{"$schema":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/json-schemas/R2.22/Lobbyregister-Registereintrag-schema-R2.22.json","source":"Deutscher Bundestag, Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung","sourceUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de","sourceDate":"2026-05-25T16:54:49.462+02:00","jsonDocumentationUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/informationen-und-hilfe/open-data-1049716","registerNumber":"R002106","registerEntryDetails":{"registerEntryId":51823,"legislation":"GL2024","version":7,"detailsPageUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/suche/R002106/51823","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/f7/a6/522289/Lobbyregister-Registereintraege-Detailansicht-R002106-2025-05-21_15-09-27.pdf","validFromDate":"2025-05-21T15:09:27.000+02:00","validUntilDate":"2025-07-23T10:14:49.000+02:00","fiscalYearUpdate":{"updateMissing":false,"lastFiscalYearUpdate":"2025-02-20T16:09:22.000+01:00"}},"accountDetails":{"activeLobbyist":true,"activeDateRanges":[{"fromDate":"2024-08-15T13:16:20.000+02:00"}],"firstPublicationDate":"2022-02-28T13:59:10.000+01:00","lastUpdateDate":"2025-05-21T15:09:27.000+02:00","registerEntryVersions":[{"registerEntryId":51823,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002106/51823","version":7,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-05-21T15:09:27.000+02:00","validUntilDate":"2025-07-23T10:14:49.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":45128,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002106/45128","version":6,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-02-20T16:09:22.000+01:00","validUntilDate":"2025-05-21T15:09:27.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":42274,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002106/42274","version":5,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2024-08-15T13:16:20.000+02:00","validUntilDate":"2025-02-20T16:09:22.000+01:00","versionActiveLobbyist":true}],"accountHasCodexViolations":false},"lobbyistIdentity":{"identity":"ORGANIZATION","name":"Fachverband Biogas e.V.","legalFormType":{"code":"JURISTIC_PERSON","de":"Juristische Person","en":"Legal person"},"legalForm":{"code":"LF_EV","de":"Eingetragener Verein (e. 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Die Definition von Strom aus erneuerbaren Energieträgern muss Biomasse weiterhin einschließen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Stromsteuergesetz","shortTitle":"StromStG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromstg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_AF_FORESTRY","de":"Land- und Forstwirtschaft","en":"Agriculture and forestry"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009607","title":"Novelle der Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft (EEW) ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Mit der Novelle der Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft (EEW) werden der Bioenergie als einer der wichtigsten Bausteine bei der Implementierung Erneuerbarer Energien in der Industrie unnötige Beschränkungen auferlegt, welche es zu beseitigen gilt.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009608","title":"Privilegierung von Biomethan beim Gasnetzzugang erhalten","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Ende 2025 läuft die Gasnetzzugangsverordnung aus und die BNetzA muss Folgeregelungen festlegen, auch für die bisherige Privilegierung von Biomethan beim Gasnetzzugang.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009609","title":"Gülle-vergärende Anlagen vom Anwendungsbereich des Anhang 23 Biologische Behandlung von Abfällen AbwV ausnehmen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Anlagen, die Gülle als tierisches Nebenprodukt mit-/vergären, müssen vom Anwendungsbereich des novellierten Anhang 23 AbwV ausgenommen werden. Ansonsten würde dies eine Ungleichbehandlung zur Landwirtschaft darstellen und wäre ein weiteres Hemmnis für die politisch gewollte Güllevergärung, um Methanemissionenin der Landwirtschaft zu verringern. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über Anforderungen an das Einleiten von Abwasser in Gewässer","shortTitle":"AbwV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/abwv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009610","title":"Zur Identifikation Kritischer Infrastrukturen & wichtiger Einrichtungen bedarf es einer Klarstellung der Begriffsdef. in Anhang 8 der BSI-KritisV","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der NIS-2-Richtlinie und zur Regelung wesentlicher Grundzüge des Informationssicherheitsmanagements in der Bundesverwaltung (NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz)","printingNumber":"380/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0380-24.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-nis-2-richtlinie-und-zur-regelung/314976","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat","shortTitle":"BMI","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetzes","publicationDate":"2024-05-07","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat","shortTitle":"BMI","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmi.bund.de/SharedDocs/gesetzgebungsverfahren/DE/Downloads/referentenentwuerfe/CI1/NIS-2-RefE.pdf?__blob=publicationFile&v=5","draftBillProjectUrl":"https://www.bmi.bund.de/SharedDocs/gesetzgebungsverfahren/DE/nis2umsucg.html"}]}},{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der NIS-2-Richtlinie und zur Regelung wesentlicher Grundzüge des Informationssicherheitsmanagements in der Bundesverwaltung (NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz)","printingNumber":"20/13184","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/131/2013184.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-nis-2-richtlinie-und-zur-regelung/314976","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat","shortTitle":"BMI","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetzes","publicationDate":"2024-05-07","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat","shortTitle":"BMI","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmi.bund.de/SharedDocs/gesetzgebungsverfahren/DE/Downloads/referentenentwuerfe/CI1/NIS-2-RefE.pdf?__blob=publicationFile&v=5","draftBillProjectUrl":"https://www.bmi.bund.de/SharedDocs/gesetzgebungsverfahren/DE/nis2umsucg.html"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Die zunehmenden Bedrohungen der IT-Sicherheit von wichtigen und besonders wichtigen Einrichtungen in der EU erfordern einheitliche Sicherheitsanforderungen. Die Vorgaben der NIS2-Richtlinie sollen in den EU-Mitgliedstaaten umgesetzt werden. Dies erfordert Anpassungen in verschiedenen nationalen Gesetzen und Verordnungen. Um Wettbewerbsverzerrungen zur vermeiden darf die Umsetzung auf nationaler Ebene nicht über die Anforderungen der EU hinausgehen. Weiter besteht nacht wir vor Handlungsbedarf bei der Klarstellung der Begriffsdefinitionen für die Schwellenwerte Kritischer Infrastrukturen im Bereich der Sieldlungsabfallentsorgung in Anhang 8 der BSI-KRITISV.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik","shortTitle":"BSIG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bsig_2009"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_SCIENCE_RESEARCH_TECHNOLOGY","de":"Wissenschaft, Forschung und Technologie","en":"Science, research and technology"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009611","title":"Keine Ausnahme getrennte Sammlung verpackte und unverpackte Bioabfälle, Konkretisierung Sammelhilfen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Erste Verordnung zur Änderung der Gewerbeabfallverordnung (20. WP)","publicationDate":"2024-04-30","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/Gesetze/gewabfv_novelle_bf.pdf","draftBillProjectUrl":"https://www.bmuv.de/gesetz/referentenentwurf-erste-verordnung-zur-aenderung-der-gewerbeabfallverordnung"}]},"description":"Umsetzung und Dokumentation der getrennten Erfassung von Gewerbeabfällen und Bau- und Abbruchabfällen. Gewebliche Bioabfälle müssen beim Erzeuger verpflichtend nach verpackten und unverpackten Lebensmittelabfällen erfasst und gesammelt werden. Es können aus wirtschaftlichen und technischen Gründen Ausnahmen erfolgen.  Die getrennte Sammlung dient als Vorbereitung einer vorrangigen Wiederverwendung oder Recycling. Hierzu sind mögliche Sammelhilfen zu konkretisieren. Plastiktüten als Sammelhilfe für gewerbliche Bioabfälle gilt es zu verbieten.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über die Bewirtschaftung von gewerblichen Siedlungsabfällen und von bestimmten Bau- und Abbruchabfällen","shortTitle":"GewAbfV 2017","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gewabfv_2017"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009612","title":"Stärkung Verursacherprinzips, Vereinfachung Datenerhebung und Bilanzierung zu Nährstoffen","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Zweiten Gesetzes zur Änderung des Düngegesetzes","printingNumber":"20/8658","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/086/2008658.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/zweites-gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-d%C3%BCngegesetzes/302749","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Ernährung und Landwirtschaft","shortTitle":"BMEL","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmel.de/DE/Home/home_node.