netzanschlüssen, wie\r\nsie im Green Paper diskutiert werden, dürfen erst dann gemacht werden, wenn diese\r\nInformationen über die Verfügbarkeit einer alternativen Wärme- und Energieversorgung\r\nvorliegen. Hinzu kommt, dass solche Ankündigungen für private und gewerbliche\r\nNetzkunden gesetzlich klar geregelt mit ausreichenden Vorlaufzeiten gemacht werden\r\ndürfen. Ein Beginn des Rückbaus des Gasnetzes ohne ausreichend vorhandene Alternativen\r\nerodiert ansonsten das Vertrauen in die Energie- und Wärmewende.\r\nDas Green Paper skizziert auch die Tatsache, dass die Netzkosten grundsätzlich von alleine\r\nrefinanziert werden sollen. Das ist zu begrüßen, es darf aber nicht darüber hinweggesehen\r\nwerden, dass die Nachfrage nach Wasserstofftransport von wettbewerbsfähigen\r\nNetzanschlusskosten abhängig ist bzw. davon, dass die Gesamtkosten für den Anschluss\r\nan das Netz gerade in der Anfangsphase nicht prohibitiv hoch sind. Während es im\r\nvorgelagerten Kernnetz von größter Wichtigkeit ist, dass das von der Bundesnetzagentur\r\nfestzulegende Hochlaufentgelt die Nachfrage nach Wasserstofftransport befördert, so muss\r\ndies auch auf Verteilernetzebene der Fall sein. Dafür ist es entscheidend, dass, wo dies\r\nsinnvoll erscheint, auch Ermäßigungen auf Netzanschlusskosten gewährt werden können,\r\nohne dass dies auf die sonstigen Netznutzer gewälzt wird.\r\nDer DWV begrüßt schließlich die Überlegung des BMWK, dass es insbesondere in\r\nWasserstoffnetzausbaugebieten eine Anschlussverpflichtung für Netzbetreiber gegenüber\r\nLetztverbrauchern geben muss. Das ist einerseits für gewerbliche und private\r\nWasserstoffkunden entscheidend, um Investitionsentscheidungen zu treffen. Andererseits\r\ndarf darüber hinaus aber nicht nur ein Teil der Industrie von einem solchen Anspruch auf\r\nNetzanschluss abgedeckt sein, sondern der Anspruchskreis deutlich weiter gefasst werden,\r\ndamit Investitionen in die Defossilisierung industrieller Prozesse getroffen werden kann.\r\nHinzu kommt, dass auch die Bedarfe der Mobilität, wie etwa im Rahmen des Aufbaus von\r\n(gegebenenfalls vorgelagerter) Tankstelleninfrastruktur, berücksichtigt werden müssen,\r\ndamit etwa die im Rahmen der AFIR (Alternative Fuels Infrastruktur Regulation)\r\nvorgesehene Grundabdeckung in Deutschland mit Wasserstofftankstellen flächendeckend\r\nkommen kann."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-04-11"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000701","regulatoryProjectTitle":"Rechtssichere Planung von Wasserstoffverteilnetzen und -netzausbaugebieten","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/44/fb/353108/Stellungnahme-Gutachten-SG2409120007.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Sehr geehrte Damen und Herren Abgeordnete,\r\ngrüner Wasserstoff wird in notwendigen Defossilisierung zur Erreichung der Klimaziele in der\r\nIndustrie und im Gewerbe eine Schlüsselrolle spielen. Es geht einerseits darum, den Einsatz\r\nfossiler Energieträger so früh wie möglich zu reduzieren und andererseits die\r\nVersorgungssicherheit, Arbeitsplätze und Wertschöpfung in Deutschland zu erhalten. Dafür\r\nhat die Bundesregierung richtigerweise in der Nationalen Wasserstoffstrategie entsprechende\r\nZiele verankert.\r\nViele Unternehmen beschäftigen sich schon heute mit der Frage, wie sie ihren Bedarf an\r\nWasserstoff künftig decken können und brauchen entsprechende Klarheit. Doch an dieser\r\nPlanungssicherheit und Verlässlichkeit mangelt es leider weiterhin. Grund dafür sind heute\r\nexistierende Regelungen, die die kommunalen Wärmeplanungen mit der zukünftigen\r\nNetzplanung für Wasserstoff unglücklich verknüpfen. Dies erscheint aus Sicht des DWV und\r\nseiner Mitglieder, unter denen viele Unternehmen sind, die ihre Emissionen reduzieren\r\nmöchten, nicht sachgerecht.\r\nFür den Wasserstofftransport ist mit dem Wasserstoff-Kernnetz ein erster wichtiger Schritt\r\nzum überregionalen Transport von Wasserstoff gemacht worden. Entscheidend für die\r\nEndverbraucher in Industrie und Gewerbe sind aber die letzten Kilometer zwischen Kernnetz\r\nund den Produktionsanlagen. Hier besteht noch immer erhebliche Unsicherheit darüber, wann\r\nund wie das gelingen soll - insbesondere vor dem Hintergrund des Appells einiger NGOs an\r\ndie Kommunen, auf eine Wasserstoff-Wärmeplanung zu verzichten. Aufgrund der aktuellen\r\nAn die\r\nMitglieder des Ausschusses für\r\nKlimaschutz und Energie des Deutschen\r\nBundestages\r\nPlatz der Republik 1\r\n11011 Berlin\r\nRechtslage wären die Kommunen rechtlich nicht mehr berechtigt, eine\r\nWasserstoffnetzplanung zu einem späteren Zeitpunkt vorzunehmen.\r\nOhne die Möglichkeit einer rechtssicheren späteren Planung für Gas- und Wasserstoffnetze,\r\ndie ebenfalls richtigerweise von Bundesregierung und der sie tragenden Fraktionen auf den\r\nWeg gebracht worden ist, würde den Kommunen die Rechtsgrundlage zur planerischen\r\nAusgestaltung einer gesicherten Energieversorgung ihrer Bürger, Gewerbe- und\r\nIndustriegebiete entzogen. Damit ist es den Verteilnetzbetreibern nicht mehr möglich,\r\ninvestitionssicher die Umstellung ihrer Gasnetze auf Wasserstoff vorzunehmen. Vielmehr sind\r\ndie Gasnetzbetreiber angehalten, aufgrund einer fehlenden Berücksichtigung von Wasserstoff\r\nin der Wärmeplanung, Stilllegungspläne für das gesamte von der Wärmeplanung überplante\r\nGebiet zu erstellen - völlig unabhängig von eventuell ansässigen Gewerbe- und\r\nIndustriekunden.\r\nDaher erscheint es sehr problematisch, wenn die mangelnde Ausweisung solcher Gebiete im\r\nRahmen der Wärmeplanung bis 2026 bzw. 2028 eine Stilllegung der Gasnetze bzw.\r\nzukünftigen Wasserstoffnetze impliziert. Dies gilt insbesondere vor dem Hintergrund, dass\r\npotenzielle Bedarfe an Wasserstoff noch nicht vollständig absehbar sind. Auch\r\nNeuansiedlungen von Gewerbe- und Industrieflächen würden benachteiligt, wenn zu einem\r\nspäteren Zeitpunkt die Ausweisung solcher Gebiete nicht mehr erfolgen kann. Es darf nicht zu\r\neiner frühzeitigen Stilllegung von Gasnetzen kommen, die für eine spätere potenzielle\r\nVersorgung von Industrie- und Gewerbeflächen sowie Neubaugebieten mit Wasserstoff in\r\nFrage kommen, Die Gesetzeslage muss dem nach und nach erfolgenden Wasserstoffhochlauf\r\nRechnung tragen, indem Vorfestlegungen bei einer sich anders darstellenden Sachlage auch\r\nrückgängig gemacht werden können.\r\nDer DWV plädiert daher dafür, die Wasserstoffnetzplanung für die Versorgung von privaten\r\nHaushalten gesetzlich von der Planung von Wasserstoffnetzen zur gesicherten Versorgung von\r\nIndustrie- und Gewerbebetrieben zu trennen, um hier Klarheit zu schaffen. Hierfür ist die\r\nNetzwicklungsplanung nach EnWG als maßgebliches Planungsinstrument heranzuziehen. Wir\r\nschlagen daher vor, folgende begrenzte Änderungen und Klarstellungen am WPG und GEG\r\nvorzunehmen:\r\n Klarstellung, dass der Anschluss von Industrie- und Gewerbebetrieben auch nach\r\nerstmalig abgeschlossener Wärmeplanung und unabhängig von der Ausweisung von\r\nWasserstoffnetzausbaugebieten jederzeit erfolgen kann, sofern die rollierende\r\nNetzentwicklungsplanung nach § 15a ff. EnWG entsprechende Leitungen vorsieht. Dies\r\nmuss auch dann gelten, wenn Wasserstoff in der Wärmeplanung von Seiten der\r\nKommune zunächst noch ausgeschlossen wurde.\r\n Anpassung, dass dort, wo, die Netzentwicklungsplanung nach § 15a ff. EnWG eine\r\nUmrüstung von Erdgasnetzen zu Wasserstoff vorsieht, die Anforderungen des § 71k\r\nGEG vereinfacht erfüllt werden können. Wasserstoff in der Wärmeplanung darf in\r\ndiesen Fällen nicht mehr nach § 14 Abs. 3 Nr. 2 WPG als „mit hoher Wahrscheinlichkeit\r\nnicht wirtschaftlich“ eingestuft werden.\r\n Ein bereits vorher erfolgter Ausschluss von Wasserstoff muss bei einer sich\r\nanpassenden Netzentwicklungsplanung wieder rückgängig gemacht werden können.\r\nInsoweit ist auch die Frist für die Ausweisung von Wasserstoffnetzausbaugebieten\r\nfür die Gebäudewärme nach § 71 Abs. 8 Satz 3 GEG aufzuheben.\r\n Die Stilllegung oder gar der Rückbau von Gasnetzen sind mit Blick auf die spätere\r\nAusweisung von Neubaugebieten so eng wie möglich zu fassen, um mögliche Potenziale\r\nin der Wärmeversorgung mit Wasserstoff nicht zu unterbinden. Dazu müssen die im\r\nEU-Gasmarktpaket vorgesehenen Stilllegungspläne behutsam umgesetzt werden.\r\nDie Änderungen würden der Rolle, die die Bundesregierung dem Hochlauf des grünen\r\nWasserstoffs zukommen lässt, und einem starken Industriestandort Deutschland Rechnung\r\ntragen. Dafür muss aber die Versorgung der Wirtschaft mit Wasserstoff von der Versorgung\r\nder privaten Haushalte in der Sache getrennt werden. Andernfalls gibt dies den Kritikern von\r\nWasserstoff in der Gebäudewärme Vorschub und gefährdet die Akzeptanz des grünen\r\nWasserstoffhochlaufs in Deutschland."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB)","shortTitle":"BMWSB","url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-07-01"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000701","regulatoryProjectTitle":"Rechtssichere Planung von Wasserstoffverteilnetzen und -netzausbaugebieten","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/95/bf/376214/Stellungnahme-Gutachten-SG2411080009.pdf","pdfPageCount":9,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der Deutsche Wasserstoff-Verband e.V. (DWV) bedankt sich für die Gelegenheit zur Stel-lungnahme zum Szenariorahmen Gas und Wasserstoff 2025-2037/2045 und begrüßt den vorliegenden Entwurf der KO NEP.\r\nGrundsätzlich teilt der DWV das Ziel, mit dem NEP Gas und Wasserstoff die Transformation des Energiesystems hin zu einer sicheren, bezahlbaren und klimaneutralen Energieversor-gung weiterzuentwickeln. Eine wichtige Säule dafür ist neben dem umfassenden Ausbau von erneuerbaren Energien der Aufbau einer starken Wasserstoffwirtschaft in Deutschland und Europa. Mit dem Aufbau einer flächendeckenden Wasserstoff-Infrastruktur werden die Voraussetzungen für eine sichere und wirtschaftliche Versorgung der deutschen Bürger:in-nen und der Wirtschaft mit erneuerbaren Energien geschaffen.\r\nDie integrierte Planung von Gas und Wasserstoff ist ein wesentlicher Schritt, um unnötigen Neubau zu vermeiden und die Transformation von Teilen der Erdgasinfrastruktur mit dem Aufbau der Wasserstoffinfrastruktur zu verzahnen. Gleichzeitig ist die Verbindung zur Netz-entwicklungsplanung Strom überaus wichtig, da die Transformation der Energiewirtschaft nur gemeinsam über alle Energiequellen und Energieträger hinweg und durch eine starke Sektorenkopplung wirtschaftlich effizient gelingen kann.\r\nDer DWV möchte zum vorgeschlagenen Szenariorahmen einige weitere bzw. neu aufge-kommene Punkte unterstreichen, die es zu adressieren gilt, damit insbesondere die zu errichtende Wasserstoffinfrastruktur ihrer zentralen Rolle für eine bundes- und europa-weite gesicherte Wasserstoffversorgung gerecht werden kann und damit die Vorausset-zungen für eine prosperierende europäische grüne Wasserstoff-Marktwirtschaft schafft.\r\nUnabhängig davon ist es erforderlich, dass die weiteren Prozesse zur Erstellung des NEP Gas und Wasserstoff möglichst transparent und so zeitnah wie möglich erfolgen, um eine größtmögliche Planungssicherheit für die Netzbetreiber und insbesondere auch für die Was-serstoffprojekte zu schaffen.\r\nDiese Stellungnahme bezieht sich auf einen durch die Fernleitungsnetzbetreiber erstellten Szenariorahmen Gas/Wasserstoff, weswegen die Stellungnahme des DWV unter Enthal-tung der Fernleitungsnetzbetreiber erfolgt.\r\nProjektmeldungen aus der Großverbraucherabfrage\r\nDie im Frühjahr erfolgte Großverbraucherabfrage war ein wichtiger Schritt, um die Daten-lage zum Hochlauf von Wasserstoffprojekten zu erweitern und darauf das Anschlussnetz über das Kernnetz hinaus ausgestalten zu können. Dies ist wichtig, um weitere Branchen und Sektoren, die bei den politisch gesetzten Kriterien für das Kernnetz nicht umfassend enthalten waren, in die Netzplanung zu integrieren.\r\nEine Herausforderung ist, dass sich erst mit dem Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft eine ausreichende Datenlage ergeben wird und dann eine konkrete Planung zulässt, so wie sie heute im Gasbereich üblich ist(beispielsweise durch Kapazitätsreservierungen). Dies wird sich jedoch in den nächsten Jahren weiter ausbauen lassen, wenn die Unsicherheiten für die vielfältigen Wasserstoffprojekte sinken und der Aufbau der Wasserstoffinfrastruktur an Fahrt gewinnt.\r\nDie vielfältigen Meldungen zeigen, dass das Thema Wasserstoff an Fahrt gewinnt und der Wasserstoffhochlauf beginnt. Dafür benötigen die etwa 1.900 zum Teil erst als Projektideen gemeldeten Vorhaben neben weiteren investitionssicheren Rahmenbedingungen auch eine verlässliche Zeitschiene der Infrastruktur. Wenn es durch den NEP gelingt, einem großen Teil der Projekte eine Perspektive für einen Netzanschluss zu bieten, steigen damit die Realisierungschancen der Projekte. Damit kommt der Wasserstoffhochlauf bedeutend vo-ran. Daher appellieren wir, auch die Projektideen auf dem Weg zur Realisierung zu unter-stützen und nicht pauschal auszuklammern oder zu streichen.\r\nDie Ergebnisse der Abfrage zeigen, wie groß das Interesse für Wasserstoff und den Markt-hochlauf ist. Darüber hinaus ist aber auch zu erkennen, welche herausragende Rolle bei-spielsweise die Kraftwerke mit ihrem hohen Wasserstoffverbrauch für die Auslastung der Infrastruktur spielen werden. Die räumliche Verteilung der gemeldeten Projekte zeigt auf, wie wichtig der Aufbau einer deutschlandweiten flächendeckenden Wasserstoffinfrastruktur ist, um eine kosteneffiziente und nachhaltige Vernetzung von Wasserstofferzeugung und -nachfrage zu ermöglichen.\r\nDie Menge und der Umfang der gemeldeten Wasserstoffspeicherprojekte sind aus Sicht des DWV ein sehr positives Zeichen. Speicher sind für den Betrieb des Netzes, die strukturierte Belieferung der Verbraucher und für die Einbindung von grünem Wasserstoff essenziell. Auf die Anbindung und Realisierung dieser Projekte sollte daher ein großes Augenmerk liegen, zumal die Speicher im Kernnetz nicht angemessen berücksichtigt wurden.\r\nWahl der Langfristszenarien\r\nEs ist aus Sicht des DWV erstrebenswert, die Weiterentwicklung und den Ausbau der deut-schen Energieinfrastrukturen auf einheitliche Eckpunkte zu stellen. Die Langfristszenarien werden auch für andere Analysen herangezogen und sind somit eine gute Grundlage.\r\nGrundsätzlich bewertet der DWV die in den Langfristszenarien prognostizierten Energiebe-darfe als zu gering. Einhergehend mit einem anzustrebenden deutschen Wirtschaftswachs-tum, ist trotz der geplanten Effizienzmaßnahmen mit einem höheren Energiebedarf zu re-chen, insbesondere für die Versorgung der Industrie, für die Schwerlastmobilität und zur Stützung der Stromversorgung. Nichts anderes lässt sich aus der Entwicklung des\r\nEnergiebedarfs der letzten 30 Jahre schließen. Die Annahme einer Reduzierung des Ener-giebedarfs wäre nur unter dem Szenario einer zunehmenden Deindustrialisierung tragfä-hig.\r\nDiskrepanz Szenarien und Bedarfsmeldungen\r\nEs ist aus Sicht des DWV wichtig, die aktuellen Entwicklungen, welche durch die Bedarfs-abfragen aufgezeigt werden, neben den Szenarien zu berücksichtigen und in den zukünf-tigen NEP zu integrieren. Die aufgezeigte zukünftig bestehende Diskrepanz zwischen den Szenarien und den real gemeldeten Bedarfen zeigen hier Handlungsbedarf auf.\r\nFür ein Gelingen der Transformation und der Energiewende braucht es insbesondere Pla-nungssicherheit für die Akteure und die meist langfristig angelegten Projekte und Aktivitä-ten im Bereich Wasserstoff. Die dafür erforderlichen Rahmenbedingungen sollten so ge-setzt werden, dass es zum Anreiz der Transformation kommt.\r\nModellierungsvarianten\r\nGrundsätzlich erscheinen die vorgeschlagenen Modellierungsvarianten aus Sicht des DWV als sinnvoll gewählt. Das vierte Szenario (Versorgungssicherheit) wird ausdrücklich be-grüßt, da hier die Integration der Bedarfsmeldungen und Langfristprognosen der VNB vor-gesehen ist. Dies ist insbesondere erforderlich, da aktuell noch eine Lücke zwischen den Pfaden zur Erfüllung der gesetzten Klimaziele und den realen Entwicklungen besteht.\r\nIn der Variante 4 sollte eine Betrachtung des Energieträgers Wasserstoff zum Zeitpunkt 2030 angedacht werden. Dies kann positiv zur Integration von Projekten (vor 2037) in die Wasserstoffinfrastruktur beitragen. Jedoch wird die Versorgung mit Wasserstoff zu diesem Zeitpunkt noch mit großen Herausforderungen verbunden sein. Daher ist der Aufbau von ausreichenden Kapazitäten für die heimische Erzeugung oder der Import aus der Europäi-schen Union für eine resiliente und sichere Versorgung unserer Bürger:innen und Wirt-schaftsunternehmen besonders wichtig.\r\nWasserstoffspeicher\r\nWir teilen die dargestellte Auffassung zur Relevanz der Wasserstoffspeicher für das zukünf-tige Energiesystem. Zu ergänzen wären noch die Funktionen der Speicher, zur Regulierung des erforderlichen Betriebsdrucks des Netzes beizutragen, und die Strukturierung zur Be-lieferung der Kunden mit Wasserstoff auch schon unterhalb des saisonalen Ausgleichs.\r\nNeben den benötigten Speicherbedarfen für das deutsche Energiesystem ist auch die Funk-tion der Speicher für das europäische Energiesystem zu berücksichtigen. Durch die guten geologischen Bedingungen werden in Deutschland voraussichtlich auch Speichervolumina gebaut, welche für den Ausgleich von Energiesystemen in anderen europäischen Ländern benötigt werden.\r\nDaher sollte im Bereich der Speicher und für erforderliche Anbindungen an das Wasser-stoffnetz nicht nur der deutsche Energiebedarf, sondern ggf. auch die europäischen Prog-nosen herangezogen werden.\r\nImport von Wasserstoff\r\nDer DWV sieht ebenfalls die Notwendigkeit einer möglichst breiten Diversifizierung der Energiebeschaffung, insbesondere für die Errichtung einer resilienten Energieversorgung. Der Fokus der Bundesregierung auf den Aufbau der heimischen Wasserstofferzeugung und die Entwicklung von pipelinebasierten Importrouten zu europäischen und europanahen Partnern ist aus Sicht des DWV der richtige Weg und im Sinne einer souveränen, wirt-schaftlich starken EU.\r\nDer parallele Hochlauf von blauem Wasserstoff wird zu unnötigen Lock-in-Effekten führen und keinen substanziellen Beitrag zum Reduzieren der Emissionen leisten.\r\nÜberprüfung des Wasserstoff-Kernnetzes\r\nDie durch das EnWG vorgesehene Überprüfung des Wasserstoff-Kernnetzes als Abgleich mit Bedarfen und ggf. für Anpassungen an die realen Entwicklungen ist ein sinnvoller Me-chanismus, um die Kosten für den Netzausbau gering zu halten. Dieser Mechanismus darf aus Sicht des DWV jedoch nicht zur Verunsicherung bei den Projekten führen, welche zu-künftig Wasserstoff in die Leitungen des Kernnetzes einspeisen oder diesen daraus bezie-hen möchten. Hierbesteht aktuell die Verunsicherung, ob die Projekte des Kernnetzes auch wirklich gebaut werden und ob die ursprünglich genannten Zeitpunkte auch eingehalten werden. Dies reduziert die Realisierungswahrscheinlichkeit der Projekte und verlangsamt damit den Wasserstoffhochlauf.\r\nEine zeitliche Verschiebung von Kernnetzleitungen sollte demnach nur erfolgen, wenn alle davon betroffenen potenziellen Anschlussnehmer ihre Projekte verschieben und damit noch kein Bedarf an der Leitung besteht.\r\nWenn, dann sollte es möglichst nur zu einer zeitlichen Verschiebung und nicht zur vollstän-digen Absage von Leitungen kommen, da die Projekte auf Planungssicherheit und Zuver-lässigkeit hinsichtlich der Netzanschlüsse angewiesen sind.\r\nZusammenspiel mit NEP Strom\r\nEine stärkere Verzahnung der Planungen für die verschiedenen Energieinfrastrukturen ist aus Sicht des DWV ein essenzieller Bestandteil für den zügigen, effizienten, bezahlbaren und versorgungssicheren Infrastrukturaufbau.\r\nDie vorgeschlagene Abstimmung über Kraftwerke für eine bessere Planung ist zu begrüßen. Dies gilt auch für die angedachte Abstimmung der Elektrolyseure (PtG Anlagen).\r\nZu den Fragen im Einzelnen:\r\nFragen zum Szenariorahmen Strom\r\nFrage 29: Sollen die Annahmen des Szenario C über die Ziele des WindSeeG hin-ausgehen, auch wenn die Verfügbarkeit der Flächen ungewiss ist?\r\nJa, die Annahmen des Szenario C sollten über die Ziele des WindSeeG hinausgehen, auch wenn die Verfügbarkeit der Flächen heute noch nicht abschließend geklärt ist. Die optimale Flächennutzung ist final vom Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie zu lösen, sollte allerdings die bundesdeutschen erneuerbaren Energieziele aus dem Wind-auf-See-Gesetz sowie die des beschlossenen Antrags „Maritime Souveränität in der Zeitenwende“1 abdecken.\r\nFrage 30: Sollen für die potenziell nutzbaren Flächen der Doggerbank elektrische Anbindungen unterstellt werden oder sollen diese Potenziale der Erzeugung von Wasserstoff auf See vorbehalten werden?