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Umsetzung Durchführungsvorschriften der EU-Düngeprodukteverordnung in nationales Recht. Hierzu sind Vorgaben zur Akkreditierung von notifizierenden Stellen sowie deren Unabhängigkeit zur Aufrechterhaltung der Qualitätsanforderungen auf nationaler und EU-Ebene abzuwägen. Bei der Einrichtung eines Wirkungsmonitorings zur Düngeverordnung als eigene Rechtsverordnung gilt es die freiwillige Gütesicherung zu berücksichtigen, sowie bei der Ausgestaltung der zukünftigen Bilanzierung und Konkretisierung der Datenerhebung das Verursacherprinzip zu berücksichtigen. Diese Erleichterungen zur Dokumentation und Meldepflichten können auch zum Bürokratieabbau beitragen. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Düngegesetz","shortTitle":"DüngG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/d_ngg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009613","title":"TA Lärm: \"Dörfliches Wohngebiet\" dem \"Dorfgebiet\" gleichstellen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"\"\"\"Dörfliches Wohngebiet\"\" (§ 5a BauNVO) und \"\"Dorfgebiet\"\"  (§ 5 BauNVO) weisen im Wesentlichenidentische Nutzungsmischungenauf: Wohnen, Landwirtschaft und Gewerbe. \r\nDurch die vorgesehenen niedrigeeren Immissionsgrenzwerte für das \"\"dörfliche Wohngebiet\"\" wären angrenzende bestehende landwirtschaftsliche Betriebe und Biogasanalgen massiv in ihren Entwicklungsmöglichketen eingeschränkt. \"","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über die bauliche Nutzung der Grundstücke","shortTitle":"BauNVO","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/baunvo"},{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009614","title":"Einbeziehung in zukünfitge Regelungsvorhaben im Bereich der BSI-KritisV. ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der Sektor Siedlungsabfallentsorgung inkl. Kompostierungs- und Vergärungsanlagen wurde in die BSI-KritisV mit aufgenommen. Hierzu wurde der Fachverband Biogas als größter Interessensvertreter der Biogasbranche nicht befragt oder informiert. Die verwendeten Begriffsdefinitionen in Anhang 8 der BSIKritisV führen zu Verwirrung und entsprechen in Ihrer Auslegung nicht der Regelungsintention der BSI-KritisV. Dementsprechend muss die Berechnung des Schwellenwertes in Anhang 8 Teil 3 Nr. 2.3 Anlagen zur biologischen Behandlung von Siedlungsabfällen an die Begriffsdefinition angepasst werden oder die Begriffsdefinitionen selbst müssen angepasst werden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung zur Bestimmung kritischer Anlagen nach dem BSI-Gesetz","shortTitle":"BSI-KritisV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bsi-kritisv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009615","title":"Die Einführung eines neuen Fachgebietes 10.2 Prozessleittechnik. Cyber-Security (IT/OT) für Sachverständige gemäß § 29 BImSchG wird abgelehnt.","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"In der 41. BImSchV werden derzeit 18 Fachgebiete festgelegt, für welche Sachverständige bekanntgegeben werden können. Ein Fachbereich für das Thema Cybersicherheit bestand bisher nicht, weshalb im Bereich des BImSchG derzeit keine Sachverständigen zur Cybersicherheit staatlich zugelassen werden können. Da die Belange der Cybersicherheit bereits über die neue TRBS 1115-1 in Prüfungen gemäßt der BetrSichV mit geprüft werden  und aufgrund des Mangels an Sachverständigen wird die Aufnahme eines neues Fachgebietes  10.2 Prozessleittechnik – Cyber-Security (IT/OT) weiterhin nicht als erforderlich betrachtet.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Einundvierzigste Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes","shortTitle":"BImSchV 41","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschv_41"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_SCIENCE_RESEARCH_TECHNOLOGY","de":"Wissenschaft, Forschung und Technologie","en":"Science, research and technology"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014768","title":"Vorschläge zur Ergänzung des Gesetzesentwurfs zur Umsetzung der NIS-2 Richtlinie & Regelung wesentlicher Grundzüge im Informationssicherheitsmanagment","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der Fachverband Biogas e.V. begrüßt die Anpassung der Cybersicherheitsvorgaben durch das BMI und BSI, fordert jedoch keine strengeren Anforderungen als die der NIS2-Richtlinie. Der bürokratische Aufwand belastet die Branche bereits stark. Unklarheiten bestehen bei der Zuordnung von Biogasanlagen zu „besonders wichtigen Einrichtungen“ (§ 28 BSIG) und den Schwellenwerten der BSI-KritisV. Biogasanlagen, die überwiegend landwirtschaftliche Abfälle nutzen, sollten nicht als „kritische Anlagen“ gelten. Zudem lehnt der Verband eine verpflichtende Cybersicherheitszertifizierung ab, da die Kosten erheblich wären und geeignete Prüfverfahren fehlen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik","shortTitle":"BSIG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bsig_2009"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_SCIENCE_RESEARCH_TECHNOLOGY","de":"Wissenschaft, Forschung und Technologie","en":"Science, research and technology"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014769","title":"Anpassungen bei NEP Strom & Gas dringend erforderlich.","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Gebäudeenergiegesetzes, zur Änderung der Heizkostenverordnung und zur Änderung der Kehr- und Überprüfungsordnung","printingNumber":"20/6875","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/068/2006875.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-geb%C3%A4udeenergiegesetzes-zur-%C3%A4nderung-des-b%C3%BCrgerlichen-gesetzbuches/298723","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"},{"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":"Für die Stromproduktion aus Biomasse wird im Entwurf davon ausgegangen, dass die erzeugte Strommenge 2045 von aktuell ca 46 TWh (netto) auf 9 TWh abnehmen wird. Diese extreme Annahme ist aus einer Reihe von Gründen nicht nachvollziehbar. Genauso wenig nachvollziehbar ist, dass kein NEP für erneuerbares Methan eine relevante Rolle in der geplanten Gasversorgung spielt. Die Ergänzung der NEP um dezentrale Biogasanlagen, welche bereits eine wesentliche Rolle in regionalen Stoff- & Wertschöpfungsketten besitzen ist unerlässlich und ergänzt sich mit der Stromerzeugung aus Biomasse sowie der stofflichen Nutzung von biogenem CO2. Bundesrat und BMWK haben sich bereits zur Nutzung von Bioenergie als Flexibilitätsoption im Stromsektor bekannt. Wir fordern ein entsprechendes Bekenntnis der BuReg.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"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_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014770","title":"Bioenergiepotentiale in Nationaler Kreislaufwirtschaftsstrategie stärker berücksichtigen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Mit dem Enwurf einer Nationalen Kreislaufstrategie legt das BMUV einen begrüßenswerten Schritt hin zu mehr Nachaltigkeit in den Wertschöpfungsketten zurück. Die Bioenergieverbände kritisieren jedoch die veralteten Definitionen diverser Begriffe. Bspw. ist der energetische Verbrauch von Biomasse nichts, dass das verwendete CO2 aus seinem Kreislauf entlässt. Zudem können einige Indikatoren, wie kritische Rohstoffe auf nationaler Ebene konkreter gefasst werden (siehe Phosphor). Der technologische Stand der Biogasanlagen und deren Abscheidepotentiale hinsichtlich CO2 sollten ebenfalls mehr berücksichtigt werden. Im Bereich zur Kreislaufwirtschaft bei Fahrzeugen, Betterien und Mobilität wird lediglich von Elektromobilität gesprochen, während erneuerbare Treibstoffe nicht berücksichtigt werden.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_AF_FORESTRY","de":"Land- und Forstwirtschaft","en":"Agriculture and forestry"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014771","title":"Bau von Wärmespeichern an Bioenergieanlagen anreizen","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"printingNumber":"435/24","issuer":"BR","leadingMinistries":[]}],"draftBillPresent":false,"description":"Erstens: Flexible Biogas-Blockheizkraftwerke (BHKW) sind sowohl ein ideales Back-Up zum Ausgleich der schwankenden Stromerzeugung von Wind- und Solaranlagen als auch eine wichtige erneuerbare Wärmequelle im ländlichen Raum. Damit Biogas-BHKW flexibel Strom erzeugen können, müssen Behälterwärmespeicher am BHKW-Standort errichtet werden, um Strom- und Wärmeerzeugung zeitlich zu entkoppeln. An sogenannten Satelliten-BHKW im Außenbereich, die vom Standort der Biogaserzeugung abgesetzt und an eine Wärmesenke im Außenbereich versetzt wurden, können jedoch keine Wärmespeicher errichtet werden, da in § 35 Baugesetzbuch (BauGB) kein entsprechender Privilegierungstatbestand für Wärmespeicher existiert.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014772","title":"Anschluss Gasnetzzugang von Biogasanlagen erleichtern","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Politik hat sich klar zur Nutzung von Biomethan als essenzieller Bestandteil des zukünftigen Energiesystems bekannt. Die Umstellung von Erdgas auf Biomethan bietet gegenüber Wasserstoff mehrere energie- und klimapolitische Vorteile, die sich in den Festlegungen der Bundesnetzagentur widerspiegeln sollten. Es wird kritisiert, dass das derzeitige Verfahren lediglich die Bedingungen für den Gasnetzzugang von Biomethananlagen regelt, während die Regelungen zum Gasnetzanschluss Ende 2025 auslaufen. Diese sind jedoch entscheidend für die Förderung der Biomethaneinspeisung. Das Konsultationsverfahren sollte daher erweitert werden, um die Regelungen über 2026 hinaus zu verlängern.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Gasversorgungsnetzen","shortTitle":"GasNEV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gasnev"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014773","title":"Sonderregelungen für Biogas im BauGB praxistauglich ausgestalten","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung","printingNumber":"436/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0436-24.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":"Die Sonderregelungen des Wärmeplanungsgesetzes im Baugesetzbuch (§ 246d BauGB) sollen den Einsatz von Reststoffen, den Zusammenschluss kleinerer Biogasanlagen und die Nutzung von Satelliten-BHKW erleichtern. Allerdings sind die aktuellen Bestimmungen nicht ausreichend, um diese Ziele zu erreichen. Die Biogasbranche fordert daher Korrekturen, wie die Streichung des pauschalen Änderungsverbots und eine Änderung der Anforderungen für Satelliten-BHKW, um mehr Flexibilität zu ermöglichen. Weitere Vorschläge betreffen die Privilegierung von Wärmespeichern an Satelliten-BHKW und die Erweiterung der Biomethan-Zusammenschlüsse, um das energie- und klimapolitische Potenzial vollständig auszuschöpfen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014774","title":"Bürokratie eingrenzen in AVBFernwärme ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Entwurf einer Verordnung zur Änderung der Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme und zur Aufhebung der Verordnung über die Verbrauchserfassung und Abrechnung bei der Versorgung mit Fernwärme oder Fernkälte (20. WP)","publicationDate":"2024-08-07","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/20240807-avbfernwaermev.pdf?__blob=publicationFile&v=4","draftBillProjectUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/240807-entwurf-avbfernwaermev.html"}]},"description":"Die Bioenergieverbände des Hauptstadtbüros Bioenergie (HBB) unterstützen die Novellierung der AVBFernwärmeV zur Förderung erneuerbarer Wärme. Sie fordern besondere Entlastungen für Kleinstnetze (§3 Abs. 5 und 6) mit bis zu 300 Hausanschlüssen oder einer Wärmeabnahme von 6 MWh je Meter Fernwärmetrasse, um Bürgerenergieprojekte zu fördern. Zudem sollten Veröffentlichungspflichten (§1a) auf sinnvolle Angaben wie Netzverluste beschränkt und eigene Preisindizes für erneuerbare Energieträger wie Altholz oder Silomais geschaffen werden. Weitere Klarstellungen, etwa zur Ausgleichszahlung (§3 Abs. 5), sind notwendig.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme","shortTitle":"AVBFernwärmeV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/avbfernw_rmev"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"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_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014775","title":"Strommarktdesign der Zukunft muss auch steuerbare Erneuerbare Energien integrieren","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die vom BMWK im Optionenpapier zum Strommarktdesign der Zukunft vorgeschlagenen Optionen sind nicht geeigent die spezifischen Vorteile und Qualitäten der Bioenergie angemessen zu berücksichtigen. Es sind auf absehbare Zeit höhere variable Kosten als die am Strommarkt in der Regel preissetzenden Erdgaskraftwerke absehbar. Mögliche Einnahmen aus einem Kapazitätsmarkt ändern nur wenig daran, das ausschließlich die Bereitstellung regelbarer Leistung entlohnt wird. Bei der Bioenergieanlagen ist eine zusätzliche Deckung der variablen Kosten notwendig, die über die reinen Strommarkterlöse und gegebenenfalls zusätzlichen Kapazitätszahlungen hinausgeht.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014776","title":"Novelle der 38. BImSchV muss THG Quotenmarkt stabilisieren","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Bericht der Bundesregierung gemäß § 37g Satz 2 des Bundes-Immissionsschutzgesetztes zur Evaluierung der Treibhausgasminderungs-Quote","printingNumber":"20/12735","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/127/2012735.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/bericht-der-bundesregierung-gem%C3%A4%C3%9F-37g-satz-2-des-bundes-immissionsschutzgesetztes/315264","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz","shortTitle":"BMUV","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmuv.de/"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Die Änderung der 38. BImSchV behandelt grundsätzlich nicht die eigentlichen Ursachen des Problems einer schwachen THG-Quote. . Vorrausetzung für eine langfristige Wirksamkeit dieser ist ein unverzügliches Ende der Anrechnung zweifelhafter Biodieselimporte sowie der Rückabwicklung nicht existierende UER-Vermeidung. Unser Vorschlag ist daher kurzfristig, mittels eines Zulassungsverfahrens für Produzenten fortschrittlicher Biokraftstoffe, ein Instrument zu entwickeln, um Betrügereien am Klimaschutz ein für alle Mal zu verhindern. Zeitgleich muss selbstverständlich einen Ausgleichsmechanismus geschaffen werden, mit dem der nicht erfolgte Klimaschutz aus gefälschten UER-Projekten nachgeholt wird.","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_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_POLICY","de":"Verkehrspolitik","en":"Transport policy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014777","title":"Biomassepaket muss Anlagenbestand ohne Kollateralschäden flexibilisieren","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zur Flexibilisierung von Biogasanlagen und Sicherung der Anschlussförderung","printingNumber":"20/14246","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/142/2014246.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-erneuerbare-energien-gesetzes-zur-flexibilisierung-von/318831","leadingMinistries":[]}],"draftBillPresent":false,"description":"Das Biomassepaket zielt auf die Flexibilisierung von Biogasanlagen für die bedarfsgerechte Bereitstellung von Strom und Wärme als Ausgleich flukturierender EE ab. Die im Gesetzesentwurf vorgeschlagenen Gesetzesänderungen am EEG sind jedoch praxisfern ausgestaltet und gefährden einen Großteil der Biogasbestandsanlagen, welche wir auf dem Weg zur Treibhausgasneutralität in 2045 nicht verlieren dürfen. Vor allem braucht es eine Übergangsregelung zur Erfüllung der wichtigen Flexibilitätsanforderungen, ein größeres Ausschriebungsvolumen sowie einen höheren Flexzuschlag.  ","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":"RV0014778","title":"Bioenergiepotentiale in Nationaler Kreislaufwirtschaftsstrategie stärker berücksichtigen","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Nationale Kreislaufwirtschaftsstrategie","printingNumber":"619/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0619-24.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/nationale-kreislaufwirtschaftsstrategie/318540","leadingMinistries":[]}],"draftBillPresent":false,"description":"Mit dem Enwurf einer Nationalen Kreislaufstrategie legt das BMUV einen begrüßenswerten Schritt hin zu mehr Nachaltigkeit in den Wertschöpfungsketten zurück. Die Bioenergieverbände kritisieren jedoch die veralteten Definitionen diverser Begriffe. Bspw. ist der energetische Verbrauch von Biomasse nichts, dass das verwendete CO2 aus seinem Kreislauf entlässt. Zudem können einige Indikatoren, wie kritische Rohstoffe auf nationaler Ebene konkreter gefasst werden (siehe Phosphor). Der technologische Stand der Biogasanlagen und deren Abscheidepotentiale hinsichtlich CO2 sollten ebenfalls mehr berücksichtigt werden. Im Bereich zur Kreislaufwirtschaft bei Fahrzeugen, Betterien und Mobilität wird lediglich von Elektromobilität gesprochen, während erneuerbare Treibstoffe nicht berücksichtigt werden.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_AF_FORESTRY","de":"Land- und Forstwirtschaft","en":"Agriculture and forestry"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014779","title":"GeoWG muss auch den Bau von Wärmespeichern an Bioenergieanlagen anreizen","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung der Genehmigungsverfahren von Geothermieanlagen, Wärmepumpen und Wärmespeichern sowie zur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den klimaneutralen Ausbau der Wärmeversorgung","printingNumber":"20/13092","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/130/2013092.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-beschleunigung-der-genehmigungsverfahren-von-geothermieanlagen-w%C3%A4rmepumpen-und-w%C3%A4rmespeichern/315288","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":"Damit Biogas-BHKW flexibel Strom erzeugen können, müssen Behälterwärmespeicher am BHKW-Standort errichtet werden, um Strom- und Wärmeerzeugung zeitlich zu entkoppeln. An sogenannten Satelliten-BHKW im Außenbereich, die vom Standort der Biogaserzeugung abgesetzt und an eine Wärmesenke im Außenbereich versetzt wurden, können jedoch keine Wärmespeicher errichtet werden, da in § 35 Baugesetzbuch (BauGB) kein entsprechender Privilegierungstatbestand für Wärmespeicher existiert.