\r\nIn jedem Fall werden Flächenpotenziale von 10 GW für die Wasserstofferzeugung auf See (Offshore-Elektrolyse) verbindlich benötigt. Studien aus 2022 von AFRY2 sowie aus 2023 von DNV3 haben grundsätzlich die Vorteilhaftigkeit der Wasserstofferzeugung auf See und den Abtransport per Pipeline festgestellt. Deswegen sollten gerade die Flächen in der weit entfernten Doggerbank der Erzeugung von Wasserstoff auf See vorbehalten werden.\r\nEine weitere Möglichkeit, das volle Windpotenzial zu nutzen, könnten sogenannte kombi-nierte Anschlusssystems ein: Mit Blick auf das Gesamtenergiesystem kommt eine aktuelle Studie zu dem Schluss, dass diese Kostenvorteile von bis zu 31 Mrd. € hätten. Hierfür muss allerdings der gesetzliche Rahmen (konkret das WindSeeG) kombinierte Anschlusskon-zepte (Stromkabel und Pipeline) zulassen.\r\nFragen zum Szenariorahmen Gas und Wasserstoff\r\nFrage 1: Durch die Änderung des EnWG sind die FNB erstmalig verpflichtet, min-destens drei Szenarien zu betrachten, die die Bandbreite wahrscheinlicher Ent-wicklungen im Rahmen der klima- und energiepolitischen Ziele der Bundesregie-rung abdecken. Bilden die Szenarien die klima- und energiepolitischen Ziele der Bundesregierung ausreichend ab?\r\nDie gewählten Langfristszenarien bilden die klima- und energiepolitischen Ziele der Bun-desregierung auf der theoretischen Ebene grundsätzlich ab. Jedoch laufen die aktuellen realen Entwicklungen im Bereich der Energiewende nicht im Gleichklang mit den aufge-zeigten Pfaden. Zu erkennen ist dies u.a. an der Diskrepanz der Prognosen der Szenarien zum Erdgasbedarf, Ergebnissen der Verbraucherabfrage und den damit verbundenen ho-hen Bedarfsschätzungen.\r\nDaher erscheint bei den aktuellen Entwicklungen ein Erreichen der Klimaziele leider nicht immer als wahrscheinlich. Ein zukünftiger NEP Gas und Wasserstoff muss auch diese Dis-krepanz – zwischen den klimapolitisch erforderlichen Zielen und den realen Entwicklungen\r\n1 https://dserver.bundestag.de/btd/20/075/2007571.pdf\r\n2 https://aquaventus.org/wp-content/uploads/2022/08/AquaDuctusShortStudy_OffshoreHydrogen-Production_v130_DE.pdf\r\n3 https://aquaventus.org/wp-content/uploads/2023/03/DNV-Study_Specification_of_a_Euro-pean_Offshore_Hydrogen_Backbone.pdf\r\n– abbilden, um nicht eine Versorgungslücke zu riskieren.\r\nFrage 2. Ist die Bandbreite zwischen den Szenarien zu hoch, zu gering oder an-gemessen dimensioniert?\r\nAus Sicht des DWV stellt die Bandbreite zwischen den 4 Szenarien, insbesondere die Dis-krepanz der Langfristszenarien zur Verbraucherabfrage und Langfristprognose der VNB die reale Herausforderung bei der Transformation und Energiewende gut dar.\r\nFrage 3: Erachten Sie die Höhe des erwarteten Methan- und Wasserstoffbedarfs in den einzelnen Szenarien für angemessen?\r\nDas Erreichen der Klimaziele sollte aus Sicht des DWV stets angestrebt werden. Jedoch bezweifeln wir, dass der in den Langfristszenarien angenommene Energiebedarf mittelfris-tig ausreichen wird, um die Energiewende ohne eine Reduzierung der deutschen Wirt-schaftsleistung zu erreichen. Dieses gilt es schon aus sozial gesellschaftlichen Gründen zu vermeiden.\r\nDie Bedarfsreduzierung durch Effizienzgewinne ist erstrebenswert, kann aber nicht überall noch weiter ausgereizt werden. Die Substitution von molekularen Energieträgern durch Elektrifizierung ist nicht überall möglich oder nur mit enormen Kosten und Gefahren einer gesicherten Versorgung. Um nicht einzelne Sektoren oder Branchen von der Transforma-tion auszuschließen und um die Wertschöpfungsketten, Unternehmen und Arbeitsplätze auch langfristig in Deutschland zu halten, braucht es zukünftig die ausreichende Verfüg-barkeit von erneuerbaren Energien und grünem Wasserstoff.\r\nGleichzeitig werden wir uns auch über 2045 hinaus noch in der Transformation der Ener-giewelt befinden, bei der der Energiebedarf zukünftig weiter optimiert und reduziert wer-den kann. Daher sollte es bei der Transformation zu einem Zusammenspiel zwischen dem theoretisch optimalen Pfand und den realen Entwicklungen der Transformation kommen.\r\nGerade der notwendige Ausbau der Stromnetze wird noch lange dauern und kann durch eine intensive Sektorkopplung reduziert und unterstützt werden.\r\nFrage 4: Erachten Sie die Aufteilung des Verbrauchs an leitungsgebundener Ener-gie zwischen elektrischer und stofflicher Energie für angemessen?\r\nWie bei Frage 3 dargestellt, erwarten wir einen höheren Energiebedarf in Deutschland, wenn die Wirtschaft, insbesondere die Industrie, weiterhin in ähnlichem Umfang wie jetzt in Deutschland erhalten bleiben soll.\r\nGrundsätzlich gilt, dass zukünftig das elektrische und molekulare Energiesystem integriert betrachtet werden muss. Eine Aufteilung führt zwangsläufig zu Fehlinterpretationen und damit zu höheren volkswirtschaftlichen Kosten.\r\nFrage 7: Die FNB halten es für notwendig, 2037 zusätzlich Modellierungsvarian-ten mit dem Fokus der Versorgungssicherheit zu betrachten, um dem Zielkonflikt\r\nzwischen Einhaltung der Klimaschutzziele und der ausreichenden Berücksichti-gung der Versorgungssicherheit Rechnung zu tragen (Szenario 4 „Fokus Versor-gungssicherheit“). Wie bewerten Sie diese Modellierungsvarianten der FNB?\r\nWir begrüßen, dass die Szenarien verschiedene Entwicklungen in den Blick nehmen. Die Energiewende ist eine sehr große Herausforderung und die damit verbundene Transforma-tion der deutschen Volkswirtschaft eine Mammutaufgabe, bei der nicht alles immer nach Plan läuft. Daher ist es wichtig, verschiedene mögliche Varianten in den Blick zu nehmen, um dauerhaft resilient und versorgungssicher in der Energieversorgung aufgestellt zu sein.\r\nDie Szenarien Nr. 4 basieren auf den Bedarfsmeldungen der Unternehmen und VNB und sollten aus Sicht des DWV auf jeden Fall mit in den NEP einfließen. Damit kann die aktuelle Realität besser dargestellt werden als nur durch die Annahmen der Langfristszenarien. Zu-sätzliche Modellierungsvarianten sollten jedoch bereits vor 2037 vorgenommen werden.\r\nFrage 8: Zusätzlich schlagen die FNB bei dem Szenario 4 „Fokus Versorgungssi-cherheit“ eine Modellierungsvariante im Erdgas für 2030 vor, um den vorüberge-hend steigenden Methanbedarfen Rechnung zu tragen. Aus dieser Modellierungs-variante resultierende Ausbaumaßnahmen könnten schon 2037 nicht mehr benö-tigt werden. Könnten marktbasierte Instrumente eine Möglichkeit darstellen, die bis 2030 prognostizierten steigenden Methanbedarfe zu berücksichtigen, ohne zusätzlichen erheblichen Netzausbau zu generieren oder sehen Sie einen ande-ren, sinnvolleren Ansatz?\r\nDer schnelle Aufbau und Ausbau der heimischen Wasserstofferzeugung, um möglichst viel Wasserstoff zur Verfügung zu stellen, kann den Mehrbedarf an Methan aus Sicht des DWV reduzieren. Erdgas kann als Brücke zwar zur Reduktion der THG-Emissionen beitragen, jedoch ist der intensive und beschleunigte Aufbau der grünen Wasserstoffproduktion in jedem Fall nachhaltiger und erstrebenswerter. Zudem trägt ein schnellerer Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft zu einer größeren Unabhängigkeit von zu importierenden fossilen Brennstoffen bei. Daher sollte der Aufbau von heimischen Wasserstofferzeugungskapazi-täten konsequenter vorangetrieben werden.\r\nFrage 16: Wie könnte die Plausibilisierung der Langfristprognosen der Verteil-netzbetreiber optimiert werden?\r\nGrundsätzlich ist es überaus wichtig, für eine zukunftsweisende Infrastrukturplanung die realen Entwicklungen zu berücksichtigen. Daher sollten die konkreten Bedarfe möglichst umfangreich berücksichtigt werden, um insbesondere den Aufbau der Wasserstoffinfra-struktur angemessen realisieren zu können. Dabei sollte der Ausschluss von Mehrfacher-fassungen der Bedarfe durch verschiedene Abfragen der Netzbetreiber nach Möglichkeit vermieden werden.\r\nDa der größte Teil der industriellen und gewerblichen Kunden am Verteilnetz angeschlossen ist, muss auch diesen eine Möglichkeit zur Transformation gegeben werden gerade, wenn eine Elektrifizierung der Prozesse technisch oder wirtschaftlich aktuell nicht möglich ist.\r\nFür das Gelingen der Energiewende und den Erhalt der Wertschöpfung ist daher schnellst-möglich das Gas-Verteilnetz mit in die Planung der Wasserstoffinfrastruktur einzubeziehen.\r\n17. Für die Modellierungsvariante 2037 im Szenario 4 „Fokus Versorgungssicher-heit“ planen die FNB eine Kürzung der Langfristprognosen um mindestens 30 % gegenüber 2024. Ist dieser Ansatz angemessen bzw. welcher Ansatz wäre sach-gerechter?\r\nAus Sicht des DWV ist eine pauschale Kürzung der Prognosen nicht unbedingt sachdienlich, nur um die gemeldeten Bedarfe näher an den Pfad der Klimaneutralität zu bringen. Aller-dings erscheint das dargestellte Vorgehen zur Angleichung der gemeldeten Prognosen plausibel.\r\nEine Reduzierung des Methanbedarfs ist aus Sicht des DWV für das Erreichen der Klimaziele erforderlich und daher auch erstrebenswert. Jeder aktuelle Methanverbraucher muss je-doch seine Energieversorgung auf unterschiedliche Art und Weise transferieren. Dies stellt jeweils eine unterschiedlich große Aufgabe dar. Diese notwendige Entwicklung sollte nicht nur pauschal vorgegeben werden, sondern muss von allen Akteuren getragen und konkret umgesetzt werden, da die Energiewende nur als Gemeinschaftsaufgabe erreicht werden kann.\r\nFrage 19: Welche Voraussetzungen hinsichtlich der Realisierungswahrscheinlich-keit sollten aus Ihrer Sicht gegeben sein, damit ein in der Großverbraucherab-frage gemeldetes Projekt im Prozess der Netzentwicklungsplanung Gas und Was-serstoff berücksichtigt werden kann?\r\nGrundsätzlich ist die Erfassung von fast 1.900 Projekten im Bereich Wasserstoff im Rahmen der Verbraucherabfrage aus Sicht des DWV ein großer Erfolg und ein gutes Zeichen für den Wasserstoffhochlauf.\r\nDie Realisierungswahrscheinlichkeit der Projekte hängt zum Teil in sehr hohem Maße auch von der Aussicht auf einen zukünftigen Netzanschluss ab. Insbesondere der Aufbau der Wasserstofferzeugung benötigt möglichst frühzeitig positive Aussichten für den Anschluss an die Wasserstoffinfrastruktur. Um nicht schon wieder ein „Henne-Ei-Problem“ zu schaf-fen, sollten die erfassten Projekte und der damit verbundene Wasserstoffbedarf möglichst umfassend berücksichtigt werden.\r\nDer Erfolg der Energiewende ist auf die Realisierung der gemeldeten Projekte angewiesen. Nur so können weitere erneuerbare Energieanlagen effizient in das Energiesystem einge-bunden werden und die Versorgungssicherheit auch weiterhin gewährleistet werden. Daher gilt es die Voraussetzung für deren zügige Umsetzung jetzt zu schaffen. Ein flächendecken-des Wasserstoffnetz über ganz Deutschland und die EU ist dabei einer der wesentlichen Erfolgsfaktoren."},"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":"2024-09-26"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000704","regulatoryProjectTitle":"Praxisnahe Anforderungen an den Stromnetzanschluss für Elektrolyseure ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/52/e8/273567/Stellungnahme-Gutachten-SG2405060006.pdf","pdfPageCount":8,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Technische Anforderungen für den Anschluss von Elektrolyseanlagen an das Stromnetz\r\nDer Deutsche Wasserstoff-Verband (DWV) e.V. begrüßt die Initiative der deutschen Übertragungsnetzbetreiber (4ÜNB), eine konsolidierte Position zu den technischen Anforderungen für den Anschluss von Elektrolyseanlagen an das öffentliche Stromnetz abzugeben, ausdrücklich und kommentiert gerne den vorliegenden Entwurf. Die DWV-Mitglieder akzeptieren insbesondere, dass zur Sicherung der Systemstabilität, aber auch zur Steigerung einer effizienten Projektplanung verbindliche Netzanschlussbedingungen einvernehmlich zwischen den Netzbetreibern und der Branche verabschiedet werden.\r\nDie DWV sieht stellvertretend für eine Vielzahl von Elektrolyse-Herstellern und Betreibern an mehreren Stellen der zur Konsultation gestellten Anschlussbedingungen erheblichen Nachbesserungsbedarf. Nur unter Berücksichtigung unserer Einwände zu den technischen Anforderungen zum Netzanschluss der Elektrolyse-Anlagen können diese in Zukunft netzdienlich, sicher und wirtschaftlich betrieben werden.\r\nDer geplante Ausbau der erneuerbaren Energien erhöht den Netzausbaubedarf im Übertragungs- und Verteilnetz erheblich. Die zukünftigen Elektrolysebetreiber zur Erzeugung von grünem Wasserstoff möchten durch eine intelligente Einbindung der Elektrolyseanlagen ihren Beitrag zur Reduzierung der Netzausbau- und der Kosten für die netztechnisch bedingten Abschaltungen von erneuerbaren Energieanlagen leisten. Dafür müssen jetzt die geeigneten technischen Regeln vereinbart und kontinuierlich weiter entwickelt werden.\r\nDie Wasserstofferzeugung mit erneuerbaren Energien muss auch unter Anwendung der Netzanschlussbedingungen weiterhin nachhaltig, versorgungssicher und wirtschaftlich erfolgen können. Nur so kann die sichere Versorgung der Wasserstoffkraftwerke, Industrien und der Haushalte gewährleistet werden. Für dieses Spannungsfeld gilt es, innovative Lösungen zu finden. Die Wasserstoffindustrie ist bereit, dazu ihren Entwicklungsbeitrag hierfür zu leisten.\r\nDer DWV fordert die 4ÜNB auf, die gestellten Anforderungen zum Netzanschluss der Elektrolyseure zu überarbeiten, sodass ein effizienter Anschluss der Elektrolyseure auch zukünftig möglich ist. Durch überzogene Anforderungen entstehen große technische und wirtschaftliche Unsicherheiten für die Unternehmen, überhaupt Elektrolyse ans Netz anschließen zu können. Es gilt, einen angestimmten Hochlauffahrplan zwischen den Akteuren abzustimmen, sodass einerseits der Hochlauf der grünen Wasserstoffproduktion in Deutschland möglich ist und andererseits durch den Betrieb der Elektrolyseure keine unvertretbaren Risiken für den sicheren Stromnetzbetrieb entstehen.\r\nDamit der Hochlauf der Wasserstofferzeugung zeitlich nicht verzögert wird, schlägt der DWV eine zeitlich gestufte Einführung der Anforderungen vor. Insbesondere zu Beginn des Wasserstoff-Markthochlaufs handelt es sich um nur wenige 100 MW an Elektrolyseleistung, die im Netz zu integrieren sind. Erst mit Zunahme der Installationsleistungen kann sich für das Netz eine relevante Beeinträchtigung für den sicheren Betrieb ergeben. Aus diesem\r\nGrund ist eine leistungsabhängige Stufung der technischen Anschlussbedingungen von Elektrolyseuren einzuführen. Bis zu einer Gesamtkapazität von 1 GW der ins Netz integrierten Elektrolyseure ist nicht von einem für den sicheren Netzbetrieb relevanten Störpotenzial auszugehen.\r\nEventuell ist regional durch den Netzbetreiber zu ermitteln, wie viel Störleistung das Stromnetz derzeit in den Regionen mit einem hohen Netzanschlussbegehren für Elektrolyseure verträgt. Erst bei Erreichen der entsprechend relevanten Leistungen sollten für die darüber hinausgehenden Anschlussbegehren verschärfte Anschlussbedingungen gelten.\r\nDaraus abgeleitet vertritt der DWV ein Drei-Phasen-Modell für die Einführung der Anschlussbedingungen:\r\nPhase 1: Gegenwärtig noch keine Anwendung der Bedingungen, solange nur kleine Anlagenleistungen am Netz sind.\r\nPhase 2: Mit zunehmendem Erfahrungsgewinn und steigenden Elektrolyseleistungen am Netz eine stufenweise Verschärfung der Anforderungen. Diese müssen transparent und einvernehmlich zwischen den Netzbetreibern und der Branche abgestimmt werden. Nur kann der Prozess planbar für Anlagebetreiber und Hersteller, ohne dass es zu einer Beeinträchtigung des Hochlaufs der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft kommt, umgesetzt werden.\r\nPhase 3: Umsetzung der geforderten Netzanschlussbedingungen für Neuanlagen.\r\nEs muss darum gehen, den Wasserstoffhochlauf einerseits nicht abzuwürgen und andererseits die Netzstabilität aufrecht zu erhalten. Eine, unter Berücksichtigung technischer Innovationen auf Seiten des Netzbetriebes und der Elektrolyseanlagen, nicht gerechtfertigte Definition der Anforderungen beeinträchtigt einerseits die Energiewende und andererseits die Position Deutschlands im internationalen Wettbewerb um den Leitmarkt der Wasserstoffindustrie.\r\nKernforderungen\r\n✓\r\nZu Punkt 2.3. „Robustheit gegenüber temporären Spannungsänderungen“\r\no\r\nDie abgebildete Kurve der ACER ist zu steil. Fehlerdauern von bis zu 3 Sekunden bei entsprechend langsamer Spannungsanstiegszeit können dazu führen, dass Offsites und Utilities (z.B. Kompressoren) heruntergefahren und nicht zeitnah wieder hochgefahren werden können. Der DWV fordert deshalb aus verfahrenstechnischer Sicht die Anwendung der Typ 1-Kurve für den Betrieb von Elektrolyseuren.\r\n✓\r\nZu Punkt 2.4. „Wiederkehr der Wirkleistungsaufnahme nach einem Fehler“\r\no\r\nDie angegebene Anschwingzeit von 1 Sekunde ist zu kurz. Die Anschwingzeit für Elektrolyseure sollte 3-6 Sekunden betragen (Typ 1-Anlagen).\r\n✓\r\nZu Punkt 2.5. „Lastabwurf“\r\no\r\nAnlagen, die nicht auf der Kennlinie fahren können, sollten einen gestaffelten Lastabwurf fahren können. Anlagen, die auch dies nicht können, sollen nur den normalen Lastabwurf fahren können. Die aktive Frequenzstützung der Anlage muss optional und vergütet sein.\r\no\r\nDer Paragraph sollte sich auf die Leistungsaufnahme der Anlage bei „Begin of Life“ beziehen, da sich die Leistungsaufnahme mit der Zeit verändert. Die installierte Leistung kann bei neuen Anlagen nicht angefahren werden.\r\n✓\r\nZu Punkt 2.8. „Regelgeschwindigkeit der Wirkleistungsanpassung“\r\no\r\nBereich und Steigung der Rampe ist zwischen dem Anlagen- und dem Netzbetreiber abzustimmen, abhängig von der Struktur der Anlage und fluktuierenden erneuerbaren Energien, die die Anlage speisen.\r\n✓\r\nZu Punkt 2.10. „Blindleistung“\r\no\r\nIm Sinne des Markthochlaufs ist die Blindleistung marktlich zu beschaffen. Die selbstverursachte Blindleistung sollte selbst kompensiert werden bis maximal cos(phi)=0,95.\r\n✓\r\nZu Punkt 4.2. „Detaillierte Simulationsmodelle“\r\no\r\nDie Anforderung eines detaillierten Simulationsmodells inklusive sämtlicher Komponenten, die einen nennenswerten Einfluss auf das Verhalten des Gesamtsystems haben, ist verständlich. Allerdings ist sie sowohl technisch als auch zeitlich zu weitreichend. Die technische Reife der etablierten Simulationstools ist noch nicht gegeben. Elektrotechnische Simulationstools sind bereits vorhanden und müssen stufenweise angepasst werden. RMS- und EMT-Modelle befinden sich in der Entwicklung und Validierung und können erst im zweiten Schritt verfahrenstechnisch erweitert werden.\r\no\r\nDie definierten HIL-Schnittstellen stellen eine zusätzliche Hürde dar, auch wenn sie perspektivisch sinnvoll sind. Das HIL-System ist nicht weiter konkretisiert und somit fehlt die Grundlage für die Entwicklung der Simulationsmodelle.\r\n✓\r\nZu Punkt 5. „Nachweis (Ausblick)“\r\no\r\nDer Prüfstand scheidet zur Prüfung der Anlagen auf Grund der Größe der kleinsten repräsentativen Einheiten aus. Eine Feldtestung kommt in Frage.\r\no\r\nDie kleinste repräsentative Einheit ist ohne das Konvertersystem zu definieren, da diese ohnehin bereits typgeprüft sind und das Verhalten des verfahrenstechnischen Teils der Anlage nicht bestimmen.\r\nForderungen im Detail\r\n−\r\n2.3. Robustheit gegenüber temporären Spannungsänderungen (FRT-Fähigkeit)\r\no\r\nZweiter Spiegelstrich: Nachweisführung muss konkretisiert werden. Es wird nicht beschrieben, wie diese Energiemenge bestimmt wird.\r\no\r\nZu ANMERKUNG 2 Bedarf weitere Konkretisierung. Es ist unklar welche Fehlerausgangsbedingungen hier vorausgesetzt wird und welche Gradienten als sprunghafte Spannungsänderung definiert werden. Wie ist der Zustand Fehlereintritt mit dem Ausgleichsvorgang nach Fehlerklärung zu differenzieren?\r\no\r\nAbbildung 2 Seite 7: Bedarf weitere Präzisierung. Es ist unklar, wie Instabilitäten definiert sind. Sind prozesstechnische Instabilitäten ebenfalls relevant?\r\no\r\nZu ANMERKUNG 4: Bedarf weiterer Klärung und Präzisierung. Wie ist ein erneuter Fehlereintritt während oder direkt nach Fehlerklärung zu bewerten und zu identifizieren?\r\no\r\nAbbildung 2 Seite 8: Bei langen Fehlerzeiten ist die Wahrscheinlichkeit groß, dass der Prozess bereits abschlossen ist und alle Elektrolyseure abgeschaltet sind und neu hochgefahren werden müssen.\r\n▪\r\nFehlerdauern von bis zu 3 Sekunden bei entsprechende langsamer Spannungsanstiegszeit können dazu führen, dass Offsites und Utilities (z.B. Kompressoren) heruntergefahren sind und nicht zeitnah wieder hochgefahren werden können.\r\no\r\nAus verfahrenstechnischer Sicht und insbesondere unter Berücksichtigung der offsites und utilities (Kompressoren) ist die Typ1-Kurve anzuwenden und nicht die abgebildete ACER-Kurve.\r\n−\r\n2.4. Wiederkehr der Wirkleistungsaufnahme nach einem Fehler\r\no\r\nAnschwingzeit darf maximal der Dynamik für Typ 1 Anlagen entsprechen (3-6 Sec).