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014780","title":"Anschluss Gasnetzzugang von Biogasanlagen erleichtern","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Politik hat sich klar zur Nutzung von Biomethan als essenzieller Bestandteil des zukünftigen Energiesystems bekannt. Die Umstellung von Erdgas auf Biomethan bietet gegenüber Wasserstoff mehrere energie- und klimapolitische Vorteile, die sich in den Festlegungen der Bundesnetzagentur widerspiegeln sollten. Es wird kritisiert, dass das derzeitige Verfahren lediglich die Bedingungen für den Gasnetzzugang von Biomethananlagen regelt, während die Regelungen zum Gasnetzanschluss Ende 2025 auslaufen. Diese sind jedoch entscheidend für die Förderung der Biomethaneinspeisung. Das Konsultationsverfahren sollte daher erweitert werden, um die Regelungen über 2026 hinaus zu verlängern.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über den Zugang zu Gasversorgungsnetzen","shortTitle":"GasNZV 2010","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gasnzv_2010"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014781","title":"Vorschläge zur Ergänzung des Referentenentwurfs des BMWK zum TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Anpassung des Treibhausgas-Emissionshandelsgesetzes an die Änderung der Richtlinie 2003/87/EG (TEHG-Europarechtsanpassungsgestz 2024)","printingNumber":"20/13585","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/135/2013585.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-anpassung-des-treibhausgas-emissionshandelsgesetzes-an-die-%C3%A4nderung-der/316398","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Biomasseanlagen mit weniger als 20 MW Feuerungswärmeleistung sollen ab 2027 vom nationalen Emissionshandel ausgenommen werden, was per Rechtsverordnung im BEHG verankert werden muss. Die Überwachungsanforderungen im TEHG sollten an das BEHG angepasst werden, da bis 2025 keine ausreichenden Kapazitäten vorhanden sind. Zudem sollte die Pflichtenfreistellung im TEHG auf einen Biomasseanteil von 90 % erhöht werden, um Abfallanlagen mit Altholz zu erfassen. Der Wegfall kostenloser Emissionsberechtigungen stellt einen Wettbewerbsnachteil dar, weshalb § 26 Absatz 2 des TEHG gestrichen werden sollte. Carbon-Leakage-Schutzmaßnahmen sollten rasch von der EU-Kommission zugelassen werden, und die Anwendung der nationalen BECV-Kompensationsquoten beibehalten werden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über den Handel mit Berechtigungen zur Emission von Treibhausgasen","shortTitle":"TEHG 2011","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/tehg_2011"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014782","title":"Sonderregelungen für Biogas im BauGB praxistauglich ausgestalten","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":"Im Entwurf des G. zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung und somit einer Novelle des Baugesetzbuches (BauGB9 sollen die Sonderregelungen des Wärmeplanungsgesetzes im Baugesetzbuch (§ 246d BauGB) angepasst werden. insbesondere muss der Einsatz von Reststoffen, der Zusammenschluss kleinerer Biogasanlagen und die Nutzung von Satelliten-BHKW erleichtert werden. Die aktuellen Bestimmungen sind nicht ausreichend, Die Biogasbranche fordert daher Korrekturen, wie die Streichung des pauschalen Änderungsverbots und eine Änderung der Anforderungen für Satelliten-BHKW. Weitere Vorschläge betreffen die Privilegierung von Wärmespeichern an Satelliten-BHKW und die Erweiterung der Biomethan-Zusammenschlüsse, um das energie- und klimapolitische Potenzial vollständig auszuschöpfen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014783","title":"Bioenergie in der nächsten Legislaturperiode stärken","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"An das Biomassepaket anknüpfen & das EEG noch 2025 verbessern\r\nDie Besonderheiten der Bioenergie im neuen Strommarktdesign berücksichtigen\r\nDie Biomethaneinspeisung erleichtern\r\nEin Level-Playing-Field zwischen der Bioenergie und anderen Klimaschutztechnologien herstellen\r\nHemmnisse und Bürokratie für die Bioenergienutzung abbauen \r\nRED-III-Klimaschutzziele im Verkehrssektor ambitioniert in deutsches Recht umsetzen\r\nDie Klimaziele für den Bereich Land- und Forstwirtschaft realistisch ausgestalten \r\nDen Heimatmarkt für Bioenergietechnologien fördern;\r\nEin politisches Bekenntnis zur Bioenergie abgeben;\r\nDen Betrug bei Importen und ausländischen Projekten verhindern (THG-Quotenmarkt)","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_TRANSPORTATION_PUBLIC_TRANSPORT","de":"Personenverkehr","en":"Public transportation"},{"code":"FOI_SCIENCE_RESEARCH_TECHNOLOGY","de":"Wissenschaft, Forschung und Technologie","en":"Science, research and technology"},{"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_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_AF_FORESTRY","de":"Land- und Forstwirtschaft","en":"Agriculture and forestry"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SPECIES","de":"Artenschutz/Biodiversität","en":"Species protection/biodiversity"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_POLICY","de":"Verkehrspolitik","en":"Transport policy"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"}]}]},"statements":{"statementsPresent":true,"statementsCount":23,"statements":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0009592","regulatoryProjectTitle":"Berücksichtigung von Biomethan im Green Paper zur Transformation der Gas-/Wasserstoffverteilernetze","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/6e/64/324805/Stellungnahme-Gutachten-SG2406260069.pdf","pdfPageCount":16,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nZum Green Paper des Bundeswirtschaftsministeriums für die Transformation der Gas-/Wasserstoffverteilernetze vom 14.03.2024\r\nStand: 12.04.2024\r\nKontakt:\r\nFachverband Biogas e.V.\r\nAngerbrunnenstr. 12\r\n85356 Freising\r\nTelefon: 08161-984660\r\nTelefax: 08161-984670\r\nE-Mail: info@biogas.org\r\nInternet: www.biogas.org\r\nDer Fachverband Biogas e.V. hat sich seit seiner Gründung im Jahr 1992 zu Deutschlands und Europas\r\ngrößter und führender Interessensvertretung der Biogas-Branche entwickelt. Er vertritt Hersteller, Anlagenbauer, landwirtschaftliche wie auch industrielle Biogasanlagenbetreiber und Institutionen mit dem Ziel\r\nder Förderung des Umweltschutzes und der Sicherung einer nachhaltigen Energieversorgung. Satzungsgemäß verfolgt der Fachverband Biogas folgende Primärziele:\r\n• Förderung von technischen Entwicklungen im Biogasbereich,\r\n• Förderung, Auswertung und Vermittlung von wissenschaftlichen Erkenntnissen und praktischen\r\nErfahrungen aus dem Bereich der Biogastechnik zum Wohle der Allgemeinheit und der Umwelt,\r\n• Durchführung von Schulungen für Praxis und Beratung,\r\n• Herausgabe von Publikationen in Schrift, Bild und Ton,\r\n• Förderung des Erfahrungsaustausches durch Beteiligungen und Durchführung von Ausstellungen,\r\nTagungen und anderen Veranstaltungen,\r\n• Förderung des internationalen Erfahrungsaustausches durch Herstellung und Pflege von Kontakten im In- und Ausland,\r\n• Förderung eines Beratungsnetzes durch Mitglieder in den verschiedenen Regionen,\r\n• Erarbeitung von Qualitätsstandards für Planung und Errichtung von Biogasanlagen und Anlagenkomponenten.\r\n• Erarbeitung von Qualitätsstandards für Gärprodukte\r\n• Erarbeitung von Qualitätsstandards zum Betrieb von Biogasanlagen\r\nAuf europäischer Ebene wird der Fachverband Biogas von dem Europäischen Biogasverband (EBA) vertreten, der sich im Jahr 2009 gründete und nunmehr Mitglieder aus 25 EU-Mitgliedsstaaten umfasst.\r\n3\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze .......................................................................................................................... 4\r\n1. Vorbemerkung ..................................................................................................................................... 5\r\n2. Grundsätzliches: Der Bedarf an Gasverteilnetzen im zukünftigen Energiesystem wird stark\r\nunterschätzt. ............................................................................................................................................ 5\r\n3. Grundsätzliches: Die Vorteile und Potenziale einer Umstellung von Gasnetzen auf erneuerbares\r\nMethan werden stark unterschätzt. ......................................................................................................... 6\r\n3.1. Für die saisonale Energiespeicherung und die Befeuerung von Gaskraftwerken und flexiblen\r\nKWK-Anlagen eignet sich Methan besser als Wasserstoff.............................................................. 7\r\n3.2. Methannetze eignen sich für den Transport von Kohlenstoffmolekülen für die stoffliche\r\nNutzung, Wasserstoffnetze nicht. .................................................................................................... 7\r\n3.3. Bei der Biomethanproduktion fällt klimaneutrales CO2 als Koppelprodukt an, bei der Elektrolyse\r\nnicht.................................................................................................................................................. 8\r\n3.4. Für den Seetransport eignen sich Kohlenwasserstoffe wie synthetisches Methan besser als\r\nreiner Wasserstoff. ........................................................................................................................... 9\r\n3.5. Die Mengenpotenziale von erneuerbarem Methan werden deutlich unterschätzt.................... 9\r\n3.6. Deutschlands Gasnetz ist in den internationalen Gastransit eingebunden, der auf absehbare\r\nZeit auf Methan basiert................................................................................................................... 10\r\n4. Zu den Konsultationsfragen im Einzelnen......................................................................................... 11\r\n4.1. Zu Frage 1: Verknüpfung des Aufbaus bzw. der Transformation von Wasserstoff-, Wärme- und\r\nErdgasverteilnetzen ........................................................................................................................... 11\r\n4.2. Zu Frage 2: Notwendige Regelungen eines neuen Ordnungsrahmens für die Transformation von\r\nGasverteilnetzen ................................................................................................................................ 12\r\n4.3. Zu Frage 3: Zukunft der Gasverteilnetze .................................................................................... 12\r\n4.4. Zu Frage 8: Mengen und Preise für Biomethan und synthetisches Methan .............................. 14\r\n4.4.1. Nationales Potenzial für die Einspeisung erneuerbaren Methans ins Gasnetz ................... 14\r\n4.4.2. Preise für Biomethan und strombasierten Wasserstoff........................................................ 14\r\n4.5. Zu Frage 9: Umsetzung von Artikel 56 und 57 der EU-Gasbinnenmarktrichtlinie (Pläne zur\r\nTransformation der Gasverteilnetze) ................................................................................................. 16\r\n4.6. Zu den Fragen 14, 19 und 21: Regelungen zur Stilllegung von Gasverteilnetzen ..................... 16\r\n4.7. Zu Frage 32: Umgang mit Gebäudeeigentümern, die Biomethan zur Erfüllung der GEG-Vorgaben\r\nnutzen ................................................................................................................................................ 16\r\n5. Ansprechpartner................................................................................................................................ 16\r\n4\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\n1. Der Bedarf an Gasverteilnetzen im zukünftigen Energiesystem wird stark unterschätzt.\r\nIn dem Green Paper wird nahezu an keiner Stelle zwischen den verschiedenen Druckstufen in den\r\nVerteilnetze unterschieden. Dies führt zu einem verzerrten Bild des Bedarfs der Gasnetzinfrastruktur.\r\n• Aufgrund der voranschreitenden Elektrifizierung der Gebäudewärme, dem Ausbau der Fernwärme sowie dem Kohleausstieg werden zukünftig mehr Gaskraftwerke und flexible KWK-Anlagen als Back-Up-Kapazitäten benötigt, um längere Phasen mit geringer Wind- und Solarstromerzeugung sowie Verbrauchsspitzen in Wärmenetzen zu überbrücken. Zu deren Versorgung\r\nwerden auch langfristig Hochdruck- und ggf. Mitteldruck-Verteilnetze mit teilweise neuen Verbrauchern benötigt, deren Anschlüsse ggü. heute höhere Leistung aufweisen müssen.\r\n• Zudem werden Hoch- und Mitteldruckverteilnetze für die Einspeisung und regionale Verteilung\r\nvon erneuerbarem Methan, z.B. für den Einsatz als BioCNG- und BioLNG-Kraftstoff, notwendig\r\nsein.\r\n2. Die Vorteile und Potenziale einer Umstellung von Gasnetzen auf erneuerbares Methan werden\r\nstark unterschätzt.\r\n• Für die saisonale Energiespeicherung und die Befeuerung von Gaskraftwerken und flexiblen\r\nKWK-Anlagen eignet sich Methan besser als Wasserstoff.\r\n• Einige Industriezweige benötigen unabhängig von der Art der Energieversorgung Kohlenstoffmoleküle als Grundstoff für Ihre Produktionsprozesse („stoffliche Nutzung“). Methannetze eignen sich für den Transport von Kohlenstoffmolekülen, Wasserstoffnetze nicht.\r\n• Bei der Biomethanproduktion fällt klimaneutrales CO2 als Koppelprodukt an, das zur Defossilisierung von Produktionsprozessen, für die Produktion von synthetischem Methan oder für Negativemissionen verwendet werden kann; bei der Elektrolyse nicht.\r\n• Für den Seetransport eignen sich Kohlenwasserstoffe wie synthetisches Methan besser als reiner Wasserstoff.\r\n• Die Mengenpotenziale von erneuerbarem Methan werden deutlich unterschätzt.\r\n• Deutschlands Gasnetz ist in den internationalen Gastransit eingebunden, der auf absehbare\r\nZeit auf Methan basiert.\r\n3. Inwiefern es für bestimmte Teile des Gasverteilnetzes möglich und sinnvoll ist, Erdgas durch erneuerbares Methan zu ersetzen, muss in Teilen vor Ort entschieden werden – im Rahmen der kommunalen Wärmeplanung – und in Teilen im Rahmen einer übergeordneten Netzplanung, die auf die\r\njeweiligen Wärmepläne aufbaut.\r\n4. Die Fortführung von Teilen der bestehenden Fernleitungsnetze für den Transport von erneuerbarem Methan ist in jedem Fall sinnvoll, um überregionale Bedarfe zu decken, Importe und Transite\r\nzu realisieren, sowie die Speicherkapazität des Methannetzes zu nutzen.\r\n5\r\n1. Vorbemerkung\r\nIn Deutschland stehen knapp 10.000 Biogasanlagen, die gut 90 TWh Biogas produzieren, von denen\r\naktuell ca. 11 TWh als Biomethan ins Gasnetz eingespeist werden.\r\nIn der aktuellen politischen Debatte wird der Bedarf und der Nutzen sowohl von erneuerbarem Methan,\r\naber auch von Gasverteilnetzen als erheblich geringer eingestuft und erheblich stärker vorverurteilt als\r\nderzeitig sachlich gerechtfertigt werden kann.\r\nBiogas und Biomethan werden in Art. 2 Nr. 1 der Erneuerbare Energien Richtlinie (RED) uneingeschränkt und gleichwertig neben anderen Energiequellen wie Wind oder Sonne als erneuerbare Energie\r\ndefiniert. Entsprechend sind Biogas, Biomethan, aber auch synthetisches Methan, gleichwertig als Optionen zum Erreichen der Klimaschutzziele in aktuellen europäischen und deutschen Regelungen vorgesehen, insbesondere im Erneuerbare-Energien-Gesetz (Biogas/Biomethan), im Ordnungsrecht zur\r\nDefossilisierung des Wärmesektors (Gebäudeenergiegesetz, Wärmeplanungsgesetz), im nationalen\r\nund europäischen Emissionshandel sowie in der Treibhausgasminderungsquote für den Kraftstoffsektor.\r\nDiese Gesetze enthalten die maßgeblichen Regelungen, von denen abhängt, ob erneuerbares Methan\r\nin Verteilnetzen flächendeckend zum Erreichen der Defossilisierungsziele verwendet und ob es als erneuerbare Energie vermarktet werden kann. Eine Abkehr hiervon ist in Anbetracht der EU-rechtlichen\r\nVorgaben nicht zu erwarten. Aus rechtlichen und regulatorischen Vorgaben rechtfertigt sich der Vorbehalt des Bundeswirtschaftsministeriums (BMWK) gegenüber erneuerbarem Methan, den es an vielfältiger Stelle explizit oder implizit zum Ausdruck bringt, in keiner Weise.\r\nLetztlich wird der Nutzen von erneuerbarem Methan in jeder Kommune und in jedem Verteilernetz einzig\r\nvon den jeweiligen Vorteilen gegenüber der Nutzung anderer erneuerbarer Energieträger abhängen.\r\nDiese Entscheidung trifft jede einzelne Kommune bzw. jeder einzelne Verteilnetzbetreiber nach den in\r\nihrem / seinem Gebiet vorherrschenden Gegebenheiten und letztlich auch der Kunde, der sich für oder\r\ngegen die Nutzung von erneuerbarem Methan entscheidet. Dies gilt sowohl für den Einsatz von erneuerbarem Methan zur Strom- oder Fernwärmeerzeugung, zur Heizung von Gebäuden, zur Prozesswärmeerzeugung, als Kraftstoff, in der stofflichen Nutzung oder als Quelle für erneuerbares CO2.\r\nIm Folgenden wird auf die für Biogas und Biomethan besonders relevanten Aspekte des Green Paper\r\nund der Konsultationsfragen eingegangen. Für weitere Aspekte wird auf die Stellungnahme des Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) verwiesen, die der Fachverband Biogas e.V. (FvB) unterstützt.\r\n2. Grundsätzliches: Der Bedarf an Gasverteilnetzen im\r\nzukünftigen Energiesystem wird stark unterschätzt.\r\nIn dem Green Paper wird nahezu an keiner Stelle zwischen den verschiedenen Druckstufen in den\r\nVerteilnetze unterschieden. Dies führt zu einem verzerrten Bild des Bedarfs der Gasnetzinfrastruktur.\r\nAm Niederdruck-Verteilnetz sind typischerweise Haushalte und kleinere Gewerbebetriebe angeschlossen, die Gas für die Raum- und Warmwasserversorgung bzw. kleinere Mengen Prozesswärme benötigen, welche wiederum auf kommunaler Ebene von Mitteldruck-Verteilnetzen versorgt werden. Diese\r\nNetze weisen einen Druck von maximal 2 bar auf.\r\nAm Hochdruck- und teilweise Mitteldruckverteilnetz sind typischerweise Gaskraftwerke, kommunale\r\nFernwärmeanlagen, Industriebetriebe angeschlossen, aber auch Biomethananlagen und perspektivisch\r\nggf. Anlagen zur Einspeisung von synthetischem Methan. Diese Netze weisen typischerweise einen\r\nDruck von 2 bis 16 bar, teilweise aber auch höher auf.\r\n6\r\nMit der voranschreitenden Elektrifizierung der Gebäudewärme und dem Ausbau der Fernwärme\r\nwird die Gasnachfrage von Haushalten und damit der Bedarf an Nieder- und Mitteldruck-Verteilnetzinfrastruktur in vielen Regionen zurückgehen. Dabei wird die zeitliche Entwicklung und der langfristige Bedarf regionale Unterschiede aufweisen, abhängig auch von der regionalen Verfügbarkeit erneuerbarer Gase.