\r\n−\r\n2.5. Lastabwurf und Wirkleistungsanpassung bei Über- und Unterfrequenz\r\no\r\nLastabwurf Forderung: Anlagen, die nicht auf der Kennlinie fahren können sollten einen gestaffelten Lastabwurf fahren können. Anlagen, die auch dies nicht können, sollen nur den normalen Lastabwurf fahren können. Die aktive Frequenzstützung der Anlage muss optional und vergütet sein.\r\no\r\nWirkleistungsanpassung bei Über- und Unterfrequenz\r\nForderung: Der Paragraph sollte sich auf die Leistungsaufnahme der Anlage bei „Begin of Life“ beziehen, da sich die Leistungsaufnahme mit der Zeit verändert. Die installierte Leistung kann bei neuen Anlagen nicht angefahren werden.\r\n−\r\n2.7 Netzsicherheitsmanagement\r\no\r\nFür den stabilen Betrieb der Elektrolyse dürfen gewisse Leistungsgradienten nicht überschritten werden. Diese Gradienten sind dabei abhängig vom Zustand der Anlage. So kann man eine bereits warme Anlage voraussichtlich in dem genannten Gradientenbereich betreiben, eine kalte Anlage hingegen nicht. Es ist auch nicht festgehalten, ob der Gradient über den kompletten Lastbereich gelten soll. Darüber hinaus sind diese Gradienten auch Technologieabhängig. So können PEM-Elektrolyseure grundsätzlich Leistungsgradienten von deutlich über 20 % Pinst pro Minute realisieren, im Gegensatz zur alkalischen Wasserstoffelektrolyse. Daher sollte man diese\r\nWerte aus Sicht des DWV nicht festschreiben bzw. Vorgeben, ohne auf\r\nTechnologie, Zustand und Betriebsbereich einzugehen.\r\no\r\nWir schlagen darüber hinaus vor, das Netzsicherheitsmanagement auf Einheitenebene und nicht auf Anlagenebene zu realisieren.\r\no\r\nZu klären ist der Umgang mit zum Zeitpunkt der Anforderung inaktiven Einheiten, die eine deutlich erhöhte Anfahrzeit aufweisen oder zum Beispiel durch laufende Wartungsarbeiten gar nicht angefahren werden können.\r\n−\r\n2.8 Regelgeschwindigkeit der Wirkleistungsanpassung\r\no\r\n10% /min ist zu deutlich zu gering, auch wenn der Netzbetreiber die Rampe kennen muss\r\no\r\nForderung: Bereich und Steigung der Rampe ist abzustimmen und abhängig von Struktur der Anlage und von fluktuierenden Erneuerbaren Energien, die die Anlage speisen.\r\no\r\nErläuterung: Der maximale Gradient für Wirkleistungsanpassungen von 10% Pinst pro Minute stellt eine massive Einschränkung für den Betrieb der Elektrolyseure dar.\r\no\r\nDurch die Limitierung wird die Integration von Elektrolyseanlagen in Netze mit erneuerbarem Erzeugerprofil eingeschränkt. Aus diesem Grund sehen wir die Übernahme der in der derzeitigen Version der VDE-AR-N 4130 Anwendungsregel:2018-11 angeführten Wirkleistungsgradienten als Minimalanforderung. Darüber hinaus können höhere Wirkleistungsgradienten technisch sinnvoll und erforderlich sein, hier sehen wir weiteren Diskussionsbedarf.\r\no\r\nDie Forderung eines zu niedrigen Wirkleistungsgradienten könnte für Prozesse mit wechselndem Wasserstoffbedarf die Erfordernis von zusätzlichen Wasserstoffspeichern, die zusätzliche Kosten und Komplexität bedeuten. Auf rapide Verfügbarkeitsverluste der Wasserstoff-Bereitstellung könnte nicht mit einem äquivalenten Anstieg der Wasserstoffproduktion reagiert werden. Hier möchten wir eine Diskussion mit den Wasserstoffverbrauchern anregen.\r\no\r\nGerade für PEM-Elektrolyseure sieht der DWV daher die Wirkleistungsanpassung von 10% Pinst pro Minute als Einschränkung, da die Technologievorteile in Form einer hohen Prozessdynamik zusammen mit dem breiten Betriebsfenster deutlich limitiert würden.\r\no\r\nDer DWV sieht den Vorschlag der anlageninternen betrieblichen Optimierung von Mischanlagen als minimale Anforderung für einen sinnvollen Hochlauf der deutschen Wasserstoffproduktion. Darüber hinaus sehen wir schnellere Leistungsgradienten als erforderlich an, auch wenn sich erneuerbare Erzeugungseinheiten nicht im Umfang einer Mischanlage befinden.\r\n−\r\n2.9 Dynamische Netznutzung\r\no\r\nBedarf weiterer Präzisierung. Welche Anforderungen gelten für die Blindstromeinspeisung je Leiter in Abhängigkeit von Pinst oder P_AV wenn diese durch FATCS o.ä. gewährleistet wird?\r\n−\r\n2.10. Blindleistung\r\no\r\nIm Sinne des Markthochlaufs ist die Beschaffung der Blindleistung marktlich zu beschaffen. Die selbstverursachte Blindleistung sollte selbst kompensiert werden bis maximal cos(phi)=0,95.\r\no\r\nZu Anmerkung 1: Bedarf weitere Präzisierung. Welche Anforderungen gelten für die Blindleistungsbereitstellung im STATCOM-Betrieb (Pmom=0)?\r\n−\r\n4.2. Detaillierte Simulationsmodelle\r\no\r\nErster Satz: „Die Voraussetzung für eine hinreichend genaue Bewertung der elektrischen Eigenschaften ist ein detailliertes Simulationsmodell inklusive sämtlicher Komponenten, die einen nennenswerten Einfluss auf das Verhalten des Gesamtsystems haben.“\r\n▪\r\nWir haben Verständnis für die Anforderung, halten sie jedoch sowohl technisch als auch zeitlich für zu weitreichend. Die technische Reife der etablierten Simulationstools ist noch nicht gegeben. Elektrotechnische Simulationstools sind bereits vorhanden und müssen stufenweise angepasst werden. RMS- und EMT-Modelle befinden sich in der Entwicklung und Validierung und können erst im zweiten Schritt verfahrenstechnisch erweitert werden.\r\no\r\n„Die definierten Schnittstellen zwischen DLL und Simulationssoftware sollten grundsätzlich mit Hardware-In-the-Loop-(HIL)-Anwendungen kompatibel sein.“\r\n▪\r\nZusätzliche Hürde und auch perspektivisch sinnvoll. HIL-System ist nicht konkretisiert und somit fehlt die Grundlage für die Entwicklung der Simulationsmodelle.\r\n−\r\n5. Nachweis\r\no\r\nTest der Einheit: Tests mit repräsentativen Einheiten auf dem Prüfstand und Validierung von Simulationsmodellen der Elektrolyseeinheiten auf Basis von Messungen auf dem Prüfstand.\r\n▪\r\nDer Prüfstand scheidet auf Grund der Größe der kleinsten repräsentativen Einheiten aus. Eine Feldtestung kommt in Frage.\r\n▪\r\nEs ist fraglich, ob einheitliche Prüfungen sinnvoll sind auf Grund von unterschiedlichen Netzbedingungen (z.B. Spannung)\r\n▪\r\nOne size fits all ist nicht möglich. Durch notwendige Kundenanpassungen unterscheiden sich auch Anlagen eines Types untereinander.\r\no\r\nTabelle: 2.9 Dynamische Netzstützung\r\n▪\r\nTrifft nur auf IGBT-basierte Systeme zu, die dafür ohnehin typgeprüft sind. Sollte daher nicht als Test für die kleinste repräsentative Einheit gefordert werden.\r\no\r\nTabelle: 2.10. Blindleistung(-sverhalten)\r\n▪\r\nTrifft nur auf IGBT-basierte Systeme zu, die dafür ohnehin typgeprüft sind. Punkt sollte gestrichen werden, da Anforderung auf Anlagenebene gilt, kann diese nicht vollständig auf Basis der kleinsten Anlage nachgewiesen werden.\r\no\r\nTabelle: 2.11 Interaktionen\r\n▪\r\nPräzisierung erforderlich\r\no\r\nVDE-AR-4130 Kapitel 5.4 Netzrückwirkungen\r\n▪\r\nPunkt streichen. Konverter ist bereits typgeprüft und Netzrückwirkungen müssen ohnehin in Netzstudie betrachtet und ggf. durch Zusatzequipment ausgeglichen werden.\r\no\r\nVDE-AR-4130 Kapitel 5.5 Blindleistungsverhalten\r\n▪\r\nIst ebenfalls typgeprüft\r\nDer DWV fordert die Netzbetreiber auf, die vorgeschlagenen Änderungen in seinen Netzanschlussbedingungen vollumfänglich zu berücksichtigen. Gemessen an Umfang und Komplexität der genannten Forderungen, schlägt der DWV einen zweiten Workshop vor, um die Weiterentwicklung der Netzanschlussbedingungen für Elektrolyseure konstruktiv zu begleiten.\r\nBerlin, 28. März 2024\r\nKontakt:\r\nWerner Diwald Friederike Lassen Vorstandsvorsitzender DWV Leiterin Politik und Regulierung Tel. +49 172 3974410 Tel. +49 172 790 4992 politik@dwv-info.de lassen@dwv-info.de\r\nDer Deutsche Wasserstoff-Verband e.V. (DWV) vertritt seit 1996 die Interessen seiner Mitglieder für die Förderung eines schnellen Markthochlaufs des Energieträgers Wasserstoff und der Brennstoffzellentechnologie. Das Ziel ist, die grüne Wasserstoff-Marktwirtschaft als Bestandteil einer nachhaltigen, wirtschaftlichen und versorgungssicheren Energiewirtschaft voranzutreiben. So können die Klimaziele effizient erreicht und gleichzeitig der Erhalt der Versorgungssicherheit und des Industriestandorts Deutschland sowie der EU gewährleistet werden. Wasserstoff, der mit erneuerbaren Energien erzeugt wird, nimmt dabei eine entscheidende zentrale Rolle ein.\r\nIm Mittelpunkt der Verbandsaktivitäten stehen die Implementierung und Optimierung der erforderlichen marktwirtschaftlichen, technologischen und ordnungsrechtlichen Rahmenbedingungen für die Wasserstoffwirtschaft in den Bereichen Anlagenbau, Erzeugung, Transportinfrastruktur und Anwendungstechnologien. Um diese Herausforderungen global zu lösen, setzt sich der DWV auch für eine internationale nachhaltige Zusammenarbeit ein. Unsere 400 persönlichen Mitglieder und über 180 Mitgliedsinstitutionen und -unternehmen stehen für bundesweit mehr als 1,5 Millionen Arbeitsplätze. Der Verband repräsentiert somit einen bedeutenden Teil der deutschen Wirtschaft."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-03-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000708","regulatoryProjectTitle":"Einheitliche Besteuerung des Wasserstoffeinsatzes im Mobilitätssektor ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/0c/21/273569/Stellungnahme-Gutachten-SG2405060003.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"STELLUNGNAHME zum Entwurf eines Gesetzes zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht\r\nDer Deutsche Wasserstoff-Verband weist im Rahmen der Verbändeanhörung des Bundesministeriums der Finanzen (BMF) zum Entwurf eines Gesetzes zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht darauf hin, dass über die vorgeschlagenen Anpassungen hinaus notwendige Änderungen zur Wasserstoff-Besteuerung im Energiegesetz notwendig sind, die für den Hochlauf der Wasserstoff-Mobilität zur Erreichung der Klimaschutzziele unabdingbar sind.\r\nWasserstoff wird im aktuell gültigen Energiesteuergesetz nicht explizit als Energieerzeugnis erfasst (§ 1 Abs. 2 EnergieStG). Nach § 2 Abs. 4 EnergieStG unterliegen die nicht erfassten Energieerzeugnisse, die jedoch als Kraftstoff verwendet werden, dem sogenannten Ähnlichkeitsprinzip und müssten der gleichen Besteuerung, der sie nach ihrem Verwendungszweck und ihrer Art am nächsten kommen, unterliegen. Das BMF hat in der Dienstvorschrift Energiesteuern N 09 2014 Nr. 29 den Begriff „Kraftstoff“ definiert und festgelegt, dass Wasserstoff, der in einer Brennstoffzelle genutzt wird, nicht im EnergieStG erfasst und damit von der Energiesteuer befreit ist. Dies ist konform mit Art. 15 der EU-Richtlinie 2003/96/EC, wonach die Steuerbefreiung von Wasserstoff für die Nutzung in Brennstoffzellen erlaubt ist. Die Befreiung steht ebenfalls im Einklang, dass noch nicht wettbewerbliche Energieträger im Verkehr, die zum Erreichen der Klimaziele einen zukünftigen entscheidenden Beitrag leisten können, durch eine Befreiung und/oder Abminderung der Steuerlast über einen gewissen Zeitraum fiskalisch begünstigt werden.\r\nWasserstoff, der zur unmittelbaren Erzeugung von mechanischer Energie in einem Verbrennungsmotor (ICE – Internal Combustion Engine) eingesetzt wird, unterliegt jedoch als Kraftstoff der Energiesteuer und wird mit dem gleichen Steuersatz wie Erdgas besteuert. Der Steuersatz für Erdgas ist für einen begrenzten Zeitraum auf umgerechnet 0,55€/kg Wasserstoff reduziert und wird ab 2027 auf den normalen Steuersatz von etwa 1,25€/kg angehoben.1\r\nDie ungleiche Besteuerung von mit Wasserstoff betriebenen Fahrzeugen stellt einerseits den wichtigen Hochlauf der H2-ICE-Fahrzeuge schlechter und andererseits führt die fiskalische Differenzierung der beiden Technologien zu einem erheblichen finanziellen und technischen Mehraufwand an den Betankungsanlagen. Diese Problematik verhindert damit die zur Erreichung der Klimaziele im Schwerlastgüter-Straßenverkehr notwendigen schnelle und unbürokratische Markteinführung von Wasserstoff-LKWs.\r\nDer DWV schlägt deshalb einige Regelungen vor, um die ungleiche Besteuerung von Wasserstoff in Brennstoffzellen-Fahrzeugen und in H2-Verbrennerfahrzeugen gleichzustellen und den Hochlauf der Wasserstoff-Mobilität im notwendigen Umfang zu\r\n1 Nationaler Wasserstoffrat: „Nationaler Wasserstoffrat empfiehlt einheitliche Besteuerung von Wasserstoff im Mobilitätsbereich“ veröffentlich am 19.01.204.\r\nunterstützen. Wasserstoff soll demnach perspektivisch maximal mit dem von der EU vorgeschlagenen Mindestsatz besteuert werden – unabhängig vom Einsatz in der Brennstoffzelle oder im H2-Verbrenner. Dieser Ansatz spiegelt auch den aktuellen Debattenstand zur Novellierung der Energiesteuerrichtlinie auf europäischer Ebene wider. Der Zeitraum für die Verabschiedung der novellierten Energiesteuerrichtlinie und deren nationale Umsetzung ist jedoch nicht abzusehen. Beim Hochlauf der Wasserstoff-Mobilität darf im Sinne des Klimaschutzes und aber auch aus industriepolitischen Gründen keine Zeit verloren werden. Folgende regulatorische Maßnahmen sind aus diesem Grund notwendig und im vorliegenden Entwurf zum Gesetz zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht berücksichtigt werden müssen:\r\n•\r\nDie Besteuerung von Wasserstoff bei der Verwendung in der Brennstoffzelle als auch als Kraftstoff im H2-Verbrenner wird nach einer angemessenen Markteinführungsphase (25.000 Fahrzeuge im Markt) angeglichen. Wasserstoff als Kraftstoff wird mit dem minimal möglichen Satz, angelehnt an den europäischen Mindeststeuersatz für Erdgas2, von 0,31 € pro kg Wasserstoff besteuert.\r\n•\r\nUm den notwendigen Hochlauf der Brennstoffzellenmobilität, insbesondere im Schwerlastverkehr, nicht unnötig wirtschaftlich zu behindern, wird für die ersten 25.000 in den Verkehr gebrachten Brennstoffzellen-Lkw die Besteuerung für deren kalkulatorische Nutzungsdauer von 7 Jahren ausgesetzt.\r\n•\r\nFür den schnellen Hochlauf der Wasserstoff-Mobilität ist es erforderlich, die noch im Jahr 2024 bevorstehende Einführung von H2-ICE-Lkw bestmöglich zu unterstützen, u. a. indem die steuerrechtlich konforme Betankung unbürokratisch ermöglicht wird. Aktuell arbeitet die Industrie ein belastbares Nachweissystem aus, welches umgesetzt und in den Fahrzeugen und/oder den Tankstellen bis spätestens 2030 implementiert werden soll. Bis zur Einführung der elektronisch automatisierten Nachweissysteme sind die Betreiber von Wasserstoffverbrenner-Lkw verpflichtet, auf Basis einer jährlichen Meldung der vertankten Wasserstoffmengen multipliziert mit dem Minimalsteuersatz von 0,31 €/kg H2, die Steuer abzuführen. Die Angaben und die Abführung der jeweilig abzuführenden Steuern werden von den Behörden stichprobenartig kontrolliert. Für die ersten 25.000 H2-ICE-Lkw im Verkehr ergäbe sich, aufgrund von eventuellen Nicht- bzw. Falschmeldungen durch die Fahrzeugbetreiber, ein maximales fiskalisches Risiko für den Bund in Höhe von durchschnittlich 26,4 Mio. €/a. Im Anbetracht des Handlungsdrucks für die gesamte Bundesregierung aufgrund der Verpflichtungen aus dem Klimaschutzgesetz sowie andererseits dem volkswirtschaftlichen Potenzial eines Hochlaufs der deutschen Produktion von Wasserstoff-LKWs wäre dies ein vertretbares fiskalisches Risiko.\r\nBerlin, 26. April 2024\r\nKontakt: Werner Diwald Vorstandsvorsitzender DWV Tel. +49 172 3974410\r\n2 Europäischer Mindestsatz für die Besteuerung von Erdgas beträgt 2,60 EUR/GJ (dies entspricht 0,72 EUR pro MWh bzw. 0,31 EUR pro kg Wasserstoff)."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-04-26"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000709","regulatoryProjectTitle":"Stärkung von Zinsprogrammen, Bürgschaften und Garantien zum Hochlauf großer Wasserstoffprojekte","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/f9/2b/499983/Stellungnahme-Gutachten-SG2503270032.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nMärz 2025\r\nPositionspapier\r\nder DWV-Fachkommission HySteel und der Wirtschaftsvereinigung Stahl\r\nAbsicherung von Wasserstofflieferungen an die deutsche Industrie\r\nLösungsvorschläge zur finanziellen Absicherung\r\n2\r\nDie Wasserstoffwirtschaft braucht Sicherheit im Hochlauf\r\nBund und Länder haben mit beihilferechtlicher Genehmigung aus Brüssel einen Förderrahmen zum Auf-bau von Direktreduktionsanlagen zur CO₂-armen Stahlproduktion auf Basis von Wasserstoff geschaffen. Erste Stahlunternehmen, deren CO2-arme, wasserstoffbasierte Stahlherstellung ab 2026 in Betrieb ge-hen wird, haben nun Ausschreibungen für Wasserstofflieferungen gestartet.\r\nViele deutsche, europäische und außereuropäische Hersteller und Abnehmer von Wasserstoff zögern jedoch noch aus Risikogründen, langfristige Lieferverpflichtungen einzugehen. Dies erschwert Investiti-onen in große Elektrolyseanlagen, da notwendige Absicherungsrisiken solcher Verträge nicht einpreisbar sind. Allein für den Bezug von Wasserstoff in der Stahlindustrie sind perspektivisch abzusichernde Volu-men im einstelligen Milliardenbereich pro Jahr zu erwarten. Hinzu kommen Risiken im Infrastrukturauf-bau und -betrieb.\r\nDeshalb braucht es insbesondere für die Stahlindustrie jetzt zielgerichtete Absicherungsinstrumente, um notwendige Langfristverträge für den Wasserstoffbezug zu ermöglichen. So erhalten Lieferanten ausrei-chend Sicherheit, um eine verlässliche Versorgung der Industrie zu gewährleisten und den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft in Deutschland und Europa zu unterstützen.\r\nForderungen im Überblick\r\nDamit sich Wasserstofflieferungen an die deutsche Industrie tatsächlich realisieren lassen, müssen ver-bleibende Risiken des Wasserstoff-Markthochlaufs über folgende Instrumente abgesichert werden:\r\n•\r\nEinführung staatlicher Absicherungen für Wasserstofflieferverträge, bspw. durch Avalkre-dite, die über das bestehende Großbürgschaftsprogramm des Bundes abgesichert werden; per-spektivisch ist auch die Absicherung von Warenkreditversicherungen – z.B. durch Bundesgaran-tien – oder eine Erweiterung von H2Global auf Inlandsgeschäfte denkbar.\r\n•\r\nUnterstützung des Infrastrukturaufbaus mittels langfristiger Finanzierungs- und Absiche-rungsinstrumente neben dem Wasserstoffkernnetz auch für Wasserstoffspeicher, Ammoniakter-minals und Ammoniak-Cracker.\r\n•\r\nUmsetzung von langfristigen und verlässlichen regulatorischen Rahmenbedingungen für Im-port, Transport und Nutzung von Wasserstoff.\r\nUm eine zielgenaue Absicherung zu ermöglichen und Investitionen zu beschleunigen, schlagen wir ein zweiteiliges Konzept aus finanziellen Sicherheiten für Lieferverträge und einer koordinierten Infrastruk-turabsicherung vor:\r\n1. Möglichkeit der finanziellen Absicherung von Wasserstofflieferungen\r\nZur Absicherung von Lieferverträgen für Wasserstoff bietet sich die Implementierung eines Avalkredit-Modells an, das durch staatliche Bürgschaften gestützt wird. Dieses Instrument kann das Kreditrisiko für Lieferanten erheblich reduzieren und gleichzeitig Abnehmern größere finanzielle Flexibilität ermöglichen. Die folgenden Maßnahmen zeigen, wie eine zielgerichtete Umsetzung im Rahmen des bestehenden In-strumente erfolgen könnte:\r\n•\r\nAlternative A: Erweiterung bestehender Marktinstrumente wie der Hintco, um eine staatliche Besicherung darzustellen. Die Hintco oder ein vergleichbarer Anbieter könnte als Intermediär agieren, der durch eine Verpflichtungserklärung des Staates als Bürge ausgestattet ist. Die zusätzliche Ausstattung des Instruments bliebe für den Staat bis auf den Fall eines Aus-falls eines Abnehmers oder Lieferanten cash-neutral. Dadurch würde der Intermediär als Ein-käuferin die Bonität des Staates erhalten und den Ausfall des Geschäfts absichern.\r\n•\r\nAlternative B: Etablierung eines staatlich abgesicherten Avalkredit-Modells zur Redu-zierung des Kreditrisikos für Wasserstofflieferanten. Durch eine 80 prozentige staatliche Bürgschaft innerhalb des bestehenden Großbürgschaftsprogramms erhalten Banken eine\r\n3\r\nRisikoabsicherung, sodass Abnehmer und Lieferanten eine notwendige 100 prozentige Ver-tragserfüllungsbürgschaft stellen können, die bezahlbar bleibt. Dies ermöglicht den Abschluss von Lieferverträgen sowie zusätzlich längere Zahlungsziele und eine Absicherung der Lieferfor-derungen durch Factoring. Gleichzeitig handelt es sich im Fall eines Ausfalls auch bei den ver-bleibenden 20 Prozent um hohe Summen, die Unternehmen nur schwer allein tragen können.\r\n•\r\nNutzung des Großbürgschaftsprogramms des Bundes zur Implementierung der Aval-Kredite. Das Programm bietet eine bewährte Struktur für großvolumige Finanzierungen und unterliegt nicht der Schuldenbremse. Es erlaubt flexible Absicherungsmodelle, von rollierenden Sicherheiten bis hin zu Gesamtvertragslaufzeiten.