\r\nDas Hochdruck- und teilweise das Mitteldruckverteilnetz sind nicht derartig stark von der Transformation des Gebäudesektors betroffen. Tatsächlich gibt es sogar gegenläufige Effekte:\r\n• Mit dem Ausbau der fluktuierenden Erneuerbaren Energien steigt auch der Bedarf für BackUp-Kapazität, um längere Phasen mit geringer Wind- und Solarstromerzeugung überbrücken.\r\nMit voranschreitendem Kohleausstieg und den steigenden Anforderungen an die Flexibilität\r\ndes Energiesystems kommen vor allem Gaskraftwerke für den Ausgleich von Wind- und Solarenergie in Frage, die teilweise auch neu gebaut werden müssen. Insbesondere flexible\r\nKraft-Wärme-Kopplungsanlagen (KWK-Anlagen) bieten eine große Chance zur Verzahnung\r\nvon Strom- und Gebäudesektor. Dies ist unabhängig davon, ob diese Gaskraftwerke bzw.\r\nKWK-Anlagen mit erneuerbarem Methan oder Wasserstoff betrieben werden. Mit dem Ersatz\r\nvon Kohle-Kraftwerken durch Gaskraftwerke entstehen sogar neue Anschlussnehmer ans\r\nHochdruck-Verteilnetz.\r\n• Es ist politischer Konsens, dass auch die Fernwärme weiter ausgebaut werden soll. Aber\r\nauch bei steigenden Anteilen von z.B. Großwärmepumpen oder Solarthermieanlagen an Wärmenetzen, werden in den Wintermonaten Brennstoffe benötigt, um Nachfragespitzen abzudecken und das notwendige Temperaturniveau zu halten. Auch hier bieten flexible KWK-Anlagen eine große Chance, weil sowohl die Phasen mit geringer Wind- und Solarstromerzeugung\r\nals auch die Phasen von Nachfragespitzen in Wärmenetzen in etwa gleichzeitig in den Wintermonaten auftreten. Mit dem Ersatz von Kohle-KWK-Anlagen durch Gas-KWK-Anlagen und\r\ndem Bau neuer Wärmenetze entstehen auch aus der Fernwärme heraus neue Anschlussnehmer ans Hochdruck- und Mitteldruck Verteilnetz.\r\n• Mit steigenden Anteilen von Wind- und Solarenergie im Stromsystem bzw. Wärmepumpen\r\nund Solarthermieanlagen in Wärmenetzen müssen diese Back-Up-Kraftwerke bzw. KWK-Anlagen auf eine flexible Fahrweise wechseln, d.h. sie konzentrieren ihre Strom- und Wärmeerzeugung und damit ihren Gasbedarf auf immer weniger Jahresstunden. Das heißt die Leistung von bestehenden und neuen Gasnetzanschlüssen am Hochdruck- und MitteldruckVerteilnetz muss ggü. heute steigen.\r\nAufgrund der absehbaren Elektrifizierung der Gebäudewärme sowie dem Ausbau der Fernwärme werden auch langfristig Hochdruck- und ggf. Mitteldruck-Verteilnetze mit teilweise neuen Verbrauchern benötigt, deren Anschlüsse ggü. eine höhere Leistung aufweisen müssen. Dies wird im\r\nGreen Paper nicht ausreichend berücksichtigt.\r\nZudem werden Hoch- und Mitteldruckverteilnetze für die Einspeisung und Verteilung von erneuerbarem Methan z.B. für den Einsatz als BioCNG- und BioLNG-Kraftstoff notwendig sein. Sie ermöglichen eine einfache Umstellung von fossilem Erdgas auf erneuerbare Energien, konkret erneuerbares Methan.\r\n3. Grundsätzliches: Die Vorteile und Potenziale einer\r\nUmstellung von Gasnetzen auf erneuerbares Methan\r\nwerden stark unterschätzt.\r\nDas Green Paper suggeriert an vielen Stellen, die Zukunft der Gasverteilnetze bestünde entweder in\r\nder technischen Umrüstung und Umstellung auf die Einspeisung und Durchleitung von Wasserstoff oder\r\n7\r\nin der Stilllegung; die Umstellung der Gasverteilnetze auf die Einspeisung und Durchleitung von erneuerbarem Methan (Biomethan, synthetisches Methan) wird als keine relevante Perspektive betrachtet.\r\nDiese grundsätzliche Ausrichtung der Diskussion ist nach Ansicht des FvB verfehlt, weil sie die potenzielle Rolle von erneuerbarem Methan in einem klimaneutralen Energiesystem sowie die Zusammenhänge im europäischen Gasbinnenmarkt deutlich unterschätzt. Vielmehr sollte zielgerichtet untersucht werden, wo Wasserstoffnetze und wo Netze mit erneuerbarem Methan vorteilhaft\r\nsind. Diese Untersuchung sollte ein synergetisches Nebeneinander von nachhaltiger deutschlandweiter Methaninfrastruktur (Bestands-Porenspeicher, Bestands-Transport- und Verteilnetzstruktur) und\r\nnachhaltiger Wasserstoffinfrastruktur zum Ziel haben.\r\n3.1. Für die saisonale Energiespeicherung und die Befeuerung von Gaskraftwerken und flexiblen KWK-Anlagen eignet sich Methan besser als\r\nWasserstoff.\r\nDer Bedarf an Gas (Wasserstoff, Methan) wird auch zukünftig stark saisonal schwanken, weil längere\r\nPhasen mit hoher Residuallast im Stromsystem bzw. Spitzenlast in der Fernwärme überwiegend im\r\nWinter und dann auch etwa gleichzeitig auftreten, so dass gerade in den Wintermonaten von einem\r\nsehr hohen Bedarf auszugehen ist, während der Gasbedarf im Sommer sehr viel geringer liegt. Angesichts der über das Jahr hinweg in etwa konstanten Importen bzw. heimischen Erzeugung besteht ein\r\ngroßer Bedarf einer saisonalen Speicherung von Gas, um im Winter den Bedarf an Brennstoff für BackUp-Kapazitäten zu decken.\r\nMethan kann problemlos in den heute bestehenden Gasspeichern in ausreichendem Umfang saisonal\r\ngelagert werden. Wird bei der saisonalen Speicherung ausschließlich auf Wasserstoff gesetzt,\r\nmüssen nicht nur bestehende Gasspeicher umgerüstet werden, sondern es ist auch der Bau\r\nneuer Gasspeicher in großem Umfang notwendig. Denn im Vergleich zu Methan benötigt Wasserstoff insbesondere in Kavernenspeichern ein dreimal so hohes Volumen für die gleiche Energiemenge.\r\nDas BMWK-Langfristszenario, das auf eine möglichst starke Elektrifizierung von Gebäudewärme, Fernwärme und Verkehr setzt, enthält für Deutschland im Jahr 2045 einen Bedarf zur Speicherung von Gas\r\nin Höhe von 73 TWh (in diesem Szenario Wasserstoff). In Form von Methan würden für diese Energiemenge die bestehenden Gasspeicher ausreichen (aktuelle Kapazität bei Methan: 256 TWh). Aufgrund\r\nder anderen physikalischen Eigenschaften von Wasserstoff und der technischen Auslegung der Gasspeicher auf Methan, ist jedoch nur ein Teil dieser Kapazität für Wasserstoff nutzbar. Konkret können\r\ndie bestehenden Gasspeicher laut einer Studie der Initiative Energien Speichern (INES) maximal 32\r\nTWh Wasserstoff speichern.1\r\nSolange nicht in großem Stil neue Wasserstoffspeicher gebaut, ausreichend bestehende Gasspeicher,\r\nFernleitungs-, Hochdruck- und Mitteldruckverteilnetze, Gaskraftwerke und KWK-Anlagen auf die Wasserstofffähigkeit umgerüstet sowie ausreichend Wasserstoff bereitgestellt werden kann, muss weiterhin\r\neine Netzinfrastruktur auf Basis von Methan vorgehalten werden, um die Strom- und Fernwärmeversorgung auch in den Wintermonaten sicher zu stellen.\r\n3.2. Methannetze eignen sich für den Transport von Kohlenstoffmolekülen für die stoffliche Nutzung, Wasserstoffnetze nicht.\r\nEinige Industriezweige benötigen unabhängig von der Art der Energieversorgung Kohlenstoffmoleküle als Grundstoff für ihre Produktionsprozesse („stoffliche Nutzung“). Hier sind allen voran\r\ndie 12 großen deutschen Chemieparks betroffen. Die deutsche Chemieindustrie gehört zu den besten\r\n1\r\nInitiative Energien Speichern (2023), Vorschläge für einen Marktrahmen zur Entwicklung von Wasserstoffspeichern\r\n8\r\nweltweit und hat mit ihren 12 größten Chemieparks eine hohe volkswirtschaftliche Bedeutung. Aber\r\nauch Raffinerien für SAF E-Fuels, also nachhaltiges Kerosin, oder die Abluftbehandlung in z.B. Lackieranlagen. Diese Prozesse können nicht ohne technischen Austausch auf die Nutzung von Methan verzichten, aber sehr wohl ohne Zusatzinvestitionen auf erneuerbares Methan umgestellt werden.\r\nEine abrupte Umstellung der Technik führt zu erheblichen Mehrinvestitionen, die insbesondere mittelständische Unternehmen überfordern.\r\nSelbst wenn die gesamte Energieversorgung Deutschlands ohne Kohlenwasserstoffe organisiert werden könnte, so blieben doch Wirtschaftsbereiche, die für klimaneutrale Kohlenstoffmoleküle mindestens\r\nfür die stoffliche Verwendung benötigen.\r\nUm die chemischen Produktionsprozesse bei einem vollständigen Erdgasausstieg bis 2045 aufrecht zu\r\nerhalten, benötigt die Chemieindustrie Kohlenstoff. Dieser kann ohne zusätzliche Investitionen in Form\r\nvon Biomethan über das Gasnetz von den Regionen, in denen die Biomasse anfällt, zu den industriellen\r\nAbnehmern gebracht werden. Dies muss beim Rückbau der Verteilnetze unbedingt beachten werden.\r\nDaher muss beim Rückbau der Verteilnetze mindestens auf der mittleren und hohen Druckstufe\r\nein Methan-Backbone erhalten bleiben, an das regionale Biogasanlagen ihr Gas z.B. per Rohgassammelleitung liefern können. Als Alternative zur Stilllegung macht es in Regionen mit hoher Biogasdichte daher Sinn, aufgegebene Verteilnetze auf unterer Druckstufe zu Rohbiogassammelleitungen umzufunktionieren, um dann zentral das Biogas aufzubereiten und in die mittlere Druckstufe einzuspeisen.\r\nDies könnte die volkswirtschaftlichen Kosten der Überführung von Biomethan in das Gasnetz deutlich\r\nsenken.\r\n3.3. Bei der Biomethanproduktion fällt klimaneutrales CO2 als Koppelprodukt an, bei der Elektrolyse nicht.\r\nBiogas besteht neben Methan aus CO2, das bei der Erzeugung der eingesetzten Biomasse zuvor der\r\nLuft entnommen wurde – das CO2 ist also klimaneutral. Wenn Biogas zu Biomethan aufbereitet wird,\r\nfällt das CO2 als Koppelprodukt an.\r\nDieses CO2 kann entweder zur Defossilisierung von Produktionsprozessen verwendet werden (z.B. in\r\nder Industrie [s.o., Abschnitt 3.2.] oder für die Produktion von synthetischem Methan [s.u., Abschnitt\r\n3.5.]) und/oder dauerhaft gespeichert werden, um Negativemissionen zum Ausgleich von nicht vermeidbaren Restemissionen zu erzeugen. Die Nutzung von biogenem CO2 für die Bereitstellung von Negativemissionen ist auch zentraler Bestandteil der entsprechenden Strategie des BMWK. Würde ein Teil\r\nder deutschen Gasversorgung auch langfristig über Biomethan abgedeckt, ergäben sich so klimapolitische Synergieeffekte zwischen erneuerbarer Gasversorgung, Defossilisierung von Produktionsprozessen sowie der Bereitstellung von Negativemissionen.\r\n9\r\n3.4. Für den Seetransport eignen sich Kohlenwasserstoffe wie synthetisches Methan besser als reiner Wasserstoff.\r\nDer deutsche Gasbedarf wird auch langfristig zu großen Teilen durch Importe gedeckt werden, die unter\r\nanderem über den Seeweg erfolgen sollen. Ein Schiffstransport von Kohlenwasserstoffen (wie verflüssigtem Methan [LNG]) ist jedoch mit geringeren Energieverlusten verbunden und weist geringere Technikkosten auf als der Schiffstransport von flüssigem Wasserstoff. Insbesondere da Deutschland inzwischen über eine gut ausgebaute LNG-Importinfrastruktur verfügt, gibt es gute Gründe, dass\r\ndie deutsche Gasversorgung auch langfristig nicht ausschließlich über (reinen) Wasserstoff, sondern\r\nzumindest teilweise auch über Methan gedeckt wird.\r\n3.5. Die Mengenpotenziale von erneuerbarem Methan werden deutlich\r\nunterschätzt.\r\nAktuell werden in Deutschland gut 90 TWh Biogas erzeugt, von denen 11 TWh als Biomethan ins Gasnetz eingespeist werden. Der FvB geht davon aus, dass in den nächsten Jahren die Biogasproduktion\r\ndurch den verstärkten Einsatz von Substraten, die in keiner zusätzlichen Konkurrenz zur Nahrungs- und\r\nFuttermittelproduktion stehen, bis auf 130 TWh ausgeweitet und klassische Energiepflanzen teilweise\r\nersetzt werden können. Mittelfristig kann folgender Substratmix angenommen werden:\r\nGemäß einer Studie von Guidehouse Economics2 beträgt das langfristige Potential solcher Stoffe in\r\nDeutschland etwa 150 TWh, so dass perspektivisch der Einsatz klassischer Energiepflanzen weiter reduziert und/oder die Biogasproduktion ausgeweitet werden kann.\r\nDas bei der Gasaufbereitung abgeschiedene biogene CO2 kann wiederum genutzt werden, um aus\r\nWasserstoff aus Elektrolyse synthetisches erneuerbares Methan herzustellen.\r\n2 Guidehouse (2022), Biomethane production potentials in the EU\r\n10\r\nDer FvB geht davon aus, dass perspektivisch 60 Prozent des in Deutschland erzeugten Biogases für\r\ndie Biogasaufbereitung zur Verfügung steht. Davon ausgehend ergibt sich folgendes mittelfristiges Potenzial für erneuerbares Methan, das von Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland bereitgestellt\r\nwerden kann:\r\nMittelfristiges nationales Potenzial für erneuerbares Methan aus Biogasanlagen\r\nBiogas 130 TWh FvB-Prognose 2030 auf Basis von\r\nGuidehouse\r\nDavon Biomethan 78 TWh FvB: 60% Biogasaufbereitung\r\nMethan aus strombasiertem Wasserstoff mit CO2 aus Biogasaufbereitung\r\n72 TWh 48% CO2-Anteil im Rohbiogas\r\nErneuerbares Methan zur Einspeisung ins Gasnetz\r\n150 TWh Biomethan & Methan aus strombasiertem\r\nWasserstoff mit CO2 aus Biogasaufbereitung\r\nDas BMWK-Langfristszenario, das auf eine möglichst starke Elektrifizierung von Gebäudewärme, Fernwärme und Verkehr setzt, enthält für Deutschland im Jahr 2045 einen Bedarf klimaneutraler Gase von\r\nrund 360 TWh (zzgl. Biogas-Vorort-Verstromung).3\r\n Es ist also durchaus realistisch, dass auch langfristig Methan noch eine bedeutende Rolle in der deutschen Gasversorgung spielt, sei es in Form von\r\nBiomethan, national erzeugtem synthetischem Methan oder Methanimporten.\r\n3.6. Deutschlands Gasnetz ist in den internationalen Gastransit eingebunden, der auf absehbare Zeit auf Methan basiert.\r\nSelbst wenn Deutschland langfristig anstrebt, die Gasversorgung vollständig auf Wasserstoff umzustellen, so ist aufgrund der beschriebenen Vorteile von Methan davon auszugehen, dass andere Länder\r\nweiterhin auf die Nutzung von Methan setzen: Langfristig entweder in Form von erneuerbarem Methan (Biomethan, synthetisches Methan) oder in Form von Erdgas mit CO2-Abscheidung. Ein europaweiter Plan für den vollständigen Ausstieg aus der Methannutzung ist nicht zu sehen.\r\nSo hat die Europäische Kommission im RePowerEU-Paket das Ziel ausgegeben, die Biomethan-Produktion in der EU bis 2030 auf 35 Milliarden Kubikmeter zu erhöhen. Entsprechend verpflichtet die novellierte Gasbinnenmarktrichtlinie die EU-Mitgliedstaaten dazu, den erneuerbaren und CO2-armen Gasen den Marktzugang und Zugang zur Infrastruktur zu gewährleisten, sowohl für die Fernleitungs- als\r\n3 Für das Aufkommen und die Nutzung von Wasserstoff in den BMWK-Langfristszenarien 2 siehe: https://enertileexplorer.isi.fraunhofer.de:8443/open-view/51120/9ba798949fed4739c34212bd3190b14a\r\nFür das Aufkommen und die Nutzung von Kohlenwasserstoffen in den BMWK-Langfristszenarien 2 siehe:\r\nhttps://langfristszenarien.de/enertile-explorer-de/szenario-explorer/gesamtbilanzen.php\r\n11\r\nauch für die Verteilnetzebene, und dies nicht nur für Wasserstoff, sondern auch für erneuerbares Methan (Artikel 30 und Erwägungsgründe).\r\nDie Biogas- und Biomethanproduktion wird in den meisten europäischen Länder aktuell stark ausgeweitet. Viele Länder haben Ziele für die Biogas- und Biomethanproduktion erlassen oder die Rahmenbedingungen für die Einspeisung von Biomethan ins Gasnetz verbessert. In Bezug auf die für den deutschen Gashandel relevanten Länder gehören dazu insbesondere Österreich, Kroatien, Tschechien, Dänemark, Estland, Frankreich, Ungarn, Italien, Lettland, Litauen, Luxemburg, die Niederlande, Polen, die\r\nSlowakei, Slowenien, Spanien sowie die Schweiz. Dänemark strebt sogar an, seine Gasversorgung bis\r\n2030 vollständig auf Biomethan umzustellen.4\r\nDeutschland ist im internationalen Gashandel ein bedeutender Knotenpunkt, so dass zumindest ein Teil\r\nder deutschen Fernleitungsnetze für den internationalen Transit von Methan benötigt wird. Gasverbraucher in der Nähe der für den Methantransit vorgesehenen Fernleitungen können deshalb auch\r\nlangfristig mit Methan versorgt werden; und Methan aus unteren Druckebenen kann in diese\r\nFernleitungen rückgespeist werden.\r\n4. Zu den Konsultationsfragen im Einzelnen\r\n4.1. Zu Frage 1: Verknüpfung des Aufbaus bzw. der Transformation von\r\nWasserstoff-, Wärme- und Erdgasverteilnetzen\r\nDie Struktur des Bedarfs an Gas und Wärme, die zur Verfügung stehenden Optionen zu deren Deckung\r\nsowie die dafür notwendige Infrastruktur sind in Deutschland extrem heterogen. Zentrale Fragen sind\r\nbeispielsweise:\r\n• Geht es um eine energetische Nutzung (Strom, Wärme, Kraftstoff) oder eine stoffliche Nutzung\r\n(z.B. CO2-Quelle)? Was ist die jeweilige technische Alternative?\r\n• Geht es um einen gewerblichen/industriellen Verbraucher oder einen einzelnen Haushalt?\r\n• Welche Infrastruktur steht einem Verbraucher zur Verfügung? Geht es um Anschlüsse an Fernleitungs- oder Verteilnetze; wenn Verteilnetze, welcher Druckstufe? Sind Änderungen in der\r\nInfrastruktur realistisch und wirtschaftlich, z.B. Nutzung von Strom, Wärme oder Wasserstoff\r\nstatt Methan?\r\n• Was sind die lokalen und regionalen Potenziale für erneuerbare Energieträger zur Erzeugung\r\nvon Fernwärme, Biomethan oder Wasserstoff?\r\n• Was ist die Bedarfsstruktur der übrigen lokalen Verbraucher?\r\nAngesichts der ambitionierten Herausforderungen, die mit der Aufgabe der Defossilisierung der deutschen Volkswirtschaft einhergehen, sowie der bundesweit unterschiedlichen Herausforderungen und\r\nLösungsmöglichkeiten sollte den Entscheidern vor Ort eine möglichst große wirtschaftliche und technische Freiheit zur Transformation der Gasinfrastruktur eingeräumt werden. So können Verbraucher und\r\nAnbieter sowie Infrastrukturbetreiber die für sie passendste Lösung wählen, abhängig von ihrer jeweiligen Situation.\r\nDer Deutsche Verband des Gas- und Wasserfachs (DVGW) hat die räumliche Verteilung des Biogaspotenzials mit der räumlichen Verteilung des Gasbedarfs abgeglichen. Es zeigte sich, dass der potenzielle Anteil von regional erzeugtem Biomethan an der Gasversorgung innerhalb Deutschlands\r\nstark variiert:\r\n4 Eine Übersicht findet sich in: European Biogas Association (2023), Statistical Report 2023\r\n12\r\nInwiefern es für bestimmte Teile des Gasverteilnetzes möglich und sinnvoll ist, Erdgas durch\r\nerneuerbares Methan zu ersetzen, muss deshalb in Teilen vor Ort entschieden werden – im Rahmen der kommunalen Wärmeplanung – und in Teilen im Rahmen einer übergeordneten Netzplanung, die auf die jeweiligen Wärmepläne aufbaut.\r\nIn diesem Zusammenhang sollte auch geprüft werden, inwiefern die Druckstufen der verschiedenen\r\nLeitungsebenen angeglichen werden können, da für kurze Transportwege (verglichen mit den langen\r\nWegen, die beim Import von Erdgas benötigt wurden) ggf. ein geringerer Druck notwendig ist. Das\r\nkönnte die Verteilung des Gases vereinfachen und wirtschaftlicher gestalten.