\r\n•\r\nEinführung einer marktkonformen Kostenstruktur mit optionaler Beihilferegelung zur Ver-meidung finanzieller Mehrbelastungen des Bundes. Die Finanzierung erfolgt durch marktübliche Bürgschaftsentgelte (basierend auf Zinsdifferenzmethode oder Benchmarking) oder als notifi-zierte Beihilfe mit vergünstigten Konditionen. Eine halbjährliche Erhebung der Entgelte stellt eine planbare und faire Verteilung der Kosten sicher.\r\nDieses Modell soll bestehende Förderprogramme nicht ersetzen, sondern gezielt die Liefer- und Ver-brauchsbereitschaft für Unternehmen erhöhen, die aufgrund interner Kreditrisikorichtlinien sonst nicht für Vertragsabschlüsse bereit wären. Perspektivisch besteht für die Bundesebene auch die Alternative, Warenkreditversicherungen (WKV) als Absicherungsinstrument einzuführen.\r\nDie verzögerte Verfügbarkeit der für die Lieferbeziehung erforderlichen Infrastruktur stellt ein hohes Risiko für Abnehmer und Lieferanten außerhalb ihrer Einflusssphäre dar. Eine Risikoübernahme seitens der Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) oder der öffentlichen Hand wäre folglich wichtig und sachgerecht.\r\n2. Technische und finanzielle Absicherung der Infrastruktur\r\nAnbieter und Betreiber von Infrastruktur – insbesondere von Pipelinenetzen im In- und Ausland, Termi-nals, Schiffen und Crackern – sind eine Voraussetzung für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft. Diese müssen Vorleistungen im Aufbau der Infrastruktur erbringen, ohne bereits eine Garantie auf die tatsäch-liche Nutzung ihrer Infrastruktur zu haben. Auch besteht das Risiko, dass Infrastruktur nicht terminge-recht fertiggestellt wird und dies zu Ausfallkosten beim nachgelagerten Anlagenbetreiber führt.\r\nMit dem Amortisationskonto wurde erstmals ein tragfähiges Konzept gefunden und rechtlich verankert, welches Investitionen der Netzbetreiber auslöst und zugleich die Gesamtkosten zeitlich streckt, um so den Aufbau eines nationalen Wasserstoffkernnetzes zu gewährleisten. Dieses Instrument reicht allein allerdings noch nicht aus, da es nur für das innerdeutsche Kernnetz gilt.\r\nFür den Aufbau der minimal notwendigen Infrastruktur zum Wasserstoffhochlauf wird eine ausreichende Finanzierung, Absicherung und Förderung aller (auch der Import-) Infrastrukturvorhaben benötigt, so-lange sie nicht selbst wirtschaftlich tragfähig sind oder das Risiko einer Verzögerung bei dem Infrastruk-turaufbau besteht. Dabei könnten folgende ergänzende Instrumente helfen:\r\n•\r\nEtablierung eines finanziellen Ausgleichsmechanismus, sofern Wasserstoffinfrastruktur nicht termingerecht fertiggestellt wird und Folgekosten aus der Nichtverfügbarkeit entstehen, angelehnt an das System der Offshore-Haftungsumlage.\r\n•\r\nErweiterung der Förderung – über das Wasserstoff-Kernnetz hinaus – auch auf Infrastruktur für den Wasserstoffimport wie Ammoniakterminals und Ammoniak-Cracker.\r\n•\r\nEtablierung eines Rückzahlungsmechanismus auch für die benötigte Import-Infrastruktur, angelehnt an das Amortisationskonto für das Wasserstoff-Kernnetz.\r\n4\r\nÜber den DWV\r\nSeit über zwei Jahrzehnten steht der Deutsche Wasserstoff-Verband (DWV) e.V. an der Spitze der Bemühungen um eine nachhaltige Transformation der Energieversorgung durch die Förderung einer nachhaltigen Wasserstoffwirt-schaft. Mit einem starken Netzwerk von über 175 Institutionen und Unterneh-men sowie mehr als 400 engagierten Einzelpersonen treibt der DWV die Entwicklung und Umsetzung innovativer Lösungen in den Bereichen Anlagenbau, Erzeugung und Transportinfrastruktur voran. Durch die Fokussierung auf die Schaffung optimaler Rahmenbedingungen für die Wasserstoffwirtschaft unter-streicht der DWV sein unermüdliches Engagement für eine zukunftsfähige, nachhaltige Energieversor-gung und vertritt wirkungsvoll die Interessen seiner Mitglieder auf nationaler und europäischer Ebene.\r\nÜber die DWV-Fachkommission HySteel\r\nDie Fachkommission HySteel des Deutschen Wasserstoff-Verbandes (DWV) setzt sich dafür ein, die Vision einer klimaneutralen Stahlindustrie bis zum Jahr 2045 zu verwirklichen. Durch die Bündelung von Expertise und Innovation aus verschiedenen Sektoren, zielt HySteel darauf ab, den Übergang zu einer um-weltfreundlichen, wasserstoffbasierten Stahlproduktion zu beschleunigen. Diese gemeinschaftliche An-strengung betont die entscheidende Rolle, die grüner Wasserstoff für die Zukunft der Stahlindustrie und die Erreichung der Klimaziele spielt. Mehr Informationen zur Fachkommission HySteel und ihrer Mission finden Sie auf dwv-hysteel.de.\r\nÜber die Wirtschaftsvereinigung Stahl\r\nDie Wirtschaftsvereinigung Stahl ist die Stimme der Stahlindustrie in Deutschland, die sich zum Ziel gesetzt hat, bis 2045 klimaneutral zu produ-zieren – und damit ein Drittel der gesamten industriellen Treibhausgasemis-sionen einzusparen. Der Verband mit Hauptsitz in Berlin macht sich für einen politischen Rahmen stark, der einen klimaneutralen und auch in Zukunft starken Stahlstandort möglich macht. Mit 37,2 Millionen Tonnen im Jahr 2024 weist Deutschland die größte Stahlproduktion Europas auf. wvstahl.de\r\nAnsprechpartner\r\nDWV WV Stahl\r\nClemens Orlishausen Malte Heimbächer\r\nSenior Project Manager Referent Energie- & Klimapolitik\r\norlishausen@dwv-info.de malte.heimbaecher@wvstahl.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-03-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000711","regulatoryProjectTitle":"Rahmenbedingungen für die Nutzung von Abregelungsstrommengen zur Wasserstoffherstellung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b2/d1/273571/Stellungnahme-Gutachten-SG2405060012.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"STELLUNGNAHME zum Entwurf über die Zusätzlichkeit nach § 13k EnWG\r\nDer Deutsche Wasserstoff-Verband e.V. (DWV) begrüßt die Verbändeanhörung der Bundesnetzagentur (BNetzA) zum Festlegungsverfahren zur Bestimmung der Kriterien bezüglich der Zusätzlichkeit des Stromverbrauchs, die eine zuschaltbare Last nach § 13k Absatz 3 Satz 3 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) zu erfüllen hat.\r\nDie Mitglieder des DWV eint das Ziel, den Hochlauf der Wasserstoff-Marktwirtschaft voranzutreiben und im Sinne der Netzauslastung und Vermeidung von Redispatch-Maßnahmen größtmögliche Kapazitäten investiver „Zusätzlichkeit“ in Form von Elektrolyseurprojekten anzureizen. Bei der Festlegung der Kriterien des Begriffs „Zusätzlichkeit“ sind aus Sicht des DWV folgende Punkte zu berücksichtigen.\r\nInsbesondere der Tenor 4b, in dem der Begriff „gleichartige Anlagen“ in Bezug auf Elektrolyseure festgelegt wird, muss mit Blick auf die besonderen Herausforderungen der entstehenden Wasserstoff-Marktwirtschaft präziser ausgestaltet werden.\r\nTenor 4b\r\nDer Tenor 4 Buchstabe b ist im Entwurf wie folgt formuliert:\r\n„(b) wenn es sich um einen Elektrolyseur handelt, darf keine gleichartige Anlage des Betreibers oder eines mit dem Betreiber verbundenen Unternehmens innerhalb derselben Entlastungsregion vorhanden sein, die nicht an der Maßnahme nach § 13k EnWG teilnimmt […]“\r\nIn der Begründung des Tenor 4 Buchstabe b (5.5.2.3) wird zur Erläuterung auf 5.4.3 der Festlegung verwiesen, in dem die Gleichartigkeit wie folgt definiert wird:\r\n„Gleichartig im Sinne dieser Festlegung ist eine Anlage, wenn sie die teilnehmende Anlage ganz oder teilweise substituieren kann.“\r\nDer Begriff der „Gleichartigkeit“ ist hier nicht ausreichend definiert, denn es sind Interpretationen der Regelung möglich, die zur Folge haben können, dass alle Anlagen eines Unternehmens für Maßnahmen nach § 13k EnWG gemeldet werden müssen, aber die Anlagen teilweise fortlaufend „0“-Kapazitäten bzw. „Nichtbeanspruchbarkeiten“ melden müssen, da sie aus anderen als den im ÜNB-Umsetzungskonzept genannten Gründen1 nicht in der Lage sind, zusätzliche Strommengen aufzunehmen.\r\nDer DWV schlägt vor, dass in der Begründung 5.5.2.3 zu Tenor 4b eine eigenständige Definition der „Gleichartigkeit“ insbesondere für Elektrolyseure eingefügt wird. Ebenso muss klar geregelt werden, wann welche Anlagen sich substituieren können. Der Vorschlag des DWV lautet wie folgt:\r\n„Gleichartige Anlagen” im Sinne dieser Festlegung sind Anlagen, die untereinander\r\n1 Vgl. ÜNB-Umsetzungskonzept S. 20.\r\nganz oder teilweise substituierbar sind. Anlagen sind substituierbar, wenn\r\na.\r\nsie in das gleiche Netzmedium (Kern- oder Verteilnetz) einspeisen und dieses Netz geeignet ist, den in der zu substituierenden Anlage produzierten Wasserstoff aufzunehmen und den Abnehmer des produzierten Wasserstoffs entsprechend zu versorgen.\r\nb.\r\nihre Produkte (z.B. Wasserstoff oder Wärme) an denselben Abnehmer über denselben Weg (per Leitung oder Trailer über eine vergleichbare Strecke) geliefert und von dem Abnehmer zu demselben Zweck verwendet werden.\r\nGleichartige Anlagen eines Unternehmers sind untereinander nicht substituierbar, wenn\r\nc.\r\ndie technischen Restriktionen oder die Sicherheit einer Anlage, bspw. zur Verfügung stehende Speicherkapazitäten, Aufnahmekapazitäten des Abnehmers etc., oder Emissionsbelange einer Lastverschiebung nachweislich entgegenstehen.“\r\nBei einer Substitution einer Anlage durch eine andere Anlage muss die technische Anlagensicherheit fortlaufend gewährleistet werden. Das heißt, die Anlage darf nicht aufgrund der zugeteilten Strommengen durch eine § 13k-Maßnahme so viel Wasserstoff produzieren, dass dieser – aufgrund fehlender technischer Kapazitäten – nicht zwischengespeichert, langfristig gespeichert oder abtransportiert werden kann.\r\nEs dürfen der Substitution auch keine Emissionsbelange entgegenstehen, bspw. durch das gegebenenfalls notwendige Abbrennen von überproduziertem und nicht speicherbarem oder abtransportierbarem Wasserstoff.\r\nBegründung:\r\nNur wenn Anlagen aufgrund der vorgenannten Merkmale vergleichbar bzw. substituierbar sind (Punkte a und b), besteht das Risiko einer unzulässigen Lastverschiebung, weshalb sie kumulativ angeboten werden müssen, d.h. von der Teilnahmepflicht erfasst werden müssen. Anlagen, die diese Kriterien nicht erfüllen und sich nicht gegenseitig substituieren können, stehen nicht im Risiko einer unzulässigen Lastverschiebung und dürfen von der Melde- und Teilnahmepflicht folgerichtig nicht erfasst sein.\r\nNur so kann verhindert werden, dass ein Unternehmen Anlagen zur § 13k-Teilnahme anmelden muss, diese dann aber bei der täglichen Verfügbarkeitsabfrage deren Nichtbeanspruchbarkeit bzw. ein Potenzial von „0“ melden müssen, da aus den dargelegten Gründen die Anlagen keine Potenziale für zusätzlichen Stromverbrauch melden können.\r\nSolange es kein liquiden Wasserstoffmarkt gibt, ist es ausgeschlossen, dass ein Elektrolyseur ohne Weiteres die Leistung eines anderen Elektrolyseurs substituiert. Dies ist mindestens so lange der Fall, bis alle in Frage stehenden Anlagen an ein reines Wasserstoff-Verteilnetz oder das Wasserstoffkernnetz angebunden sind. Der potenziell alternative Abtransport über Trailer ist derzeit kostenintensiv und aufwändig und steht einer kostenneutralen Substitution zwischen einzelnen Anlagen entgegen, da die Preisvorteile\r\naus § 13k-Maßnahmen damit hinfällig wären. Dies gilt für alle im Umsetzungskonzept der ÜNB ausgewiesenen Entlastungsregionen, insbesondere aber für die Entlastungsregion H2.\r\nBei Anlagen, die in das bestehende Erdgasnetz über Beimischung einspeisen, besteht die Gefahr der Lastenverschiebung, sodass diese Anlagen als § 13k-Anlagen gemeldet werden müssen.\r\nZusätzlich zu der vorgeschlagenen Begründung für den Tenor 4b ist es erforderlich, dass in der Festlegung rechtssicher klargestellt wird, dass insbesondere bestimmte Rahmenbedingungen und Situationen eindeutig legitimiert werden. Dies muss geschehen, um zu verhindern, dass sie nach Inkrafttreten der Festlegung als Verstoß gegen die Ziffer 4b. interpretiert werden bzw. rechtfertigen, dass gleichartige Anlagen, die nach der Maßgabe Tenor 4b an den Maßnahmen nach § 13k EnWG teilnehmen (müssen), auch ein „§ 13k-Potenzial“ von 0 melden können.\r\na.\r\nDie Anlagen müssen grundsätzlich technisch verfügbar sein, um an § 13k- Maßnahmen teilzunehmen. Wenn einzelne Anlagen insbesondere auf Grund von planmäßigen Wartungen oder unplanmäßigen Ausfällen technisch nicht oder nur eingeschränkt verfügbar sind, ist die Voraussetzung nach 4b auch dann erfüllt, wenn die Teilnahme nur mit der technisch verfügbaren Leistung erfolgt.\r\nb.\r\nWenn auf der Wasserstoffabnahmeseite aufgrund technischer Restriktionen – insbesondere bei dem Letztverbraucher oder dem Speicher – die Abnahme nicht oder nur eingeschränkt erfolgen kann, muss die Produktion des Wasserstoffs gleichermaßen reduziert bzw. die Leistung nicht über den § 13k-Mechanismus hochgefahren werden können. Daher muss die Voraussetzung nach 4b auch dann erfüllt sein, wenn die Teilnahme des Elektrolyseurs an der § 13k-Maßnahme nur mit der entsprechend reduzierten Leistung erfolgt.\r\nc.\r\nDie Vermarktung von Regelleistung sollte Vorrang haben. Vorgehaltene bzw. reservierte Leistungen für den Regelenergiemarkt sollten für § 13k-Maßnahmen nur insoweit zur Verfügung stehen, wie diese nicht als Regelleistung abgerufen wurden. Daher muss die Voraussetzung nach 4b auch dann erfüllt sein, wenn die Teilnahme des Elektrolyseurs an der § 13k-Maßnahme nur mit der entsprechend reduzierten Leistung aufgrund der vorgehaltenen und dann auch abgerufenen Regelleistung (und nicht mit der technisch maximal möglichen Last) erfolgt.\r\nd.\r\nInsbesondere in dem Fall, dass von mehreren Anlagen (Elektrolyseuren) in der Entlastungsregion nicht alle einen Zuschlag bei den § 13k-Maßnahmen erhalten haben, kann es durch Einschränkungen oder Prognoseänderungen der Stromlieferung per PPA dazu kommen, dass nicht bezuschlagte Elektrolyseure ihre geplante Abnahme kurzfristig ändern und vor allem in diesem Kontext reduzieren müssen, um die Anforderung an die Produktion von grünem Wasserstoff (RFNBO) sicherzustellen. Dies stellt folglich keine Lastverschiebung im Sinne der Ziffer 4b dar.\r\n§ 13k-Maßnahmen i.V.m. mit § 4 37. BImSchV\r\nDes Weiteren muss klargestellt werden, dass Elektrolyse-Anlagen nach § 4 37. BImSchV („Direktanlagen“), die für § 13k-Maßnahmen registriert werden und im Zuge der § 13k-Maßnahmen Strom aus dem Netz beziehen, den Status einer Anlage nach § 4 37. BImSchV behalten, wenn diese Anlage Strom zur Produktion von erneuerbaren Kraftstoffen nicht-biogenen Ursprungs gemäß § 9 Abs. 2 37. BImSchV i.V.m. § 13k EnWG verwendet.\r\nWir bedanken uns bei der BNetzA für die Möglichkeit der Mitwirkung am Festlegungsverfahren zur Bestimmung der Kriterien bezüglich der Zusätzlichkeit des Stromverbrauchs, die eine zuschaltbare Last nach § 13k Absatz 3 Satz 3 EnWG zu erfüllen hat.\r\nBerlin, 6. Mai 2024\r\nKontakt: Werner Diwald Vorstandsvorsitzender DWV politik@dwv-info.de\r\nDer Deutsche Wasserstoff-Verband e.V. (DWV) vertritt seit 1996 die Interessen seiner Mitglieder für die Förderung eines schnellen Markthochlaufs des Energieträgers Wasserstoff und der Brennstoffzellentechnologie. Das Ziel ist, die grüne Wasserstoff-Marktwirtschaft als Bestandteil einer nachhaltigen, wirtschaftlichen und versorgungssicheren Energiewirtschaft voranzutreiben. So können die Klimaziele effizient erreicht und gleichzeitig der Erhalt der Versorgungssicherheit und des Industriestandorts Deutschland sowie der EU gewährleistet werden. Wasserstoff, der mit erneuerbaren Energien erzeugt wird, nimmt dabei eine entscheidende zentrale Rolle ein.\r\nIm Mittelpunkt der Verbandsaktivitäten stehen die Implementierung und Optimierung der erforderlichen marktwirtschaftlichen, technologischen und ordnungsrechtlichen Rahmenbedingungen für die Wasserstoffwirtschaft in den Bereichen Anlagenbau, Erzeugung, Transportinfrastruktur und Anwendungstechnologien. Um diese Herausforderungen global zu lösen, setzt sich der DWV auch für eine internationale nachhaltige Zusammenarbeit ein. Unsere 400 persönlichen Mitglieder und über 175 Mitgliedsinstitutionen und -unternehmen stehen für bundesweit mehr als 1,5 Millionen Arbeitsplätze. Der Verband repräsentiert somit einen bedeutenden Teil der deutschen Wirtschaft."},"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":"2024-05-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012005","regulatoryProjectTitle":"Aufbau eines leistungsfähigen Wasserstoff-Kernnetzes ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/0c/a0/353110/Stellungnahme-Gutachten-SG2409120004.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":"Der Deutsche Wasserstoff-Verband e.V. (DWV) bedankt sich für die erneute\r\nGelegenheit zur Stellungnahme zum Wasserstoff-Kernnetz und begrüßt den nun\r\nvorliegenden Antrag der Fernleitungsnetzbetreiber.\r\nIm Allgemeinen verweist der DWV auf seine Stellungnahme vom 08. Januar 2024 zum\r\ndamaligen Antragsentwurf und möchte die dort aufgeführten Punkte nochmals bekräftigen,\r\nsoweit diese noch nicht adressiert worden sind.\r\nDass das Wasserstoff-Kernnetz jetzt final auf den Weg gebracht wird, ist ein Meilenstein\r\nauf dem Weg zu einer resilienten, erneuerbaren Energieversorgung in Deutschland und\r\nEuropa mit grünem Wasserstoff. Dabei wird insbesondere die geschlossene Position der\r\nFernleitungsnetzbetreiber  (FNB) gewürdigt, welche den Antrag gemeinsam abgegeben\r\nhaben und sich zum Aufbau des Kernnetzes bekennen. Hiervon zeugen die bereits\r\nbegonnenen Vorarbeiten für einige der Maßnahmen.\r\nDie Mitglieder des DWV möchten mit dem Vorliegen des jetzigen Antrags jedoch einige\r\nweitere bzw. neu aufgekommene Punkte unterstreichen, die es jetzt zu adressieren gilt,\r\ndamit das Kernnetz seiner zentralen Rolle für die bundes- und europaweite\r\nWasserstoffversorgung gerecht werden kann. Unabhängig hiervon ist von größter\r\nWichtigkeit, dass eine Bestätigung des Kernnetzes durch die Bundesnetzagentur (BNetzA)\r\nso zeitnah wie möglich erfolgt, um Planungssicherheit über die Genehmigung der Leitungen\r\nzu schaffen.\r\nDiese Stellungnahme bezieht sich auf einen durch die Fernleitungsnetzbetreiber erstellten \r\nAntrag  zum  Wasserstoff-Kernnetz,  weswegen  die  Stellungnahme  des  DWV  unter \r\nEnthaltung der Fernleitungsnetzbetreiber erfolgt.\r\n \r\nBenennung verantwortlicher FNB\r\nDer DWV nimmt erfreut zur Kenntnis, dass für den Großteil der Leitungen ein\r\nverantwortlicher FNB benannt worden ist. Gleichzeitig steht die Nennung eines\r\nverantwortlichen Unternehmens in einigen Fällen noch aus. Dies kann nach § 28q Absatz\r\n7 EnWG noch nachträglich sowie nach einer erneuten Überprüfung der Leitungen, welche\r\nnach 2027 in Betrieb gehen, geschehen (vgl. nächster Punkt). Dabei spielt die integrierte\r\nNetzentwicklungsplanung Gas und Wasserstoff eine wesentliche Rolle.\r\nDer DWV betont, dass die nachträgliche Benennung eines verantwortlichen FNB so zeitnah\r\nwie möglich erfolgen sollte, um Netznutzern auf Produktions- und Abnahmeseite\r\nPlanungssicherheit zu geben. Auch wenn im Antrag der FNB betont wird, dass dies keine\r\nAuswirkungen auf die Realisierungswahrscheinlichkeit einzelner Projekte habe, so hat dies\r\ndennoch das Potenzial, Marktteilnehmer zu verunsichern und somit Projekte zu verzögern,\r\nwas wiederum Auswirkungen auf Bedarfe und damit die Realisierung der Leitungen hat.\r\nDas vorübergehende Fehlen von Ansprechpartnern für die Netznutzer vor Ort ist ebenso\r\nein potenzielles Hemmnis.\r\nIn jedem Fall sorgt Attentismus bei den Wasserstoffprojekten, selbst wenn die Leitungen\r\nin Betrieb genommen werden, für eine vorübergehende Unterauslastung der Leitungen und\r\neiner stärkeren Belastung des Amortisationskontos, was die finanzielle Belastung aller\r\npotenziellen Netznutzer in der Zukunft verstärkt. Es sind hauptsächlich große Akteure, die\r\nfinale Investitionsentscheidungen eingehen können, ohne die vollständige Gewissheit zu\r\nhaben, dass zu einem bestimmten Zeitpunkt ein Zugang zum Kernnetz besteht.\r\nDie Bundesnetzagentur sollte mit ihrer Bestätigung die Klarstellung verbinden, dass die\r\nRealisierung der Leitungen bei Vorliegen der Bedingungen gesichert ist. Dabei sollte sie\r\nauch den rechtzeitigen Vollzug der Errichtung der genehmigten Leitungen kontrollieren\r\nsowie gegebenenfalls den Erlass von Sanktionen bei verspäteter Bereitstellung prüfen. Es\r\nsollte ebenso geklärt werden, wie aus Sicht der Netznutzer mit einer Verzögerung der\r\nInbetriebnahme von Leitungen umgegangen wird, da dies mit erhöhten Risiken für die\r\nFreigabe finaler Investitionsentscheidungen verbunden sein kann.\r\nÜberprüfung und erneute Bestätigung der Kernnetz-Maßnahmen\r\nDie Überprüfung der Kernnetz-Maßnahmen, welche nach 2027 in Betrieb gehen, im\r\nRahmen der integrierten Netzentwicklungsplanung (NEP) sowie die gegebenenfalls\r\nzeitliche Streckung der Inbetriebnahme einzelner Maßnahmen bis 2037 ist grundsätzlich\r\nsinnvoll, um die Inbetriebnahme der Leitungsabschnitte mit dem tatsächlichen\r\nWasserstoffhochlauf zu synchronisieren. So können sich geringere Gesamtkosten und\r\ndamit bessere Konditionen für das Amortisationskonto ergeben.\r\nEine Bestätigung im Rahmen des NEP-Prozesses darf grundsätzlich nicht zu weiteren\r\nUnsicherheiten bei Netznutzern auf Produktions- und Abnahmeseite führen. Es muss klar\r\nsein, dass die Leitungen in jedem Fall zeitgerecht realisiert werden, wenn der Bedarf aus\r\nWasserstoffprojekten oder aus Abnahmesicht vorhanden ist. Daher sollten die in Betracht\r\nkommenden Leitungen schon möglichst im Rahmen des ersten integrierten NEP bis 2026\r\nbestätigt werden. Zeitliche Verschiebungen bei der Inbetriebnahme der Leitungen sind nur\r\ndann opportun, wenn die Wasserstoffprojekte selbst eine Verzögerung aufweisen.\r\nWasserstoffprojekte müssen für den Fall ihrer erfolgreichen Realisierung schon heute\r\ndavon ausgehen können, dass die Leitungen gesichert zur Verfügung stehen.\r\nDas Risiko für den Wasserstoffhochlauf, wieder in die „Henne-Ei-Problematik“ zu geraten\r\nund deshalb vermehrt Wirtschaftlichkeitsprobleme aufkommen, ist bei einer Verschiebung\r\nder Inbetriebnahme von Leitungsabschnitten grundsätzlich weiter gegeben. Vor diesem\r\nHintergrund nimmt der DWV auch die bereits angekündigte zeitliche Verschiebung einiger\r\nLeitungsabschnitte besorgt zur Kenntnis.\r\nVor diesem Hintergrund betont der DWV erneut, dass eine zeitliche Kohärenz der\r\nInbetriebnahme der Leitungsabschnitte mit den Bedingungen für die IPCEI-Projekte und\r\nderen Mittelabruf sicherzustellen ist. Klar ist aber, dass sich aufgrund der verzögerten\r\nÜbergabe der Förderbescheide vereinzelt auch Bedingungen für das Kernnetz verändert\r\nhaben.\r\nRegulatorische Einordnung weiterer Kernnetzbetreiber\r\nIm Rahmen der Leitungsmeldungen von Akteuren, die keine FNB sind, wurden insgesamt\r\nca. 800 Kilometer an Leitungen mit als Teil des Wasserstoff-Kernnetzes beantragt.\r\nWie die FNB in ihrem Antrag darlegen, erfolgt dies „unabhängig davon, dass einige der\r\nweiteren potenziellen Wasserstoffnetzbetreiber die Verwendung ihrer Leitungsmeldung\r\nunter verschiedene Vorbehalte der Klärung des regulatorischen und finanziellen Rahmens\r\nfür das Wasserstoff-Kernnetz gestellt“ hätten.\r\nDie fehlende regulatorische Ausarbeitung des Status der Akteure, die solche Leitungen\r\ngemeldet haben, muss schnellstmöglich durch den Gesetzgeber erfolgen. Dies hat das\r\nPotenzial, erhebliche Verunsicherung zu schaffen. Insbesondere entflechtungsrechtliche\r\nFragen sind dabei zu klären.\r\nFehlende Berücksichtigung stromsystemrelevanter Kraftwerksstandorte\r\nmit über 100 MW Leistung\r\nAus Sicht des DWV werden einige Regionen in Deutschland geografisch im Kernnetz nicht\r\nberücksichtigt, die allerdings einen erheblichen Wasserstoffbedarf zu Spitzenzeiten\r\naufweisen werden, etwa durch H2-ready-Kraftwerke. Dies liegt daran, dass die\r\nModellierung des Kernnetzes hauptsächlich große KWK-Anlagen hat einfließen lassen,\r\njedoch nicht zwangsläufig Standorte klassischer Gasturbinenkraftwerke.\r\nDamit wird ein wichtiges Kriterium der Kernnetz-Planung missachtet, nämlich, dass\r\nStandorte, an denen „hinreichend konkrete Planungen bezüglich einer späteren Umstellung\r\nauf den Wasserstoffbetrieb vorliegen“, zwingend zu berücksichtigen sind. Dies gilt umso\r\nmehr angesichts der Tatsache, dass diese Kraftwerke im Einzelfall auch aus Stromnetzsicht\r\nund zur Vermeidung von Redispatch relevant sind. Dies führt beispielsweise im Saarland\r\ndazu, dass die Kraftwerksstandorte Weiher und Bexbach vorerst nicht am Kernnetz\r\nangeschlossen sind. Würde man die Anbindung realisieren, ließen sich noch weitere\r\nIndustriestandorte erschließen, welche mit einer hohen Wasserstoffnachfrage rechnen.\r\nOffene Regulatorik – Hochlaufentgelt und zukünftige Marktrollen\r\nDer DWV betont, dass die in Teilen noch offenen regulatorischen Fragen, wie beispielsweise\r\ndie Festlegung des Hochlaufentgelts durch die Bundesnetzagentur, so schnell wie möglich\r\nbeantwortet werden müssen. Ebenso muss ein Finanzierungsmodell für die\r\nWasserstoffverteilnetze festgelegt werden, wie auch für die Wasserstoffspeicher. Auch hier\r\nergeben sich ähnlich Herausforderungen wie beim Wasserstoff-Kernnetz – wenige Nutzer\r\nzu Beginn stehen den hohen Investitionskosten gegenüber.\r\nEs muss ein Vermarktungsregime festgelegt werden, welches den diskriminierungsfreien\r\nZugang der Netznutzer zu den Ein- und Ausspeisekapazitäten des Kernnetzes ermöglicht.\r\nDurch die BNetzA müssen in Zusammenarbeit mit Netznutzern, FNB und den\r\nVerteilnetzbetreibern (VNB) Regelungen getroffen werden, welche die Beschaffung von\r\nNetzausgleichsdienstleistungen und allgemein das Management von Ungleichgewichten im\r\nNetz absichern. Dies kann auch im Rahmen der Erarbeitung der network codes geschehen.\r\nZusammenspiel von Kraftwerksstrategie und Kernnetz\r\nDer DWV begrüßt, dass die FNB die Entwicklungen rund um die Kraftwerksstrategie\r\ngenauestens berücksichtigen wollen. Durch die wiederholten Anpassungen der\r\nBundesregierung an der Kraftwerksstrategie haben sich seit Januar 2024 auch Änderungen\r\nfür das Kernnetz ergeben. Der DWV betont erneut, dass die starke gleichzeitige\r\nAusspeisung durch Wasserstoffkraftwerke aus dem Netz auch adäquat dimensioniert sein\r\nmuss.\r\nAngemessenheit des Kernnetzes im europäischen Energiesystem\r\nFür eine nachhaltige, wirtschaftliche, resiliente und sichere Versorgung mit Wasserstoff,\r\nder mit erneuerbaren Energien erzeugt wurde, sind frühzeitig die Voraussetzungen für eine\r\neuropäische Wasserstoff-Union zu schaffen. Das gilt insbesondere vor dem Hintergrund,\r\ndass das ermittelte Potenzial zur Erzeugung von Wasserstoff mit erneuerbaren Energien in\r\nder EU den absehbaren Gesamtbedarf übersteigt. Ein leistungsfähiges europäisches\r\nWasserstoffnetz ist in einem erneuerbaren Energiesystem die Grundvoraussetzung für eine\r\nwirtschaftlich souveräne EU.\r\nDas Design des Kernnetzes sollte die erwartete relative Wettbewerbsfähigkeit der\r\nWasserstoffproduktion innerhalb Deutschlands und in anderen europäischen Regionen\r\nangemessen berücksichtigen. Dies gilt auch für den erforderlichen Austausch von\r\nWasserstoff zur sicheren Energieversorgung, der sich aus den gesamteuropäischen\r\nWasserstoffkorridoren, die im Rahmen der TEN-E-Verordnung als Project of Common\r\nInterest (PCI) identifiziert wurden, ergeben wird. Daher wird es entscheidend sein, die\r\nerwarteten Importvolumina über Pipelinetransport sowie deren wirtschaftliche\r\nEigenschaften zu berücksichtigen, um Engpässe an den Interkonnektoren möglichst\r\nvorausschauend zu vermeiden. Insbesondere ist die Angemessenheit des Designs der\r\nInterkonnektoren an den Grenzen zu Dänemark und Frankreich, die potenziellen Zuflüsse\r\nvon wettbewerbsfähigem erneuerbarem Wasserstoff aus Skandinavien, der Iberischen\r\nHalbinsel und Südosteuropa zu berücksichtigen. Dafür ist von Seiten der BNetzA der\r\nKontakt zu den Regulierungsbehörden benachbarter Staaten zu suchen."},"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":"RV0013355","regulatoryProjectTitle":"Vorübergehende Aussetzung der Übertragbarkeit von THG-Zertifikaten","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/3f/17/376216/Stellungnahme-Gutachten-SG2411080006.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"STELLUNGNAHME Dritte Verordnung zur Änderung der 38. Bundesimmissionsschutzverordnung (38. BImSchV) zur Festlegung weiterer Bestimmungen zur Treibhausgasminderung bei Kraftstoffen\r\nDer Entwurf der Bundesregierung zur 38. BImSchV ist ein wichtiger Schritt für die wirtschaftliche Egalisierung von unrechtmäßig ausgestellten Zertifikaten und der damit verbundenen Marktverzerrung zu Ungunsten heimisch erzeugter erneuerbarer Kraftstoffe. Dieses betrifft seit dem 01.07.2024 ebenfalls Wasserstoff, der mit erneuerbaren Strom erzeugt wird, der zur Kraftstoffproduktion oder direkt in Wasserstoff-Fahrzeugen eingesetzt werden kann. Durch die kurzfristige Aussetzung der Übertragbarkeit von Zertifikaten in die Folgejahre werden ausgestellte Zertifikate aus dem Markt herausgenommen und damit wieder ein wettbewerblich fairer Markt für erneuerbare Kraftstoffe geschaffen. Insbesondere ist davon auszugehen, dass sich die Preise für die Zertifikate wieder auf einem Niveau, welche auf real anzusetzende Produktionspreisen basieren, einpendeln werden. Dies ist nicht nur für den Klimaschutz wichtig, sondern auch für den Hochlauf der grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft und damit entscheidend für die Stärkung der deutschen Industrie und die Schaffung neuer Arbeitsplätze.\r\nDer Deutsche Wasserstoff-Verband (DWV) hält die vorgeschlagene Aussetzung der Übertragbarkeit der Zertifikate für sinnvoll und zielführend. Damit stellt die Bundesregierung wieder die Ausgangslage der für die Markteinführung von grünem Wasserstoff im Kraftstoffmarkt bei der Ausgestaltung der 37. BImSchV herangezogenen Berechnungsgrundlagen her.\r\nDurch die Möglichkeit der mehrjährigen Anrechnung von THG-Zertifikaten entstand ein großer Markt rund um biologische und nicht-biologische Kraftstoffe. Insbesondere Kraftstoffe aus biologischem Ursprung (Biofuels) gerieten in den Fokus. Die attraktiven Anrechnungsmöglichkeiten führten zu einer regelrechten Überschwemmung des deutschen Marktes mit Biokraftstoffen aus der ganzen Welt. Es handelte sich meist um umetikettiertes Palmöl oder Frittierfett, was das wichtige System des Handels mit THG-Zertifikaten durch unlauteren Wettbewerb in Gefahr gebracht hat. Die Ausstellung dieser zahlreichen Zertifikate welche auf fraglichen Projekten basierten, haben zu einem massiven Preissturz der Zertifikate geführt. Die Übertragbarkeit der THG-Zertifikate für zwei Jahre einzuschränken, bietet die Chance hier die Auswirkungen der übermäßig in den Markt eingebrachten Zertifikate zu limitieren und Stabilität bei den Zertifikatspreisen zu erreichen. Dies führt schlussendlich zu Planungssicherheit für die Unternehmen und dem gewünschten Absatz von erneuerbaren Kraftstoffen.\r\nDer Deutsche Wasserstoff-Verband (DWV) möchte die Gelegenheit der Verbändeanhörung des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) zur Dritten Verordnung zur Änderung der Verordnung zur Festlegung weiterer Bestimmungen zur Treibhausgasminderung bei Kraftstoffen nutzen und über die vorgeschlagenen Anpassungen hinaus auf notwendige Schritte hinzuweisen, die für den Hochlauf einer Grünen Wasserstoff-Marktwirtschaft und die Erreichung der\r\nKlimaschutzziele unabdingbar sind. Wir schlagen zur Absicherung des notwendigen Hochlaufs der grünen Wasserstoffproduktion eine Unterquote von 5% für RFNBOs vor, welche entsprechend den Klimazielen ansteigt, um weitere Planungssicherheit für Unternehmen und Investitionen in den Klimaschutz sicherzustellen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-09-30"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013356","regulatoryProjectTitle":"Resilienzkriterien für die deutsche und europäische Industrie in öfftl. Ausschreibungen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b6/18/385226/Stellungnahme-Gutachten-SG2412020003.pdf","pdfPageCount":7,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Fairen Wettbewerb für die europäische Wasserstoffwirtschaft garantieren: Resilienzkriterien in öffentlichen Förderinstrumenten der Europäischen Union\r\nIm Zuge des grünen Wasserstoff-Markthochlaufs wird Wasserstoff zu einem elementaren Energieträger für eine versorgungssichere erneuerbare Energiewirtschaft. Damit einhergehend kann sich ein enormer Markt für Wasserstofftechnologien mit bis zu 5,4 Millionen neuen Arbeitsplätzen in der Europäischen Union (EU) entwickeln.1 Es gilt daher, jetzt die Voraussetzungen zu schaffen, dass sich europäische Hersteller im globalen Wettbewerb eine führende Marktposition sichern können. Die Resilienz der Wertschöpfungsketten in Deutschland und der EU ist in diesem Zusammenhang essenziell.\r\nIn einem zunehmend kompetitiven globalen Umfeld für den Einsatz grüner Technologien muss Europa widerstandsfähige Lieferketten für Elektrolyseure und Brennstoffzellen aufbauen und erhalten. Konkurrenten außerhalb der EU können aktuell Wasserstofftechnologien um bis zu 50 Prozent günstiger als europäischer Hersteller anbieten. Oftmals ist dies durch geringere Lohn- und Energiekosten oder aufgrund von massiven staatliche Fördermechanismen in Verbindung mit lokalen Marktanreizen möglich. Deutschland und die EU fördern in den nächsten Jahren den Hochlauf der grünen Wasserstoffproduktion sowie die Transformation der Industrie zur klimaneutralen Produktion mit mehreren Milliarden Euro. Diese Förderung muss gleichzeitig die globale Marktpositionierung der europäischen Wasserstoffwirtschaft und die europäische Versorgungssicherheit mit Wasserstofftechnologien absichern.\r\nWenn in der EU und Deutschland wesentliche Komponenten oder ganze Elektrolyseanlagen aus einzelnen Nicht-EU-Ländern bezogen werden, droht eine kritische Abhängigkeit. Dies ginge mit dem Verlust der Wertschöpfungsketten innerhalb der EU einher. Bei einem solchen Verlust der deutschen und europäischen Produktion drohen nicht nur der Verlust von Einnahmen, sondern internationale Zulieferer aus dem Nicht-EU-Raum könnten europäische Projektentwickler mit Lieferstopps von Schlüsselkomponenten und Ersatzteilen in Versorgungsengpässe, mit negativen Auswirkungen auf die Energieversorgungssicherheit, treiben. Aus diesem Grund müssen wesentliche Produktionskapazitäten von Elektrolyseuren, Brennstoffzellen, Wasserstoff-Turbinen oder Wasserstoff-Motoren sowie Wasserstoff-Nebenanlagen in der EU gehalten werden.\r\nDie europäische Industrie verfügt über das Know-how und das Potenzial, um die Produktion von Wasserstofftechnologien auf ein völlig neues Niveau zu heben. Mit den richtigen Investitionsanreizen können diese Technologien schnell skaliert und somit die Kosten für\r\n1 Hydrogen Roadmap Europe - A Sustainable Pathway For The European Energy Transition\r\ngrünen Wasserstoff deutlich abgesenkt werden. Dies würde neben dem beschleunigten Wasserstoff-Markthochlauf, auch neue Arbeitsplätze schaffen und die europäische Wirtschaft stärken. Investitionssichere Rahmenbedingungen sind der Schlüssel, um Europa zu einem globalen Zentrum für grüne Wasserstofftechnologien zu machen und somit einen wichtigen Beitrag zum internationalen Klimaschutz zu leisten. Gleichzeitig wirkt sich der Hochlauf der europäischen elektrolytischen Wasserstoffproduktion in Verbindung mit Wasserstoffkraftwerken zukünftig positiv auf die Energieversorgungssicherheit der EU aus. Dieses gilt insbesondere vor dem Hintergrund der erforderlichen digitalen Vernetzung der zukünftig kleinteiligeren Anlagensysteme.\r\nDeshalb ist es wichtig, dass öffentliche Mittel nicht nur für die billigsten, sondern auch für solche Projekte vergeben werden, welche die Resilienz der europäischen Wertschöpfungs-kette für Elektrolyseure und Wasserstoffkraftwerke stärken und der Industrie in der EU und Deutschland eine weitere Skalierung und Kostensenkung ermöglichen können.\r\nInternationale Einordnung\r\nDie Einhaltung der Pariser Klimaziele und damit einhergehende Energiewende in Europa sind im vollen Gange. Es ist essenziell, dass kritische Industrien, die für die Energiewende und insbesondere den Hochlauf der Wasserstoff-Marktwirtschaft wichtig sind, in Europa Fuß fassen können und Innovation und Wertschöpfung verankern. Die EU verfolgt das Ziel, zum Weltmarktführer für Wasserstofftechnologien zu werden. Der Net-Zero Industry Act (NZIA) und der Green Deal sind hierbei wegweisend. Hinzu kommt, dass die neue Europäische Kommission ihren Schwerpunkt vermehrt auf die Themen Verteidigung und internationaler Wettbewerb legen will.\r\nDer globale Wettbewerb rund um die Etablierung der Wasserstoffindustrie ist eine zentrale Herausforderung für den Hochlauf der europäischen Wasserstoff-Marktwirtschaft. Die größten Volkswirtschaften haben bereits massive Investitionsprogramme aufgelegt, um grüne Technologien und die Energiewende zu subventionieren: USA (Inflation Reduction Act), China (subventionierte Staatskonzerne), UK (Renewable Hydrogen Auction), Japan (GX Transition: Clean Hydrogen Production), Indien (National Green H2 Mission). Diese Förderschemen enthalten zum Teil strenge Local Content-Kriterien, die den internationalen Wettbewerb zusätzlich verzerren. Auch deshalb steht Europa unter Zugzwang, ein entsprechendes Level playing field zu entwickeln.\r\nDie Entscheidung über die internationale Positionierung der europäischen Wasserstoff-industrie fällt noch vor Ende des Jahrzehnts. Der Schutz der europäischen Industrie vor staatlich subventionierten Dumpingpreisen ist entscheidend für die wirtschaftliche Stabilität in der EU. Deshalb müssen jetzt Maßnahmen ergriffen werden, um eine wettbewerbsfähige Wasserstoffindustrie in der EU zu etablieren und gleichzeitig die vorhandenen Unternehmen in zu schützen. Es gilt, Rahmenbedingungen zu schaffen, die einen fairen Wettbewerb zwischen den Marktteilnehmern gewährleisten. Gleichzeitig gilt, mit europäischen Fördermitteln keine zusätzlichen fossilen Emissionen anzureizen.\r\nSteigerung der Resilienz durch qualitative Kriterien in öffentlichen Ausschreibungen\r\nDie Europäische Kommission hat im Rahmen der aktuellen Auktion der European Hydrogen Bank (EHB) Kriterien für die Förderung von Elektrolyse- und anderen Wasserstoff-technologien festgelegt. Die Kriterien umfassen aktuell unter anderem folgende Bereiche zur Steigerung der Resilienz2:\r\n•\r\nProjekte müssen zu einer diversifizierten Lieferkette beitragen und eine Abhängigkeit von einem einzigen Drittland vermeiden, die die Versorgungssicherheit bei Elektrolyseuren gefährden könnte. Deshalb müssen Projekte die Beschaffung von Elektrolyseur-Stacks, deren Oberflächenbehandlung, Zellenproduktion oder Stack-Montage in China erfolgt, auf höchstens 25 Prozent (in MWe) beschränken.\r\n•\r\nProjekte müssen die Einhaltung der Sicherheitsnorm ISO 22734:2019 für Wasserstoffgeneratoren mit Wasserelektrolyse – Industrie-, Gewerbe- und Wohnanwendungen“ oder der neuesten genehmigten Version, die diese ersetzt, garantieren.\r\n•\r\nProjekte müssen einen Cybersicherheitsplan vorlegen, in dem dargelegt wird, wie zur Gewährleistung der Sicherheit der Anlage die Betriebskontrolle der Anlage bei einer im Europäischen Wirtschaftsraum (EWR) ansässigen Stelle verbleibt und die Daten im EWR gespeichert werden.\r\n•\r\nZusätzliche Informationen werden im Rahmen der Beschaffungsstrategie für Elektrolyseure zu folgenden Punkten gesammelt: 1. Beabsichtigte Herkunft der Anlagen, 2. CRM-Intensität der Anlagen , 3. Recyclingstrategie des Elektrolyseur-OEM, 4. welche Normen die Anlage erfüllt, 5. ob der OEM ausländische finanzielle Unterstützung erhält.\r\nDer DWV bewertet insbesondere die vorgebrachten Eingrenzung der spezifischen Herstellungsorte als problematisch. Die explizite Nennung von Regionen oder Staaten wird mit hoher Wahrscheinlichkeit negative Gegenreaktionen hervorrufen, die das Potenzial besitzen, zu handelspolitischen Auseinandersetzungen zu eskalieren. Mit einer solchen Entwicklung wäre dem Wasserstoff-Markthochlauf und Klimaschutz wenig geholfen. Vor diesem Hintergrund hat der DWV mit seinen Mitgliedern folgende qualitativen Präqualifikationskriterien für öffentliche Förderungen identifiziert und möchte diese in die politische Diskussion einbringen, um einen resilienten Wasserstoff-Markthochlauf effizienter zu erreichen:\r\n2 Innovation Fund IF24 Auction - Terms and Conditions\r\n1.\r\nCO2-Fußabdruck\r\nFür Förderungen und die regulatorische Bewertung von verpflichtenden Emissionszielen müssen solide Umweltstandards in der Beschaffung eine zentrale Rolle spielen. Aus diesem Grund schlagen wir die Berücksichtigung der CO2-Emissionen für die gesamte Produktions- und Transportkette der Elektrolyseure vor. Bei der Bewertung der Fördermittelgewährung ist dieser CO2-Fußabdruck verpflichtend zu berücksichtigen. Eine Teilnahme an der Ausschreibung, der Anrechnung auf verpflichtende Emissionsminderungsziele oder der Gewährung von Fördermitteln ist nur bei der Unterschreitung von zuvor festgelegten maximalen Emissionsgrenzwerten für die eingesetzten Technologiekomponenten möglich.\r\nFür die Berechnung des CO2-Fußabdrucks während des Transports empfiehlt es sich, einen Standardwert für verschiedene Transportmedien und Distanzen festzulegen. Wir schlagen vor, ab einem Transportweg von über 2.000 Kilometern einen hinzuzurechnenden Emissionswert pro weitere 1.000 Kilometer zusätzlicher Transportstrecke festzuschreiben. Diese Emissionswerte müssen ab 2030 sukzessive abgesenkt werden. Sollte ein emissionsfreier Transport (beispielsweise per Schiff angetrieben durch grünen Ammoniak oder Methanol) möglich sein, sollte den Antragsstellern eine zertifizierte Ermittlung der Emissionen für den Transport im Einzelfall zugestanden werden. Zur Verringerung der Komplexität muss sich die Bemessung der Emissionen auf zentrale Baugruppen der Wasserstoffsysteme beziehen, wie Elektrolyseur-Stacks oder die Brennstoffzellen. Wenn Komponenten in vormontierter Form verkauft werden, dann werden die CO2-Emissionen der einzelnen Komponenten addiert.\r\nEbenso werden die Emissionen bei der Produktion berücksichtigt. Die Hersteller müssen für die Komponenten Zertifikate über die CO2-Emissionen ausstellen, die von Dritten überprüfbar und für die sie haftbar sind. Anhand einer festgelegten Additionstabelle könnten unterschiedliche Stoffe einem Faktor zugeordnet werden. Beispielsweise ist es möglich, grünen Stahl (Stahl, der mit erneuerbaren Energien produziert wurde) für die Herstellung von Elektrolyseuren bzw. erneuerbaren Energieanlagen zu verwenden. Diese Komponenten würden dann mit den entsprechend ermittelten Emissionen verbucht. Aus der Addierung der Emissionen aus der Produktion und dem Transport resultiert letztlich der entsprechen geringere CO2-Fußabdruck.\r\n2.\r\nRecycling- und Rücknahmepflicht\r\nBei der Betrachtung des gesamten Lebenszyklus wird deutlich, dass neben der Herstellung der Module, auch das Recycling von ausgedienter Technik eine zentrale Rolle spielt. Nur wenn Module einheitlichen Recyclingstandards unterliegen, kann eine Wiederverwertung von Komponenten und Rohstoffen sichergestellt werden. Insbesondere für seltene Rohstoffe müssen kreislauffähige Rohstoffkonzepte erstellt und ermöglicht werden. Vor diesem Hintergrund ist eine Recyclingpflicht für Hersteller von Elektrolyseuren empfehlenswert. Die Wiederverwertung von Rohstoffen ist in Zeiten von unsicheren internationalen Lieferketten insbesondere für Hersteller eine Möglichkeit, die Bezugs-\r\nquellen für seltene Rohstoffe zu diversifizieren und die Abhängigkeit von einzelnen Ländern zu reduzieren.\r\nDarüber hinaus würde eine Rücknahmepflicht für Elektrolyseure die Hersteller verstärkt in die Pflicht nehmen, die Anlagen möglichst kompatibel mit einer Kreislaufwirtschaft zu konzipieren und zu bauen. Diese Pflichten stehen im Einklang mit Nachhaltigkeits-anforderungen an die Wiederverwertbarkeit von Komponenten und verbauten Ressourcen. Die Emissionen, die beim Rücktransport im Rahmen der Rücknahmepflicht anfallen, sollten mit den vorgeschlagenen Faktoren ebenfalls auf den CO2-Fußabdruck angerechnet werden.\r\nAktuell wird auf europäischer Ebene ein Verbot von Per- und polyfluorierte Chemikalien (PFAS) diskutiert. Die Emissionen von PFAS durch Elektrolyseure müssen dabei differenziert betrachtet werden. Mit Blick auf Emissionen durch PFAS müssen einheitliche und verbindliche Standards für die geförderten Anlagen gelten. Sobald von europäischer Seite Standards für den Umgang mit PFAS festgelegt werden, muss deren Einhaltung Teil der Ausschreibungskriterien sein.\r\n3.\r\nSicherheit\r\nWenn in Zukunft Elektrolyseure zunehmend zur Stabilisierung des Stromsystems eingesetzt werden, wird die Diskussion um die Sicherheit weiter an Bedeutung gewinnen. Deshalb müssen Elektrolyseure als Teil der kritische Infrastruktur eingestuft werden und die damit verbundenen Sicherheitsstandards angepasst werden. Bereits heute gibt es sowohl auf europäischer als auch auf nationaler Ebene strenge Sicherheitsvorgaben für die kritische Infrastruktur.\r\nDer Bereich Cybersecurity ist in verschiedenen Regelwerken erfasst. Auf nationaler Ebene regeln in Deutschland die KRITIS-Verordnung und das BSI-Gesetz, welche Anforderungen für Anlagen bzw. EDV-Geräte, die in der kritischen Infrastruktur eingesetzt werden, gelten. Die EU-Datenschutz-Grundverordnung (DSGVO) stellt hohe Anforderungen an den Datenschutz. Es muss zu jedem Zeitpunkt sichergestellt werden, dass die eingesetzten Anlagen die europäische und nationale Sicherheit der Mitgliedsstaaten nicht beeinträchtigen, sondern stärken. Elektrolyse-Anlagen, die im Energiesystem als Teil der kritischen Infrastruktur eingesetzt werden, müssen zu jedem Zeitpunkt gesichert und uneingeschränkt einsetzbar sein. Im Betrieb darf es für Hersteller nicht möglich sein, auf die Steuerung der Elektrolyse-Anlagen zuzugreifen.\r\nDer Betrieb von Elektrolyseuren ist über die technische Nutzung hinaus mit einer intensiven Generierung von Daten verbunden. Diese Daten sind essenziell für die Auswertung der Perfomance und somit für die Verbesserung der Anlagen. Es ist wichtig, dass diese Daten nicht ungefiltert ins Nicht-EU-Ausland abfließen. In der Anwendung sollte ab einer Kapazität von 1 MW, die im Netz eingebunden ist, eine Risikoanalyse notwendig werden. Der DWV begrüßt und unterstützt die geltenden Rechtsvorschriften zur Cybersicherheit und fordert deren konsequente Umsetzung. Zudem sollte das Kritis-Dachgesetz (KritisDG) zeitnah in nationales Recht umgesetzt werden.\r\nDie funktionale Sicherheit umfasst die technischen Herausforderungen, die mit der technischen Funktionalität der Anlagen verbunden ist. So werden einige zentrale Komponenten als Ergebnis von komplizierten internationalen Lieferketten produziert. mögliche Störungen oder bewusste Unterbrechungen durch Embargos könnten zur Stilllegung von Elektrolyseuren in der EU führen, solange diese Teile nicht auch innerhalb der EU verfügbar sind. Aus diesem Grund muss eine resiliente Industriepolitik berücksichtigen, dass die Produktion und Lieferung von Komponenten möglichst divers aufgestellt ist. Für den gesamten Komplex der Sicherheit von Elektrolyseuren müssen im Voraus Risikoeinschätzungen zur Bewertung von Abhängigkeiten von Unternehmen vorgenommen werden.\r\nRechtfertigung der Kriterien\r\nIn der Europäischen Union sind eine Vielzahl von Elektrolyseur-Herstellern ansässig. Die hier vorgeschlagenen Kriterien erhöhen die Chancen, dass sich auch in Zukunft eine wett-bewerbsfähige Wasserstoffindustrie in der EU erhalten und die Unternehmen aus Kosten-gründen aus der EU abwandern. Es muss das Ziel sein, kritisches Know-how und Wertschöpfungsketten in Europa zu halten.\r\nDie Branche steht bereit, um zusammen mit der Europäischen Kommission und dem Europäischen Parlament daran zu arbeiten, dass Dekarbonisierung und Industrialisierung Hand in Hand gehen können. Mit dem Net-Zero Industry Act (NZIA) hat der europäische Gesetzgeber bereits wegweisende Ziele gesetzt. Es ist an der Zeit, sie mit konkreten Werkzeugen auf nationaler Ebene umsetzbar zu machen. Die Vorschriften zur Ausgestaltung der Europäischen Wasserstoffbank (EHB) zur Herkunft von Elektrolyseuren bieten uns eine erste große Chance dafür.\r\nDer Deutsche Wasserstoff-Verband (DWV) steht für sein Mitglieder im kontinuierlichen Austausch zu den hier angeführten Punkten mit den Entscheidungsträgern in der Europäischen Kommission, im Europäischen Parlament sowie auf Ebene der nationalen Regierungen und Parlamenten zur Verfügung.\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":"2024-11-26"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013357","regulatoryProjectTitle":"Bessere steuerliche Bedingungen für RFNBO-angetriebene Fahrzeuge","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/bd/5d/376218/Stellungnahme-Gutachten-SG2411080007.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Der Deutsche Wasserstoff-Verband (DWV) e.V. begrüßt den vorliegenden Referenten-entwurf des „E-Fuels-only-Gesetzes“ und die damit verbundenen Bestrebungen der Bundesregierung, die Dekarbonisierung des Verkehrssektors weiter voranzutreiben. Der Einsatz von E-Fuels, insbesondere in Kombination mit anderen klimaneutralen Technologien von RFNBOs (Renewable Fuels of Non-Biological Origin), wie grünem Wasserstoff, ist ein entscheidender Baustein, um die ambitionierten Klimaziele im Verkehrssektor zu erreichen.\r\nDer DWV unterstützt den technologieneutralen Ansatz des Gesetzes. Neben batterie-betriebenen Elektrofahrzeugen und Wasserstoff-Brennstoffzellenfahrzeugen bieten auch mit E-Fuels betriebene Verbrennungsmotoren eine klimafreundliche Alternative zur Reduktion der CO2-Emissionen. Der Ansatz des Gesetzes, ausschließlich mit E-Fuels betriebene Kraftfahrzeuge steuerlich zu begünstigen, schafft die notwendigen Anreize, um die Produktion und den Einsatz von synthetischen Kraftstoffen zu fördern.\r\nE-Fuels werden unter ausschließlichem Einsatz von erneuerbaren Energien hergestellt. In diesem Kontext ist es von großer Bedeutung, dass insbesondere der Einsatz von grünem Wasserstoff als Ausgangsstoff für die Herstellung von E-Fuels und RFNBOs gestärkt wird. Grüner Wasserstoff bildet die Grundlage für die Herstellung synthetischer Kraftstoffe und trägt zur vollständigen Dekarbonisierung des Verkehrs bei. Der DWV fordert daher, dass der Einsatz von grünem Wasserstoff und RFNBOs im weiteren Gesetzgebungsverfahren stärker hervorgehoben und gegebenenfalls zusätzliche Fördermaßnahmen geprüft werden.\r\nDer DWV schlägt in diesem Zusammenhang folgende Anpassung vor:\r\n§ 6f Absatz 1 Nr. 1 c)\r\n„bei Anschaffung nach dem 31. Dezember 2018 und vor dem 1. Januar 2031\r\nist der Bruttolistenpreis nur zu einem Viertel anzusetzen, wenn das Kraftfahrzeug\r\nkeine Kohlendioxidemission je gefahrenen Kilometer hat und der Bruttolistenpreis\r\ndes Kraftfahrzeugs nicht mehr als 70 000 [95 000] Euro beträgt,“\r\n§ 6f Absatz 2 Nr.2 a) & b)\r\n„Für Fahrzeuge im Sinne des § 3c Kraftfahrzeugsteuergesetz (E-Fuels-only-Kraftfahrzeuge)\r\nbei Anschaffung nach dem 31. Dezember 2029 und vor dem 1. Januar\r\n2040 ist der Bruttolistenpreis nur\r\na) zu einem Viertel anzusetzen, wenn dieser nicht mehr als 70 000 [95 000] Euro\r\nbeträgt oder\r\nb) zur Hälfte anzusetzen, wenn dieser mehr als 70 000 [95 000] Euro beträgt.“\r\nBegründung\r\nDer Deutsche Wasserstoff-Verband (DWV) e.V. empfiehlt einen höheren Listenpreis für Fahrzeuge mit innovativen und klimafreundlichen Technologien, welche in der Regel zu einem (anfänglich) höheren Listenpreis führt. Der DWV begrüßt die Reduzierung des Listenpreises auf ein Viertel für emissionsfreie Fahrzeuge.\r\nFazit\r\nDer DWV sieht den Referentenentwurf als wichtigen Schritt zur Erreichung der Klimaziele im Verkehrssektor. Die steuerliche Begünstigung von E-Fuels-only-Kraftfahrzeugen ist eine notwendige Maßnahme, um die Technologiediversität im Bereich der klimaneutralen Mobilität zu fördern. Der Verband spricht sich jedoch dafür aus, dass die Bedeutung von grünem Wasserstoff und RFNBOs stärker hervorgehoben wird und langfristige Perspektiven für den Einsatz geschaffen werden. Auch die rechtssichere Betankung von E-Fuels-Only Fahrzeugen sollte berücksichtigt werden, da hier eine bauliche oder technische Unterscheidung der konventionellen und der E-Fuels-Only Fahrzeuge an den Tankstellen nötig wird, beispielsweise durch unterschiedlich geartete Einfüllstutzen.\r\nDer DWV steht der Bundesregierung und den zuständigen Gremien gerne für weitere Abstimmungen und eine konstruktive Zusammenarbeit zur Verfügung und bedankt sich für die Berücksichtigung um aktuellen Verfahren."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-10-14"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013357","regulatoryProjectTitle":"Bessere steuerliche Bedingungen für RFNBO-angetriebene Fahrzeuge","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/65/47/499985/Stellungnahme-Gutachten-SG2503270056.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Seite 1 von 3\r\nFür Klimaschutz, Wettbewerbsfähigkeit und Arbeitsplätze: Energiesteuerbefreiung für den Wasserstoffmotor\r\nBerlin, März 2025\r\nHintergrund\r\nDie EU-Energiesteuerrichtlinie (2003/96/EG) behandelt die Verwendung von Wasserstoff steuerlich unterschiedlich. Während Wasserstoff für Brennstoffzellen von der Energiesteuer befreit ist, unterliegt Wasserstoff für Wasserstoffmotoren der Besteuerung. Diese unterschiedliche Behandlung ist nicht gerechtfertigt, da beide Optionen valide Technologiepfade für Nutzfahrzeuge darstellen und in der EU-CO2-Flottenregulierung als Zero Emission eingestuft sind.\r\nNeben Wettbewerbsverzerrung zieht die steuerliche Ungleichbehandlung auch konkrete Probleme bei der Anwendung des Wasserstoffmotors nach sich. Die derzeit fehlende technische Möglichkeit zur Differenzierung der beiden Technologien beim Tankvorgang hat dazu geführt, dass zahlreiche Wasserstofftankstellen den Wasserstoffmotor aus steuerrechtlicher Vorsicht von der Betankung ausgeschlossen haben. Eine Zoll-Fachmeldung von September 2024 soll einen Weg aufzeigen, um mit Hilfe von Tankkarten eine Unterscheidung der Technologien sicherzustellen.1\r\nHerausforderung\r\nTrotz dieser Zollmeldung besteht weiterhin die steuerliche Differenzierung zwischen Brennstoffzelle und Wasserstoffmotor. Die steuerliche Belastung wird in den nächsten Jahren sogar noch zunehmen (heute: 0,901 EUR/kg; ab 2027: 1,257 EUR/kg). Dies wirkt einer positiven Marktentwicklung des Wasserstoffmotors entgegen. Die steuerliche Ungleichbehandlung sollte EU-weit behoben werden. Bei der Reform der EU-Energiesteuerrichtlinie ist jedoch keine schnelle Einigung in Sicht.\r\nLösung\r\nDie bestehende EU-Energiesteuerrichtlinie erlaubt den Mitgliedsstaaten die Gewährung von Steuerbefreiungen unter bestimmten Voraussetzungen:\r\nArtikel 15\r\n(1) Unbeschadet anderer Gemeinschaftsvorschriften können die Mitgliedstaaten unter Steueraufsicht uneingeschränkte oder eingeschränkte Steuerbefreiungen oder Steuerermäßigungen gewähren für\r\na)\r\nsteuerbare Erzeugnisse, die bei Pilotprojekten zur technologischen Entwicklung umweltverträglicherer Produkte oder in Bezug auf Kraftstoffe aus erneuerbaren Rohstoffen unter Steueraufsicht verwendet werden;\r\n1 Zoll: Verwendung von Wasserstoff als Kraftstoff in Fahrzeugen, https://www.zoll.de/SharedDocs/Fachmeldungen/Aktuelle-Einzelmeldungen/2024/vst_energie_verwendung_wasserstoff_als_kraftstoff_in_fahrzeugen.html [abgerufen am 20.01.2025].\r\nSeite 2 von 3\r\nDie Unterzeichner rufen die Bundespolitik auf, die beginnende Markteinführung des Wasserstoffmotors durch eine Energiesteuerbefreiung und dahingehende Notifizierung bei der EU-Kommission zu unterstützen.\r\nHierfür sprechen beide in Frage kommenden Optionen:\r\nKraftstoffe aus erneuerbaren Rohstoffen: Um die Verwendung von Wasserstoff im Straßenverkehr und den Umstieg auf erneuerbare Energieträger deutlich zu beschleunigen, ist die Befreiung von der Energiesteuer gerechtfertigt. Erstens ist der Verbrauch im Wasserstoffmotor lokal CO2-frei. Zweitens wird der anfallende Energiebedarf (Strom und Erdgas) bei der Wasserstofferzeugung bereits hoch besteuert, trotz mehrerer Energie- und Stromsteuerermäßigungen. Drittens wurden auch bei der batterie- und brennstoffzellenelektrischen Mobilität zahlreiche förderliche steuerliche Maßnahmen – von der Energiesteuer bis zur Kfz-Steuer – auf den Weg gebracht. Die Steuerbegünstigungen greifen, obwohl der verwendete Strom bzw. Wasserstoff nur schrittweise auf erneuerbare Quellen umgestellt wird. Dieser Ansatz ist auch für den Wasserstoffmotor richtig und notwendig.\r\nPilotprojekte zur technologischen Entwicklung umweltverträglicherer Produkte: National wie international wächst die Zahl von Entwicklungsaktivitäten für den Wasserstoffmotor, in der Industrie genauso wie an Universitäten und in Forschungseinrichtungen. Das Gesamtbild der Entwicklung entspricht weiterhin dem von Pilotprojekten, auch wenn erste Kleinserien zeitnah in den deutschen und europäischen Markt kommen werden.\r\nÖkosystem Wasserstoff und Wasserstoffmotor\r\nDie Effekte eines positiven Trends beim Wasserstoffmotor gehen weit über die eigentliche Technologie hinaus. Der Wasserstoffmotor kann die Verwendung von Wasserstoff im Verkehr deutlich beschleunigen und darüber hinaus einen positiven Impuls Richtung Wasserstoffwirtschaft setzen. Ein schrittweiser Übergang von fossil-basiertem zu grünem Wasserstoff verbindet notwendigen Pragmatismus mit richtiger klimapolitischer Zielsetzung. Nachdem auch andere Weltregionen (u.a. USA, China, Indien) den Wasserstoffmotor für sich entdeckt haben, sichert er deutsche und europäische Wettbewerbsfähigkeit im globalen Maßstab – gerade in Zeiten industrieller und technologischer Transformation.\r\nBerlin, im März 2025\r\nDie Unterzeichner des offenen Briefs\r\nSeite 3 von 3\r\nLogos der Unterzeichner"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitales und Verkehr (BMDV) (20. WP)","shortTitle":"BMDV (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Klimaziele erreichen, nicht-fossile Energiepotenziale\r\nheben – Hin zu einer sachgerechten Definition von\r\nkohlenstoffarmem Wasserstoff\r\nMit dem Gasmarktpaket und der Revision der Erneuerbaren-Energien-Richtlinie (RED) hat\r\ndie erste Europäische Kommission unter Ursula von der Leyen entscheidende Fortschritte\r\nbei der Umsetzung der Rahmenbedingungen für die Wasserstoffwirtschaft in Europa\r\ngemacht. Das „Fit-for-55“-Paket konnte fast in Gänze verabschiedet werden und so den\r\nWeg geebnet für die Erreichung der Klimaziele. Die Rolle von grünem Wasserstoff für die\r\nErreichung der Klimaziele wurde dabei insbesondere in der RED III gewürdigt. Sie enthält\r\nverbindliche Nachfrageziele für die Industrie sowie starke Anreize für den Einsatz von\r\ngrünem Wasserstoff im Verkehrssektor. Hier geht es nun um die Umsetzung in nationales\r\nRecht.\r\nDurch die delegierten Rechtsakte EU 2023/1184 und EU 2023/1185 ist nun von\r\neuropäischer Seite seit 2023 definiert, wann produzierte strombasierte Kraftstoffe als grün\r\ngelten. Die Ergänzung durch den delegierten Rechtsakt EU 2024/1408 stellt klar, dass\r\ndiese Definition nicht mehr nur für den Verkehrs-, sondern für alle Sektoren anwendbar\r\nist. Damit ist ein entscheidendes Puzzleteil für die Nutzung von grünem Wasserstoff\r\neingefügt worden.\r\nWasserstoff kann grundsätzlich mit Elektrizität elektrolytisch hergestellt werden. Strom,\r\nder nicht den Anforderungen an die Herstellung von Renewable fuels of non-biological\r\norigin (RFNBO) genügt, aber dennoch die entscheidenden Emissionsgrenzwerte einhält,\r\nkann dabei zur Herstellung von Low-carbon fuels (LCF) verwendet werden. Das gilt\r\ngrundsätzlich auch für andere Energiequellen wie Abwärme für Hochtemperaturelektrolyse,\r\naber auch für die Herstellung von Wasserstoff durch Dampfreformierung mittels Erdgas.\r\nDie Grenzwerte für die Emissionen sind dabei im Sinne der Klimaziele streng einzuhalten\r\nund in der Theorie nur unter Hinzunahme noch nicht in der Breite verfügbarer Techniken\r\nzur Abscheidung von CO2 möglich.\r\nSo hergestellter blauer Wasserstoff auf fossiler Basis fällt ebenfalls unter die LCF-Definition\r\nder EU-Kommission. Entscheidend ist dabei, dass die Emissionsgrenzwerte gesichert\r\neingehalten und konsequente Zertifizierungssysteme geschaffen werden sowie der\r\nHochlauf von RFNBO nicht leidet. Auch wenn einigen Akteuren blauer Wasserstoff als\r\nBrückentechnologie gilt, muss beachtet werden, dass nur RFNBO einen Vorteil mit Blick\r\nauf ein Energiesystem aufweist, welches auf Erneuerbaren basiert. Denn Netzengpässe\r\nkönnen durch die Herstellung von blauem Wasserstoff nicht vermindert und erneuerbare\r\nEnergien nicht gasförmig transportiert werden.\r\nEs ist aus Sicht des DWV also opportun, die EU-Definition von „low carbon hydrogen“ in\r\ndie Betrachtung von fossil und nicht-fossil (elektrolytisch) hergestelltem Wasserstoff\r\naufzuteilen. Nur strombasierter Wasserstoff wird in einem vollständig erneuerbaren\r\nEnergiesystem die Nachteile schwankender Stromerzeugung ausgleichen. Hinzu kommt,\r\ndass das Risiko für fossile „lock-in“-Effekte sinkt und bestehende Unsicherheiten über\r\ntatsächliche CO2-Abscheidungsraten vermieden werden. Kapazitäten zur Einspeicherung\r\nvon CO2 blieben damit unvermeidbaren Restemissionen in industriellen Prozessen\r\nvorbehalten.\r\nDer DWV stellt daher eine Reihe von Forderungen auf, die die Europäische Kommission bei\r\nder Vorlage ihres delegierten Rechtsaktes berücksichtigen sollte. Dies folgt der Leitlinie,\r\ndass einerseits Potenziale zur Produktion von elektrochemisch hergestelltem Wasserstoff\r\ngehoben werden sollten, wo dies nicht durchgängig mit erneuerbaren Energien möglich ist,\r\nund andererseits sichergestellt wird, dass keine unnötigen CO2-Emissionen entstehen.\r\nFür den DWV ist klar, dass der für RFNBO maximal zulässige Emissionsgrenzwert von\r\n28,2g CO2äq/MJ ebenso für fossile wie nicht-fossile LCF gelten muss. Nur so lässt sich\r\ndie Einhaltung der Klimaziele verlässlich garantieren und die Potenziale von\r\nkohlenstoffarmen Wasserstoff gehoben werden, ohne dass Abstriche bei der\r\nTransformation gemacht werden.\r\nEntscheidend bei den Änderungen am LCF-DA ist die Vermeidung von Sonderregimen für\r\nLCF. Das bedeutet, dass jegliche methodischen Anpassungen und Verbesserungen der\r\nProduktionsbedingungen 1:1 auf den RFNBO-DA übertragen werden müssen. Dies wird\r\nnachfolgend in den einzelnen Forderungen so dargestellt und erläutert.\r\nDer Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft darf in der EU nicht als Risiko empfunden, sondern\r\nmuss als Lösung für die Erreichung der Klimaziele wahrgenommen werden.\r\nFossilen kohlenstoffarmen Wasserstoff einer umfassenden Einbeziehung\r\naller Emissionen unterziehen\r\nVoraussetzung für die Zulassung von kohlenstoffarmem Wasserstoff muss sein, dass ein\r\ndiskriminierungsfreier und fairer Wettbewerb für elektrochemisch hergestellten\r\nWasserstoff aus erneuerbaren Energien gewährleistet ist.\r\nFür die Herstellung von Wasserstoff mittels Dampfreformierung oder anderen Verfahren,\r\nin denen Erdgas zum Einsatz kommt, muss daher, wie schon im delegierten Rechtsakt für\r\nRFNBO festgelegt, eine umfassende Einbeziehung aller Emissionen entlang der\r\ngesamten Produktionskette erfolgen.\r\nDies umfasst unter anderem:\r\n Upstream-Emissionen bei der Förderung des Erdgases sowie sonstige Leckagen\r\n Emissionen aus der Umwidmung von Einsatzstoffen mit festem Angebot (rigid\r\ninputs)\r\n Emissionen aus der Nutzung von Einsatzstoffen mit variablem Angebot (elastic\r\ninputs; wie beispielsweise Erdgas)\r\n Emissionen aus Transport, Verdichtung und sonstiger Verarbeitung\r\n Emissionen aus der Verbrennung der Einsatzstoffe\r\n Emissionen im Zuge der Abscheidung und Speicherung von CO2 (CCS).\r\nEntscheidend ist, dass die Vorgaben der europäischen Methan-Verordnung auch\r\nuneingeschränkt für die Produktion von fossil hergestelltem Wasserstoff gelten. Der\r\ndelegierte Rechtsakt ist entsprechend darauf auszurichten.\r\nDer DWV begrüßt grundsätzlich, dass, im delegierten Rechtsakt auf Artikel 12 der Methan-\r\nVO verwiesen wird, der die Erbringung projektspezifischer Werte ermöglicht. Es wird\r\nebenso begrüßt, dass dort, wo diese Berechnungen noch nicht vorliegen, Standardwerte\r\ngelten sollen. Allerdings wird ein einziger pauschaler Standardwert den regionalen\r\nDisparitäten der Förderung von Erdgas nicht gerecht. Es ist daher angebracht, lokal\r\ngefördertes Erdgas, das nur geringe Transportwege zurücklegt und mit bester Technik\r\ngefördert wird, anders einzustufen als beispielsweise Erdgas, das auf hoher See außerhalb\r\nvon Europa gewonnen und verflüssigt bzw. regasifiziert wird. Es ist daher angebracht, hier\r\nnach Herkunft und Transportweg bzw. -strecke zu differenzieren. Idealerweise erbringen\r\ndie Unternehmen die Messwerte im Rahmen ihrer Berichtspflichten aus der Methan-\r\nVerordnung selbst (Projektspezifische Werte). Diese sind extern zu zertifizieren. Dabei ist\r\nein engmaschiges Kontrollsystem zu implementieren, das Missbrauchsmöglichkeiten\r\nausschließt.\r\nAnschließend sollte die Europäische Kommission ihre delegierten Rechtsakte vorlegen, um\r\ndie Kriterien der Methan-Verordnung zu spezifizieren. Dies betrifft sowohl das\r\nBerichtswesen und den Informationsumfang, das Schließen von Bohrlöchern und\r\nVerhindern von Leckagen sowie gegebenenfalls auch das Festlegen von maximal zulässigen\r\nEmissionen für Erdgas in Europa.\r\nBeim Import von Wasserstoff ist auf Kohärenz zum europäischen Grenzausgleichsmechanismus\r\nCBAM zu achten, der Stand heute die direkten Emissionen bei der\r\nProduktion von Wasserstoff umfasst, nicht jedoch indirekte Emissionen durch den\r\nVerbrauch von Elektrizität an verschiedenen Stellen des Produktionsprozesses.\r\nEinspeisevorrang für RFNBO gegenüber kohlenstoffarmem Wasserstoff\r\nEs muss gesetzlich sichergestellt werden, dass RFNBO zu jedem Zeitpunkt Vorrang vor\r\nkohlenstoffarmem Wasserstoff hat, wie zum Beispiel bei begrenzten Konzentrationen von\r\nWasserstoff im Erdgasnetz, bei verfügbaren Speicherkapazitäten oder mengenmäßig\r\nlimitierten Nachfragekontigenten. Ein solcher Einspeisevorrang wäre im Sinne der\r\nKlimaziele sowie im Sinne der Erreichung der gesetzlich vorgeschriebenen Nutzung von\r\nRFNBO im Industrie und Mobilitätsbereich. Das ist insbesondere mit Blick auf eine erste\r\nÜbergangszeit wichtig, in der es infrastrukturell begrenzte Kapazitäten für die Einspeisung,\r\nEntnahme und den Transport sowie Speicherung von Wasserstoff zur Verfügung stehen.\r\nCO2-Abscheidung und -Nutzung für unvermeidbare Restemissionen\r\nermöglichen, Umgehungsmöglichkeiten schließen\r\nGrundsätzlich sollte CCS zur Herstellung von blauem Wasserstoff in vollem Umfang in die\r\nBerechnung des Emissionsgehalts des Wasserstoffs mit einbezogen werden. Das bedeutet,\r\ndass hohe CO2-Abscheidungsraten für einen geringeren Fußabdruck sorgen. Das soll für\r\ndie Anwendung bester Technik sorgen. Grundsätzlich soll für CO2, das im Zuge der\r\nHerstellung von blauem Wasserstoff abgeschieden wird, die Regelungen gelten, die in der\r\nCarbon Removal Verordnung festgelegt sind.\r\nDabei ist darauf hinzuweisen, dass sich diese Technologie, ebenso wie grüne\r\nWasserstofftechnologien, noch in der Skalierung befindet. Andere Verfahren wie DAC\r\n(Direct Air Capture) stehen ebenfalls noch am Anfang ihrer Anwendung. Damit ist klar,\r\ndass es noch einige Zeit dauern kann, bis die Wasserstoffbedarfe durch die Abscheidung\r\nvon CO2 „kohlenstoffarm“ gemacht werden können.\r\nDeutschland wird wohl insbesondere CO2 Offshore einlagern. Für eine Onshore-\r\nEinspeicherung gibt es Vorbehalte mit Blick auf die Sicherheit des Grundwassers. Für den\r\nTransport des CO2 ist ein Netz erforderlich, das beispielsweise Industriestandorte anbindet,\r\nwelche aufgrund ihrer Produktionsprozesse unvermeidbare Restemissionen produzieren.\r\nHier sind entsprechende Nutzungskonkurrenzen zum Wasserstoffnetz zu vermeiden. Im\r\nRahmen des Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes sollen die Errichtung und der Betrieb\r\nvon Wasserstoffleitungen im überragenden öffentlichen Interesse verankert werden. Dies\r\nist bei der Errichtung eines CO2-Netzes zu beachten.\r\nVoraussichtlich wird in Deutschland nicht nur gasförmiger Wasserstoff Verwendung finden,\r\nsondern auch Derivate. Für die Herstellung von Methanol oder auch E-Fuels braucht es\r\nPlanungssicherheit über die Verfügbarkeit von CO2 als Rohstoff. Im Sinne der Klimaziele\r\nist aber entscheidend, dass hier lediglich solche Emissionen verwendet werden, die nicht\r\nvermeidbar sind. Das bedeutet, dass unvermeidbare Industrieemissionen auch\r\ndauerhaft, über 2040 hinaus, für die Produktion von grünen und\r\nkohlenstoffarmen Wasserstoffderivaten in Frage kommen müssen. Unabhängig davon\r\nmuss die mit DAC-Verfahren, geologisch emittiertem CO2 sowie biogenem CO2 möglich\r\nsein. Das Nutzen solcher CO2-Quellen schafft zudem einen Beitrag dazu, dass Deutschland\r\nzumindest in geringerem Maße auf CO2-Importe angewiesen sein wird. Dies muss zwingend\r\nin beiden delegierten Rechtsakten (RFNBO und LCF) festgehalten werden, um\r\nUngleichgewichte zu verhindern.\r\nDie Herstellung von kohlenstoffarmen Wasserstoffderivaten durch die Nutzung von\r\nCO2, das aufgrund fossiler elastic inputs in der Produktionskette abgeschieden wurde, sollte\r\nexplizit ausgeschlossen sein. Lediglich grüner und nicht-fossiler kohlenstoffarmer\r\nWasserstoff sollte hierfür in Frage kommen. Entsprechende Schlupflöcher, wie etwa die\r\nMöglichkeit, blauen Wasserstoff in Kombination mit CO2 zu synthetischem Methan zu\r\nverarbeiten, müssen geschlossen werden.\r\nWasserstoff-Leakage sorgsam und evidenzbasiert bewerten\r\nDie Europäische Kommission ist von Rat und Parlament im Zuge des Gasmarktpakets damit\r\nbeauftragt worden, im zu erarbeitenden delegierten Rechtsakt auch Bewertungen über den\r\nAustritt von Wasserstoff vorzunehmen und gegebenenfalls Grenzwerte vorzuschlagen,\r\nsofern von den Austritten umweltgefährdende Risiken ausgehen könnten.\r\nBis zum Vorliegen wissenschaftlich fundierter Kenntnisse über ein gefährdendes\r\nTreibhausgaspotenzial von Wasserstoff (etwa durch den IPCC) sollte von einem Erlass\r\nscharfer Grenzwerte durch die Kommission abgesehen werden. Dies gilt selbstverständlich\r\nmit Blick auf den Hochlauf von kohlenstoffarmem Wasserstoff wie auch für RFNBO. In\r\njedem Fall ist sicherzustellen, dass mögliche Regeln in der Zukunft einheitlich auf\r\nWasserstoff angewandt werden, unabhängig vom Produktionsprozess.\r\nFlexible Bilanzierung des Wasserstoffs auf freie in Verkehr gebrachte\r\nProdukte ermöglichen\r\nFür die Inverkehrbringung von wasserstoffbasierten Derivaten und -Produkten, welche die\r\nAnforderungen an Nachhaltigkeit erfüllen sollen, ist ein günstiges regulatorisches Umfeld\r\nvon entscheidender Bedeutung.\r\nDaher muss sichergestellt werden, dass die vollständige Bilanzierung des grünen oder\r\nkohlenstoffarmen Wasserstoffs auf frei wählbare in den Verkehr gebrachte\r\nProdukte erfolgen kann. Das Maximum der Bilanzierung auf das gewählte Produkt ist\r\ndabei durch den stofflich maximal enthaltenen Wasserstoffanteil im gewählten Produkt zu\r\nbegrenzen. Dafür muss nicht nur der delegierte Rechtsakt für kohlenstoffarmen\r\nWasserstoff entsprechend ausgestaltet werden, sondern dies muss unmittelbar und\r\ngleichzeitig im bestehenden delegierten Rechtsakt für RFNBO (EU 2023/1184 und EU\r\n2023/1185) nachvollzogen werden.\r\nEine solche zielgerichtete Bilanzierung des in Raffinerien genutzten Wasserstoffs auf die\r\nAnrechnung der Verpflichtung zur Treibhausgasminderung für in den Verkehr gebrachte\r\nProdukte schafft einen klaren Pfad für die Herstellung erster Mengen an erneuerbaren und\r\nkohlenstoffarmen Produkte. Das kann einerseits für in Raffinerien erzeugte Kraftstoffe,\r\naber auch für Industrieprodukte wie grüner Stahl der Fall sein.\r\nNicht-fossile PPAs ermöglichen\r\nDer derzeitige Entwurf des delegierten Rechtsaktes zu kohlenstoffarmem Wasserstoff sieht\r\nnoch keine Möglichkeit vor, direkte Lieferverträge über „kohlenstoffarmen“ Strom mit\r\nElektrolyseuren zu schließen. Das umfasst sämtliche nicht fossil erzeugte Elektrizität,\r\nwelche nicht den Anforderungen an RFNBO-Erzeugung genügt. Davon umfasst ist etwa\r\nKernenergie, aber auch Netzstrom aus einer Gebotszone, welcher einen höheren CO2-\r\nFootprint als 18g CO2äq/MJ aufweist. Unterhalb dieser Schwelle gilt ein Bezug von\r\nNetzstrom in einer entsprechenden Gebotszone als Möglichkeit, RFNBO zu produzieren.\r\nDer DWV spricht sich dafür aus, dass der Bezug von Netzstrom für die Produktion von\r\nkohlenstoffarmem nicht zu einer Mehrbelastung des Stromsystems führen soll. Dabei ist\r\nabzuwägen zwischen einer wirtschaftlichen Auslastung der Elektrolyseure sowie einem\r\nnetzdienlichen Verhalten. Dabei ist sicherzustellen, dass es Regelungen gibt, die die\r\nBestimmungen des RFNBO-DA nicht unterlaufen.\r\nDerzeit sieht die Europäische Kommission in ihrem ersten Entwurf für den delegierten\r\nRechtsakt keine Möglichkeit für den Abschluss von PPAs für den Bezug von flexibel\r\nverfügbarem, nicht-fossilem Strom vor. Das verschlechtert die Aussichten auf die\r\nWirtschaftlichkeit von Elektrolyseuren. Nicht-fossile PPAs, die außerhalb der RFNBOKriterien\r\nliegen, sind hier ein grundsätzlich sinnvolles Instrument. Diese Option sollte\r\ndaher explizit ermöglicht werden. Außerdem kann auch der Bezug von\r\nkohlenstoffarmem Strom per PPA zur Durchführung von Prozessen, welche nicht direkt\r\nzum Energiegehalt des Wasserstoffs beitragen (bspw. Verdichtung, Transport oder CO2-\r\nAbscheidung), die THG-Bilanz des kohlenstoffarmen Wasserstoffs verbessern.\r\nAuch ohne PPAs würde durch den Bezug von kohlenstoffarmem Netzstrom, beispielsweise\r\nin Regionen mit viel Kernenergie wie Frankreich, LCF hergestellt werden können, der die\r\nGrenzwerte einhält. Daher erscheint es sinnvoll, vorerst auch für die LCF-Produktion den\r\nAbschluss von PPAs mit Bestandsanlagen zu erlauben, ohne ein Zusätzlichkeitskriterium\r\nvorzusehen, um diese Anlagen explizit besser auslasten zu können.\r\nEs darf allerdings nicht dazu kommen, dass etwa Betreiber von Kernkraftwerken ihren\r\nStrom dann dem Strommarkt zugunsten der LCF-Produktion vorenthalten und flexible\r\nfossile Kapazität in den Strommarkt aktiviert wird. Daher sollte die EU-Kommission die\r\nEntwicklung des CO2-Footprints aufgrund dieser Regelung alle zwei Jahre laufend\r\nevaluieren. Kommt sie zu dem Schluss, dass das Fehlen eines Zusätzlichkeitskriteriums für\r\nLCF-Produktion zu einem höheren THG-Ausstoß kommt, sollte sie:\r\na) ein Kriterium der Zusätzlichkeit für LCF analog zu RFNBO einführen, und/oder\r\nb) die Ausnahme von der Zusätzlichkeit für RFNBO über 2028 hinaus verlängern\r\nund/oder\r\nc) den angenommenen Wert für den THG-Ausstoß der EE-Produktion (ca. 9g\r\nCO2äq/MJ) pauschal absenken und somit die Bedingungen für RFNBO relativ zu LCF\r\nverbessern.\r\nNetzstrombezug differenziert angehen\r\nDer derzeitige Entwurf für den delegierten Rechtsakt sieht drei Möglichkeiten vor, den\r\nNetzstrom, der zur kohlenstoffarmen Wasserstofferzeugung genutzt wird, zu bewerten:\r\na) Hinzunahme von Standardwerten\r\nb) Hinzunahme des Emissionswerts des preissetzenden Kraftwerks zum Zeitpunkt der\r\nLCF-Produktion.\r\nc) Evaluation, ob die Anzahl der Stunden im Kalenderjahr mit preissetzendem EEKraftwerk\r\nhöher oder niedriger ist als die Auslastung der LCF-Produktionsanlage. In\r\nersterem Fall wird dann der Netzstrom mit einem Gehalt von 0g CO2äq/MJ\r\nbemessen, andernfalls mit 183g CO2äq/MJ.\r\nDie oben aufgeführten Kriterien für die Bemessung des Emissionsgehalts für den\r\nNetzstrombezug müssen so ausgestaltet sein, dass sie den Netzstrombezug vor allem dann\r\nattraktiv machen, wenn viel erneuerbare Leistung im Netz ist. Das steht auch im Einklang\r\nmit den Bestimmungen des RFNBO-DA, welcher davon ausgeht, dass eine RFNBOProduktion\r\ndann gesichert ist, wenn mindestens 90 Prozent Erneuerbare im Netz sind.\r\na) Hinzunahme von Standardwerten\r\nDas Abstellen auf kalenderjährliche Messmethoden wird der Dynamik im Stromnetz nicht\r\ngerecht. Daher sollte nur eine Methode akzeptiert werden: Die Hinzunahme von stündlich\r\nbilanzierten Emissionswerten des CO2-Footprints in der jeweiligen Stromgebotszone.\r\nDies bietet Kohärenz mit dem Erfordernis, für die RFNBO-Produktion ab 2030 eine\r\nstündliche Korrelation von erneuerbarem Strom und Wasserstoffproduktion nachzuweisen.\r\nWichtig ist dabei eine Bilanzierung und keine Hinzunahme des CO2-Footprints des\r\npreissetzenden Kraftwerks. Ebenso muss dann im RFNBO-DA ermöglicht werden, bei\r\nentsprechendem CO2-Footprint (beispielsweise die in Artikel 4 erwähnten 18g CO2-äq/MJ)\r\nkeinen PPA mehr nachweisen zu müssen, um RFNBO zu produzieren, sondern in einem\r\nsolchen Fall Netzstrom beziehen zu können. Faktisch würde dies auf eine RFNBOProduktion\r\nbei einem Netzstrom CO2-Footprint bei <18g CO2äq/MJ sowie von LCF bei einem\r\nFootprint zwischen 18g und 28,2g CO2äq/MJ hinauslaufen.\r\nb) Hinzunahme des Emissionswerts des preissetzenden Kraftwerks zum Zeitpunkt der\r\nLCF-Produktion.\r\nVerweist man auf preissetzende Kraftwerke, wäre es denkbar, dass etwa Wasserstoff-\r\nSpitzenlastkraftwerke in der Merit Order preissetzend wirken und damit der Strom\r\ndurchlaufender fossiler Kraftwerke zur Herstellung von kohlenstoffarmem Wasserstoff\r\nverwendet werden könnte. Das ist zwingend abzulehnen und diese Messmethode damit\r\nzu streichen.\r\nc) Abgleich der VLS der LCF-Produktion vs. EE-VLS\r\nAuch diese Messmethode bietet Umgehungstatbestände und würde zudem die 90 Prozent-\r\nRegelung im RFNBO-DA aushebeln. Auch hier führt die Retrospektive auf das vergangene\r\nKalenderjahr zu Problemen beim Netzstrombezug bzw. zu einer Mehrbelastung des\r\nStromnetzes, weil nicht auf die Dynamik der flexiblen EE-Einspeisung eingegangen wird.\r\nSchließlich besteht die Gefahr einer Doppelallokation für die Eigenschaft des erneuerbaren\r\nStroms sowie für die Möglichkeit, aus dieser Tatsache dann viele Monate später\r\nkohlenstoffarmen Wasserstoff herzustellen. Anders als bei PPAs findet hier eine Verzerrung\r\nstatt. Auch diese Methode ist daher aus dem delegierten Rechtsakt zu streichen.\r\nSinnvoll erscheint aus Sicht des DWV, wenn in Anlehnung an die 90-Prozent-Regelung\r\nfestgelegt würde, dass ein Elektrolyseur in einer Gebotszone mit >90 % EE-Anteil den\r\ngleichen Anteil an RFNBO produziert, und der produzierte Rest als kohlenstoffarm\r\neingestuft und vermarktet wird.\r\nAbwärmenutzung unkompliziert ermöglichen\r\nIm Rahmen der Hochtemperaturelektrolyse kann gerade die Nutzung von Abwärme\r\neine sinnvolle Energiequelle zur Herstellung von Wasserstoff sein. Hierbei ist entscheidend,\r\ndass nicht die Energiequelle der Abwärme als Maß für die Berechnung der Emissionen\r\nhinzugezogen wird, sondern allein der Emissionsgrad der verwendeten Elektrizität. Das\r\ndarf jedoch ausdrücklich nur für Abwärme aus Industrieprozessen gelten. So lassen sich\r\nmit Hilfe der Abwärme im Rahmen von Hochtemperaturprozessen höhere Wirkungsgrade\r\nerzielen als bei herkömmlicher Elektrolyse bei Raumtemperatur.\r\nDas bedeutet, dass bei Nutzung von Abwärme die Produktion von RFNBO bei Bezug von\r\nentsprechender Elektrizität möglich sein muss; sowie die Produktion von LCF bei Bezug\r\nvon kohlenstoffarmer Elektrizität. Hierfür sind ebenfalls parallele Anpassungen der beiden\r\ndelegierten Rechtsakte für RFNBO und LCF erforderlich.\r\nWeitere notwendige Änderungen im RFNBO-DA\r\nDer delegierte Rechtsakt für RFNBO sieht in Artikel 11 eine Ausnahme für RFNBOProduktionsanlagen\r\nvom Zusätzlichkeitskriterium in Artikel 5 vor, sofern diese Anlagen vor\r\n2028 in Betrieb genommen werden. Diese Befreiung gilt dabei bis zum 1. Januar 2038.\r\nDer DWV spricht sich dafür aus, dieses Ausnahmekriterium nicht auf 10 Jahre zu\r\nbefristen, sondern auf die Lebensdauer der in Betrieb genommenen Anlagen\r\nauszuweiten. Zudem sollten auch Anlagen, welche nach Artikel 3 über eine Direktleitung\r\nmit erneuerbarem Strom versorgt werden, von dieser Ausnahme erfasst werden.\r\nAndernfalls besteht die Ungleichbehandlung von Anlagen, welche Netzstrom über PPA\r\nbeziehen, weiter.\r\nDer Erlass des LCF-DA in Verbindung mit der gleichzeitigen Anpassung des RFNBO-DA\r\nsollte zum Anlass genommen werden, diese Änderungen vorzunehmen.\r\nDer DWV und seine Mitglieder stehen für den kontinuierlichen Austausch und die Diskussion\r\nder hier angeführten Thesen mit den Entscheidungsträgern in der Europäischen\r\nKommission, im Europäischen Parlament sowie auf Ebene der nationalen Regierungen und\r\nParlament bereit."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-10-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013755","regulatoryProjectTitle":"Optimierung der Rolle von Wasserstoff in der Förderrichtlinie Klimaschutzverträge ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/2d/a2/385228/Stellungnahme-Gutachten-SG2412160042.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Rückmeldung zur Förderrichtlinie Klimaschutzverträge\r\nDiese Stellungnahme bezieht sich auf den Entwurf für Ressortbefassung vom 29.11.2024 der Förderrichtlinie Klimaschutzverträge des\r\nBundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK).\r\nZiff. der FRL Änderungsvorschlag Begründung\r\n2.44 Wasserstoff analog zu Prozesswärme als Zwischenprodukt\r\ndefinieren.\r\nH2 ist trotz der Ambitionen zum Kernnetzausbau auf absehbare Zeit\r\nnoch nicht flächendeckend an allen Standorten in Deutschland\r\nverfügbar. Zwar können die Kosten für eigene H2-Produktionsanlagen\r\nin das Gebot eingepreist werden, die Definition verhindert aber\r\neffektiv die Teilnahme von Konsortien, in denen ein H2-Erzeuger und\r\nein H2-nutzender Industriebetrieb den KSV gemeinsam beantragen\r\nkönnen. Zudem könnte durch die Definition als förderfähiges\r\nZwischenprodukt erreicht werden, dass Industriebetriebe, die bereits\r\nheute grauen H2 einsetzen, ihre Prozesse durch eine transformative\r\nH2-Produktionsanlage (eigene oder von einem Dritten) am Standort\r\ndekarbonisieren.\r\n4.2.b) Die Formulierung des Absatzes über den „operativen Beginn\r\ndes Vorhabens“ sollte beibehalten werden, ohne eine\r\nspezifische Dauer im Text zu nennen. Der Kommentar\r\nerwähnt jedoch eine Frist von 60 Monaten. Es ist wichtig, die\r\nFlexibilität zu wahren, indem keine genaue Dauer im Text\r\nfestgelegt wird.\r\nEin Zeitraum von 60 Monaten (5 Jahren) reicht nicht aus, um den\r\noperativen Start eines H2-Projekts zu gewährleisten. Dies würde\r\ninsbesondere Elektrolyseure benachteiligen, die an Teilen des\r\nKernnetzes angeschlossen sind, die erst nach 2030 fertiggestellt\r\nwerden. Um Chancengleichheit sicherzustellen und die\r\nWettbewerbsfähigkeit zu fördern, sollte eine Verlängerung der Frist\r\nbis zum Jahr 2032 garantiert werden. Dies ist vor allem zu begründen,\r\nda die bilanzielle Nutzung vom Wasserstoff ausgeschlossen ist\r\n(7.1.iv).\r\n4.16 (a) Beibehalten der Mindestgröße von 10 kt CO2-Äquivalenten\r\npro Kalenderjahr für die Referenzanlage.\r\nFür die Dekarbonisierung des Mittelstandes existiert bereits das\r\nFörderinstrument „Bundesförderung Industrie & Klimaschutz“. Die\r\nMindestgröße von 10 kt CO2-Äquivalenten pro Jahr für die\r\nReferenzsysteme im KSV sollte daher beibehalten werden, um die\r\nAbgrenzung zwischen den Förderprogrammen zu erhalten. Zudem\r\nerscheint eine Fokussierung von KSV auf großindustrielle Anlagen\r\nauch vor dem Hintergrund der Fördermitteleffizienz sinnvoll.\r\n7.1 (a) (iv)\r\n8.2 (d) (iii)\r\nBilanziellen Einsatz von erneuerbaren H2-Zertifikaten\r\n(mindestens für eine Übergangsphase) zulassen, bis eine\r\nflächendeckende Versorgung durch das Kernnetz ermöglicht\r\nwird.\r\nErneuerbarer H2 ist trotz der Ambitionen zum Kernnetzausbau auf\r\nabsehbare Zeit noch nicht flächendeckend an allen Standorten in\r\nDeutschland verfügbar. Vor diesem Hintergrund sollte der bilanzielle\r\nEinsatz der erneuerbaren Eigenschaft („RFNBO Zertifikat“) von H2\r\nzumindest für eine Übergangsfrist (mindestens bis zum Zeitpunkt der\r\nphysischen Kernnetzanbindung) zugelassen werden. Dadurch\r\nwerden keine Industriebetriebe von KSV ausgeschlossen, die ihre\r\nCO2-Mindesteinsparung durch einen verspäteten Kernnetzanschluss\r\nohne bilanziellen Einsatz von erneuerbaren H2-Zertifikaten nicht\r\nerreichen könnten.\r\n7.3 (a) Der Wechsel zwischen erneuerbarem und CO2-armem H2\r\nsollte weiterhin einer Zustimmung der Bewilligungsbehörde\r\nbedürfen.\r\nZiel der nationalen Wasserstoffstrategie ist u.a. der Aufbau einer\r\nheimischen H2-Produktionskapazität. Dieses Ziel sollte durch\r\nFörderinstrumente wie KSV berücksichtigt werden, indem\r\nZuwendungsempfänger dazu angereizt werden, H2 langfristig bei\r\nheimischen Produzenten zu beziehen. Für Elektrolysebetreiber ist\r\ninsbesondere die langfristige Absicherung der Investition von großer\r\nBedeutung. Demnach sollte ein Wechsel zwischen heimisch\r\nproduziertem erneuerbarem H2 und importiertem CO2-armem H2\r\nfür Zuwendungsempfänger der KSV weiterhin nur nach vorheriger\r\nZustimmung der Bewilligungsbehörde möglich sein.\r\n8.3 (e) (ii) Nutzung technologiebezogener Skalierungsfaktoren für H2-\r\nTechnologien zur Schaffung eines Level-Playing-Fields mit\r\nanderen Dekarbonisierungstechnologien.\r\nDie Nutzung von erneuerbarem H2 ist, verglichen mit\r\nDekarbonisierung durch Elektrifizierung insbesondere durch höhere\r\nKosten in den frühen Jahren, im Nachteil und nicht unmittelbar\r\nkonkurrenzfähig. Sie sollten daher von einem entsprechenden\r\nSkalierungsfaktor profitieren. Diese Möglichkeit sollte, neben der\r\ntechnologiebezogenen Budgetallokierung, im nächsten Förderaufruf\r\nunbedingt zusätzlich für das nicht-technologiebezogene (offene)\r\nBudget genutzt werden, um den ins Stocken geratenden H2-Hochlauf\r\nin DE weiter anzureißen.\r\n8.3 (h) Möglichkeit der technologiebezogene Budgetallokation im\r\nFörderaufruf zugunsten von H2-Technologien nutzen.\r\nDer Hochlauf der H2-Wirtschaft ist abhängig von einer\r\nausreichenden und konkreten Nachfrage nach erneuerbarem H2.\r\nErzeuger von H2 brauchen eine gesicherte langfristige Abnahme, um\r\nihre Investitionen in z.B. Elektrolyseure abzusichern. Eine\r\ntechnologiebezogene Allokation eines ausreichenden Teils des\r\ngesamten Förderbudgets der zweiten Auktionsrunde der KSV sollte\r\nfür H2-Anwendung entsprechend und ergänzend zu der Nutzung der\r\nSkalierungsfaktoren für ein allgemeines Budget genutzt werden, um\r\nden Hochlauf der H2-Wirtschaft schnellstmöglich zu unterstützen.\r\n8.6 (b) Zu Kommentierung: Die nachträgliche Bildung von Konsortien\r\n(nach Abschluss des vorbereitenden Verfahrens) sollte\r\ngenerell (und nicht nur für CCS-Projekte) zugelassen werden.\r\nÄnderungen an der FRL, die zum Zeitpunkt des vorbereitenden\r\nVerfahrens noch nicht bekannt waren, können dazu führen, dass sich\r\nam vorbereitenden Verfahren anstelle des Konsortiums nur ein\r\nUnternehmen für ein Projekt beteiligt hat. Sollte die FRL im Nachgang\r\nzum vorbereitenden Verfahren ein Konsortium für bestimmte\r\nProjekte, Sektoren, Prozesse, etc. ermöglichen, sollte auch eine\r\nnachträgliche Bildung eines Konsortiums generell ermöglicht\r\nwerden."},"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":"2024-12-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015423","regulatoryProjectTitle":"Umsetzung von Art. 22a der RED III in nationales Recht (RFNBO-Industriequote)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/38/59/499987/Stellungnahme-Gutachten-SG2503270034.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Wasserstoff für die Industrie: Neue Bundesregierung muss über För-derprogramme hinaus handeln\r\nDie jüngsten Medienberichte, nach denen das Bundesministerium für Wirtschaft und Klima-schutz die Ziele für den Einsatz von grünem Wasserstoff und Wasserstoffderivaten allein durch die Umsetzung bestehender Förderprogramme erreichen will, nehmen der DWV und seine Mitglieder zur Kenntnis. Wir befürchten jedoch, dass dies alleine nicht ausreichen wird, um die ambitionierten Ziele im Industriesektor zu erreichen. Ausreichende Förderanreize sind vor dem Hintergrund einer drohenden Industrieabwanderung eine zwingend notwendige Vorbedin-gung, reichen jedoch als einziger Hebel nicht aus, um die Vorgaben umzusetzen.\r\nDie Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) gibt den Mitgliedstaaten eine klare Zielmarke vor, dass bis zum Jahr 2030 42 Prozent des in der Industrie eingesetzten Wasserstoffs durch erneuerbare Kraft- und Brennstoffe nicht-biologischen Ursprungs (RFNBO) gedeckt sein muss. Dies umfasst Wasserstoff und Derivate, die die entsprechenden EU-Kriterien erfüllen. Bis 2035 steigt diese Zielmarke auf 60 Prozent an.\r\nIn Ergänzung zu bestehenden Förderprogrammen zur Deckung der Kostendifferenz zwischen konventionellen und nachhaltigen Produktionsmethoden braucht es auch einen ordnungs-rechtlichen Rahmen, etwa durch Vorgaben in der öffentlichen Beschaffung mit der Festlegung von Leitmärkten für grüne und CO2-arme Produkte. Zur Stärkung der RFNBO-Produktion ge-hört zudem die zeitliche Aufschiebung der in der RED niedergelegten erschwerenden EU-Kri-terien an die grüne Wasserstoffherstellung (Additionalität, geografische und zeitliche Korrela-tion). Vorbehaltlich der ausreichenden Bereitstellung von Fördermitteln können auch unter-nehmensspezifische Unterziele für den Einsatz von RFNBO in der Industrie eine Rolle spielen.\r\nDie Implementierung der RED III-Vorgaben ist unsere beste Chance, die Nachfrage nach grü-nem Wasserstoff zu entfesseln und damit eine wesentliche Herausforderung für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft zu bewältigen. Diese Gelegenheit sollte durch die Bundesregierung genutzt werden. Dazu sollte sie enge Gespräche mit der EU-Kommission führen und den von ihr eingeschlagenen Pfad – den Clean Industrial Deal - unterstützen.\r\nUnsere Empfehlungen an die neue Bundesregierung:\r\n•\r\nAusbau, Optimierung und Weiterentwicklung von Fördermechanismen entlang der Wertschöpfungskette (Up-, Mid- und Downstream). Dafür kommen beispielsweise fol-gende Instrumente in Frage:\r\no\r\nErweiterung und Vereinfachung der Klimaschutzverträge für die Produk-tion, Lieferung und den Einsatz von grünem und CO2-armem Wasser-stoff. Die Substitution von fossilen Energieträgern (inkl. grauem Wasserstoff) mit Wasserstoff, der mit erneuerbaren Energien erzeugt wurde, muss förderfä-hig sein. Das Förderprogramm sollte ein dezidiertes Wasserstoffbudget erhalten und entbürokratisiert werden.\r\no\r\nDie Förderung heimischer Elektrolysekapazitäten ist notwendig, etwa durch den Erlass der Förderrichtlinie zur Ausschreibung von 3 GW systemdienlicher Elektrolysekapazitäten nach § 96 Abs. 9 WindSeeG sowie die\r\nWiederaufnahme\r\nder Auctions-as-a-service-Option der European Hydro-gen Bank und Beseitigung struktureller Nachteile für deutsche Wasserstoffer-zeuger in der europäischen Auktion.\r\no\r\nZeitliche Entfristung der Netzentgeltbefreiung für Elektrolyseure und die dazugehörigen Nebenanlagen sowie Ausweitung auf weitere Komponenten der Wasserstoffwirtschaft, wie etwa Verdichter, Verflüssiger, Cracker, (De-) Hydrieranlagen und weitere Nebenaggregate.\r\no\r\nBedingungen zur Erlangung der Strompreiskompensation vereinfachen (z. B. durch Entfall der Notwendigkeit von gebündelten Stromherkunftsnachweisen, Verlängerung der Strompreiskompensation mit dauerhafter Nutzung der Fall-back-Stromeffizienzbenchmarks).\r\no\r\nKumulierungsmöglichkeiten für bestehende Förderungen entlang der Wert-schöpfungskette sind vorübergehend zu eröffnen, um eine bessere Schließung der Kostenlücken zu ermöglichen.\r\no\r\nÖffentliche Institutionen sollten durch Investitionen in spezialisierte private Ei-genkapitalfonds die Mobilisierung privaten Kapitals, insbesondere von Ver-sicherern und institutionellen Investoren, fördern. Diese Fonds sollten gezielt den Mittelstand und wachsende Unternehmen unterstützen, die für die Weiter-entwicklung der Wasserstoff-Industrie und die Energiewende von zentraler Be-deutung sind.\r\n•\r\nDie ausreichende Bereitstellung von Fördermitteln vorausgesetzt, sollte die neue Bun-desregierung eine Unterstützung der Erreichung der Industriequote durch schrittweise Einführung unternehmensspezifischer Ziele in Verbindung mit festen Kompensati-onskosten bei Nicht-Einhaltung dieser Ziele im Rahmen eines Impact Assessments prü-fen. Das ist zu kombinieren mit der Möglichkeit zur bilanziellen Bereitstellung der grü-nen Eigenschaft über ein Book & Claim-System für solche Unternehmen, die kurz-fristig beispielsweise aufgrund eines nicht vorhandenen Anschlusses an das Kernnetz noch keinen erneuerbaren oder kohlenstoffarmen Wasserstoff beziehen können.. Dabei sollte sich die neue Bundesregierung an dem niederländischen Konzept der handelba-ren Wasserstoffeinheiten für die Industrie (hernieuwbare waterstofeenheid industrie; HWI) orientieren und dabei die Verbindung zur RFNBO-Definition hergestellt werden .\r\n•\r\nLeitmärkte für grüne und CO2-arme Industrieprodukte können eine sichere Nachfrage nach Wasserstoff und speziell grünem Stahl schaffen. Hier muss die öffentliche Be-schaffung mit gutem Beispiel vorangehen, indem beispielsweise Vorgaben an den CO2-Footprint von öffentlich beschafften Gütern gemacht werden. Die neue Bundesregie-rung sollte die Bemühungen der EU-Kommission im Rahmen des Clean Industrial Deal unterstützen und europäische Vorgaben umsetzen.\r\n•\r\nAufschub der EU-Vorgaben für erneuerbare Kraft- und Brennstoffe in Bezug auf Zusätzlichkeit, geografischer und zeitlicher Korrelation. Die Vorgaben verteuern die Produktion von RFNBO maßgeblich. Die neue Bundesregierung muss für diesen Auf-schub Partner unter den EU-Mitgliedstaaten gewinnen. Es braucht jetzt keine zusätzli-chen Studien, sondern eine schnelle Umsetzung, die keine lang anhaltenden Unsicher-heiten erzeugt.\r\n•\r\nDie neue Bundesregierung sollte sich dafür einsetzen, die Industriequote so auszuge-stalten, dass sie mit anderen, die Industrie betreffenden Vorgaben kohärent ist (EU-ETS, CBAM). Dazu sollte CBAM einerseits, wie im Clean Industrial Deal angekündigt, entbürokratisiert; und andererseits auf weitere grüne Industrieprodukte ausgeweitet werden, um den Einsatz grüner und CO2-armer Produkte in Europa gegenüber fossiler Wertschöpfungsketten aus dem Nicht-EU-Ausland zu stärken.\r\nEs ist keine Zeit zu verlieren, denn die nationale Umsetzung der RED III hat gemäß Vorgabe der Europäischen Union bis Ende Mai 2025 zu erfolgen. Sie ist dringend notwendig, um endlich einen wirksamen Nachfrageschub nach grünem Wasserstoff und Derivaten zu schaffen und damit die wesentliche Hürde des Wasserstoffhochlaufs aus dem Weg zu räumen. Nur so kön-nen Skaleneffekte auch zu einer Kostenreduktion führen.\r\nDer DWV steht für den Austausch mit der Bundesregierung zur Umsetzung der Was-serstoffziele in der Industrie und selbstverständlich allen weiteren Sektoren, in de-nen Wasserstoff zur Anwendung kommen soll, jederzeit zur Verfügung."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-03-12"},{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-03-14"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015424","regulatoryProjectTitle":"Aufnahme von Komponenten der Wasserstoffwirtschaft in den Net Zero Industry Act","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b4/de/499989/Stellungnahme-Gutachten-SG2503270040.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme zur Definition von Komponenten von Netto-Null-Technologien im Rahmen des Net-Zero Industry Act (NZIA)\r\nDer DWV bedankt sich für die Möglichkeit der Stellungnahme zu der von der EU Kommission vorgestellten Konkretisierungen in Zusammenhang mit dem NZIA.\r\nIm Rahmen des Clean Industrial Deals wird es weitergehende Konkretisierungen zu nicht-preislichen Kriterien in öffentlichen Ausschreibungen geben. Die EU-Kommission plant im vierten Quartal 2025 den Industrial Decarbonisation Accelerator Act. Darin sollen zur Beschleunigung der industriellen Dekarbonisierung Resilienz- und Nachhaltigkeitskriterien eingeführt werden. Zum Clean Industrial Deal werden wir eine gesonderte Stellungnahme verfassen.\r\nDie Kriterien (u.a. Resilienz, Zirkularität, Sicherheit) sollen die Nachfrage nach in der EU hergestellten nachhaltigen Produkten stärken und dabei auf den Erfahrungen mit dem Net- Zero Industry Act für saubere Technologien aufbauen. Hierzu hat der DWV bereits Ende 2024 in einem Positionspapier zu Resilienzkriterien in öffentlichen Ausschreibungen Stellung bezogen.\r\nIm Zusammenhang mit dem delegierten Rechtsakt über hauptsächlich verwendete Bauteile im Rahmen des NZIA (Delegated act on main components used under the NZIA) möchten wir die Annex-Liste der Endprodukte und spezifischen Komponenten, die als Hauptverwendung für die Produktion von Netto-Null-Technologien erweitern.\r\nNet-Zero Technologies Sub-Category of Net-Zero Technologies Primarily Used Components\r\nHydrogen Technologies\r\nElectrolysers\r\n−\r\nStack\r\n−\r\nMembrane/diaphragm\r\n−\r\nBipolar plates\r\n−\r\nCatalysed electrodes\r\n−\r\nMEA (Membrane electrode assembly)\r\n−\r\nCurrent collector/elastic element\r\n−\r\nFrames (metallic or plastic made)\r\nBalance of the plant\r\n−\r\nElectricity rectifier\r\n−\r\nElectricity transformer\r\n−\r\nPrinted Circuit Board\r\nFuel cells power electronics\r\n−\r\nConverter\r\n−\r\nInverter\r\n−\r\nSwitches\r\n−\r\nPower Semiconductors Chips (based on Si, SiC, GaN)\r\nOther Hydrogen Technologies\r\n−\r\nUltra high-speed gear units for compression\r\n−\r\nHydraulic pump and cylinder for high pressure, cryo and high speed charging\r\n−\r\nCryogenic pump\r\n−\r\nHydrogen storage system\r\n−\r\nPiping, fitting, manifolds\r\n−\r\nOn-tank valves\r\n−\r\nEnd plugs\r\n−\r\nThermal pressure relief device\r\n−\r\nPressure regulators\r\n−\r\nSensors\r\n−\r\nFuelling receptacle\r\n−\r\nSupply cryogenic valve\r\n−\r\nHydrogen purifiers\r\n−\r\nWater purifiers\r\n−\r\nRectifiers (Grid stability)\r\n−\r\nCatalysts for LOHC (De-) Hydrogenation\r\n−\r\nLOHC carrier material\r\n−\r\nReactors to store or release hydrogen from LOHC\r\n−\r\nLiquefier\r\n−\r\nPurifier\r\n−\r\nAmmonia Cracker\r\n−\r\nLiquid Hydrogen Transport Container and small boxes\r\n−\r\nWaste to hydrogen plants\r\nHydrogen combustion including hydrogen fuel injection\r\n−\r\nH2 fuel injecter port fuel injection\r\n−\r\nH2 fuel injecter direct injection\r\n−\r\nH2 fuel rail\r\n−\r\nH2 injection control unit\r\n−\r\nH2 engine spark plug\r\n−\r\nH2 engine ignition coil\r\n−\r\nH2 engine throttle valve actuator\r\n−\r\nH2 ambient sensor\r\n−\r\nH2 mid/high-pressure sensor\r\n−\r\nH2 temperature sensor\r\n−\r\nH2 tank valve\r\n−\r\nH2 tank plug\r\n−\r\nH2 tank manifold\r\n−\r\nH2 storage control unit\r\n−\r\nSCR dosing module\r\n−\r\nSCR supply module\r\n−\r\nSCDR dosing control unit\r\n−\r\nSynchronous motors (HS code 8501)\r\nBerlin, 20. Februar 2025\r\nKontakt: Friederike Lassen Vorständin des DWV politik@dwv-info.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-02-20"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015425","regulatoryProjectTitle":"Einführung eines Absicherungsinstruments für Wasserstoff-Zwischenhändler ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/cf/eb/499991/Stellungnahme-Gutachten-SG2503270041.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"einige Mitglieder des DWV diskutieren gegenwärtig über anhängigen Vorschlag zum Einsatz eines Sondervermögen Energieinfrastruktur Garantieinstrumente für Zwischenhändler von Wasserstoff („Midstreamer“) zur Absicherung des Aufbaus einer diversifizierten und nachhaltigen Infrastruktur von Wasserstoff aus europäischen Nachbarstaaten per Pipeline. Mich würde auch deine Einschätzung dazu interessieren.\r\nGegenwärtig befinden wir uns im DWV noch in einer sehr frühen Phase der Diskussion, die ich dir vertraulich umreißen möchte. \r\nGrundsätzlich teilen wir die Einschätzung, dass die Einführung eines Midstreamers im Markthochlauf die Investitionssicherheit verbessern und durch die Bündelung von Nachfrage sowie die Absicherung von Preisrisiken zur Marktstabilisierung beitragen kann. Eine koordinierte Infrastrukturentwicklung ist essenziell für den Aufbau eines resilienten und wettbewerbsfähigen Wasserstoffmarktes in Deutschland und Europa. \r\n\r\nPositiv an dem Midstreamer Vorschlag sehen wir vor allem folgende Punkte:\r\n•\tInvestitionssicherheit und Risikominimierung: Die vorgesehene Absicherung der Preis- und Mengenrisiken durch ein CfD- und Garantieinstrument kann die Finanzierungsbedingungen für Pipeline- und Speicherinfrastruktur erheblich verbessern.\r\n•\tMarktentwicklung und Koordinierung: Midstreamer könnten als Bindeglied zwischen Produzenten und Abnehmern fungieren, was insbesondere für kleinere Marktteilnehmer den Zugang erleichtert.\r\n•\tEuropäische Kooperation und Diversifikation: Die angestrebte Integration mit europäischen Partnerländern ist sinnvoll, um eine nachhaltige und politisch unabhängige Wasserstoffversorgung sicherzustellen.\r\n\r\nWeiteren Klärungs- und diskussionsbedarf bedarf sehen wir hier:\r\n•\tDefinition und Rolle des Midstreamers: In der weiteren Ausarbeitung ist eine klare Definition notwendig, ob sich Midstreamer rein auf Handel und Infrastrukturmanagement konzentrieren oder ob auch Produzenten integriert werden könnten. Im unserer kleinen Feedbackrunde wünschte man sich hier eine offenere Definition für Unternehmen, die mehrere Schritte der Wertschöpfungskette abbilden möchten.\r\n•\tFinanzierung und Priorisierung: Wir schätzen die Effekte eines Midstreamer-Segments bisher als so positiv für den Markthochlauf ein, dass der Mitteleinsatz gerechtfertigt wäre. Hierzu sollte in einem späteren Vorschlag in jedem Fall Stellung bezogen werden. Einigkeit besteht darin, das dass Instrument zusätzlich und in wirkungsvoller Kombination mit bereits entwickelten Mechanismen (THG-Quote, Nachfragemechanismen, Bürgschaften etc.) weiterentwickelt werden muss.\r\n•\tVerhältnis zu bestehenden und geplanten Instrumenten: Die genaue Synchronisation einer Midstreamer-Förderung und weiteren Maßnahmen wie z.B. der Einführung einer Grüngasquote muss genau geprüft werden. So wurde von Teilen der Mitglieder angemerkt, dass eine verbindliche Abnahmequote von grünem Wasserstoff, die Notwendigkeit eines Midstreamers in Frage stellt. Bei der genauen Ausarbeitung sollte die Förderung von Midstreamern daher passgenau in schon geplante Maßnahmen eingefügt werden. \r\n•\tMarktverzerrung und Diskriminierungsfreiheit: Die starke Bindung an spezifische Akteure aus der Erdgasbranche könnte Marktverzerrungen hervorrufen und sollte unter dem Gesichtspunkt der Wettbewerbsgleichheit weiter diskutiert werden.\r\n•\tEuropäische Perspektive: Es ist unklar, ob die vorgeschlagene nationale Lösung mit EU-weiten Ansätzen wie dem gemeinsamen H2-Ankauf kompatibel ist. Die europäische Ebene müsste in diesem Kontext mitgedacht werden.\r\n\r\nDer Vorschlag bietet interessante Ansätze zur Risikominderung und Marktentwicklung, die weiterverfolgt werden sollten. Gleichzeitig wird es im weiteren Prozess viele Detailfragen zur Definition der Midstreamer-Rolle, der Integration mit bestehenden Fördermechanismen und der europäischen Einbettung geben. \r\n\r\nNachdem bei uns im kleinen Kreise insgesamt Interesse an dem Vorschlag signalisiert wurde, würden wir im nächsten Schritt eine breite Mitgliederbeteiligung anstreben um hier eine Position zur Ausgestaltung des Instrumentes zu entwickeln. \r\n\r\nGerne halte ich dich dazu bei Interese im Loop.\r\n\r\nBeste Grüße\r\nFriederike\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":"2025-03-21"}]}]},"contracts":{"contractsPresent":false,"contractsCount":0,"contracts":[]},"codeOfConduct":{"ownCodeOfConduct":false}}