\r\nParallel zum Aufbau dieses Wasserstoffverteilnetzes sollten gleichzeitig CO2-Netze etabliert werden, um die künftigen CO2-Ströme effizient einzusammeln. Schließlich haben dieselben wasserstoffintensiven Industrien und Kraftwerke oft ebenso einen hohen CO2-Bedarf (CCU) – und können zugleich als CO2-Quellen für CCU und CCS dienen. Gleichzeitig ermöglichen CO2-Pipelines den effizienten Transport hin zu Endlagerstätten, in denen das CO2 permanent gespeichert wird (CCS).\r\nDas Zusammenspiel an den Schnittstellen der künftigen Wasserstoff-, CO2- und Methanleitungen ermöglicht zudem Sektorenkopplung und bedarfsgerechte Umschaltung: So kann aus Wasserstoff in Verbindung mit dem CO2 eine Methanisierung erfolgen oder umgekehrt aus Methan Wasserstoff und CO2\r\nerzeugt werden.\r\nFür künftige Biogassammelleitungen, an denen sich kleinere Biogasanlagen für eine gemeinsame Aufbereitung für eine Steigerung der Kosteneffizienz zusammenschließen, entstünde die Aufbereitung dort,\r\nwo ohnehin Gasleitungen verlegt sind. Solche Biogassammelleitungen würden damit eine zentrale Einspeisung an einem Anschlusspunkt ermöglichen.\r\nDas bei der Erzeugung von Biomethan anfallende CO2, das künftig im Rahmen von CCS und CCU\r\nentweder industriell genutzt oder gespeichert wird, kann auch hier effizient über die Sammelleitungen\r\ntransportiert und über die Schnittstellen an das künftige CO2-Verteilnetz übertragen werden.\r\n4.2. Zu Frage 2: Notwendige Regelungen eines neuen Ordnungsrahmens für die Transformation von Gasverteilnetzen\r\nDer künftige Ordnungsrahmen muss sich an den grundsätzlichen nationalen und internationalen politischen Zielvorgaben für den Energiemix sowie den absehbaren Entwicklungen in anderen Ländern orientieren. Eine zu frühe Festlegung auf bestimmte Technologien sollte vermieden werden.\r\n4.3. Zu Frage 3: Zukunft der Gasverteilnetze\r\nWie oben beschrieben ist hier eine differenzierte Betrachtung notwendig, insbesondere in Bezug auf die\r\n13\r\nDruckstufen der Verteilnetze sowie der regionalen Spezifika (siehe Abschnitt 3).\r\nDie Einspeisung von Biomethan findet überwiegend dezentral und in Hochdruckverteilnetzen\r\nstatt: Die bestehenden und auch die zukünftigen Biomethananlagen sind regional in ganz Deutschland\r\nverteilt, analog auch die Quellen für biogenes CO2, mit dem Wasserstoff zu synthetischem erneuerbarem Methan weiterverarbeitet werden kann.\r\nÜbersicht über aktuelle Biomethanerzeugungsanlagen5\r\nDBFZ-Analyse möglicher Standorte zur Bündelung bestehender Biogaserzeugungsanlagen für\r\neine gemeinsame Gasaufbereitung6\r\nDer innerdeutsche Transportbedarf für erneuerbares Methan besteht deshalb heute überwiegend auf regionaler Ebene durch die Verbindung der dezentralen Einspeisepunkte mit den Anwendungsfeldern, perspektivisch auch für die CO2-Senken oder Methanisierungsstandorte. Hinzu kommen\r\nStröme erneuerbaren Methans, die aus dem europäischen Ausland für den Einsatz hierzulande importiert werden.\r\nFür den Anschluss neuer Biomethananlagen sowie für den Transport des Gases zu den Verbrauchern\r\nkönnen bereits bestehende Infrastrukturen direkt und in vielen Fällen auch dauerhaft genutzt werden.\r\nUnabhängig von der dezentralen Einspeisung von erneuerbarem Methan bleibt die Fortführung von\r\nTeilen der bestehender Fernleitungsnetze für den Transport von erneuerbarem Methan sinnvoll,\r\num überregionale Bedarfe zu decken, Importe und Transite zu realisieren, sowie die Speicherkapazität\r\ndes Methannetzes zu nutzen.\r\n5 DBFZ (2023), Biogaserzeugung und -nutzung in Deutschland.\r\n6 DBFZ et al (2021), Bioenergie – Potentiale, Langfristperspektiven und Strategien für Anlagen zur Stromerzeugung nach 2020 (BE20plus). Die DBFZ-Analyse deckt sich mit der unabhängig durchgeführten Analyse in DVGW\r\n(2019), Erweiterte Potenzialstudie zur nachhaltigen Einspeisung von Biomethan unter Berücksichtigung von\r\nPower-to-Gas und Clusterung von Biogasanlagen (EE-Methanisierungspotential)\r\n14\r\nMit der voranschreitenden Elektrifizierung der Gebäudewärme wird die Gasnachfrage von Haushalten\r\nund damit der Bedarf an Nieder- und Mitteldruck-Verteilnetzinfrastruktur in vielen Regionen zurückgehen. Dabei wird die zeitliche Entwicklung und der langfristige Bedarf regionale Unterschiede aufweisen, abhängig auch von der regionalen Verfügbarkeit erneuerbarer Gase.\r\nDas Hochdruck- und teilweise das Mitteldruckverteilnetz, an das Gaskraftwerke, Fernwärmeanlagen, Industriebetrieb und Biomethananlagen angeschlossen sind, sind nicht derartig stark von der\r\nTransformation des Gebäudesektors betroffen. Tatsächlich gibt es sogar gegenläufige Effekte: Im\r\nZuge einer Elektrifizierung der Gebäudewärme, eines Ausbaus der Fernwärme sowie des Kohleausstiegs kann die Zahl der Anschlussnehmer am Hoch- oder ggf. Mitteldruckverteilnetz sogar steigen, da\r\nneue Gaskraftwerke und flexible Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen an diesen Druckstufen angeschlossen sind.\r\nZudem werden Hoch- und Mitteldruckverteilnetze für die Verteilung von erneuerbarem Methan für\r\nden Einsatz als BioCNG- und BioLNG-Kraftstoff notwendig sein. Sie ermöglichen eine einfache Umstellung von fossilem Erdgas auf erneuerbare Energien, konkret erneuerbares Methan.\r\nIn welchem Umfang andere Druckstufen notwendig sind, hängt von den lokalen und regionalen Gegebenheiten ab, insbesondere den regionalen verfügbaren Biomethanpotenzialen, der möglichen lokalen\r\nWasserstoffproduktion für Abnehmer an Gasverteilnetzen und der Nähe zu defossilisierten Fernleitungsnetzen.\r\nWie oben beschrieben kommt bzgl. der Frage, inwiefern und wie bestimmte Teile des Gasverteilnetzes\r\nauch zukünftig genutzt werden können und sollten, der kommunale Wärmeplanung eine zentrale\r\nRolle zu bzw. einer übergeordneten Netzplanung, die auf die jeweiligen Wärmepläne aufbaut\r\n(siehe Antwort zu Frage 1).\r\n4.4. Zu Frage 8: Mengen und Preise für Biomethan und synthetisches\r\nMethan\r\n4.4.1. Nationales Potenzial für die Einspeisung erneuerbaren Methans ins Gasnetz\r\nMittelfristig kann mit einem nationalen technischen Potenzial von rund 80 TWh Biomethan kalkuliert\r\nwerden (zusätzlich zur Vorort-Verstromung von Biogas), zzgl. rund 70 TWh synthetisches Methan, das\r\ndurch die Methanisierung von Wasserstoff an diesen Anlagen erzeugt und ins Gasnetz eingespeist wird\r\n(siehe oben, Abschnitt 3.5.). Zusammen ergibt dies ein nationales Potenzial von 150 TWh erneuerbares Methan zur Einspeisung ins Gasnetz, allein an Standorten der Biogasaufbereitung.\r\n4.4.2. Preise für Biomethan und strombasierten Wasserstoff\r\nDer Preis für Biomethan wird in starker Abhängigkeit vom CO2-Preis und weiteren Rahmenbedingungen\r\nstehen. Biomethan wird jedoch langfristig preislich unter strombasiertem Wasserstoff liegen.\r\nIm Mai 2021, also vor dem allgemeinen Anstieg der Erdgasgroßhandelspreise, lagen die langfristigen\r\nBiomethangroßhandelspreise bei 69 Euro/MWh. Zwar sind die Biomethangroßhandelspreise seit Herbst\r\n2021 bis 2023 gegenüber dem Trend in den Vorjahren zwischenzeitlich stark angestiegen und lagen im\r\nMai 2023 bei durchschnittlich 111 Euro/MWh. Dies geht nach einhelliger Branchenmeinung jedoch zum\r\neinen auf die bereits ab Herbst 2021 steigenden Erdgasgroßhandelspreise und zum anderen – in Bezug\r\nauf Biomethan aus Gülle und Abfall – auf die ab Mitte 2021 stark steigende Nachfrage Kraftstoffsektor\r\nzurück, die durch die Umsetzung der Vorgaben der RED 2 ausgelöst wurde. Der Bundestagsbeschluss\r\nder novellierten Treibhausgasminderungsquote (THG-Quote) aus Basis der RED 2 erfolgte im Mai 2021,\r\nalso unmittelbar vor dem Anstieg der Biomethanpreise für Gülle und Abfall.\r\n15\r\nMittlere Biomethaneinkaufspreise am Großhandelsmarkt (langfristig) in Euro/MWh\r\nEinsatzstoff Vor Energiekrise & Anstieg\r\nTHG-Quote (Mai 2021) 7\r\nZwischenzeitige Preisspitze\r\n(Mai 2023)8\r\nNachwachsende Rohstoffe 69 85\r\nAbfall 62 110\r\nGülle 76 323\r\nDurchschnitt 69 111\r\nEs ist jedoch kein Grund ersichtlich, warum die (reale) Zahlungsbereitschaft von Energieversorgern sich\r\nauch langfristig auf dem Niveau von 2021-2023 bewegen wird, da sowohl die Gaspreise bereits zurückgegangen sind und das Angebot anderer Erfüllungsoptionen für die THG-Quote bereits steigt.\r\nNatürlich wird es zu nominalen Preissteigerungen aufgrund von Inflationseffekten kommen. Dies gilt\r\naber für alle Energieerzeugungstechnologien und ist bei dem Vergleich der Wirtschaftlichkeit nicht zu\r\nberücksichtigen.\r\nDie zukünftigen Kosten für strombasierten Wasserstoff werden sehr unterschiedlich geschätzt. In\r\nallen Szenarien liegen sie jedoch auch langfristig über den Kosten für B)iomethan. Exemplarisch\r\nsei hier auf Berechnungen von Prognos für das Bundeswirtschaftsministerium verwiesen.9 Diese sehen\r\nfür Wasserstoff, der aus der MENA-Region importiert wurde, langfristige Bereitstellungskosten zwischen\r\n122 und 184 Euro pro Megawattstunde vor (reale Kosten in Euro 2016).\r\n7 Quelle: Dena (2021), Branchenbarometer Biomethan 2021. Der Durchschnittswert von 69 Euro/MWh ergibt sich\r\naus einer Gewichtung der mittleren langfristigen Einkaufspreise für 2021 mit dem Anteil der jeweiligen Einsatzstoffe an der gesamten Biomethanproduktion (2020: 83,3% NawaRo; 10,6% Abfall & Reststoffe; 6,1% Gülle).\r\n8 Quelle: Dena (2023), Branchenbarometer Biomethan 2023.Der Durchschnittswert von 111 Euro/MWh ergibt sich\r\naus einer Gewichtung der mittleren langfristigen Einkaufspreise für 2023 mit dem Anteil der jeweiligen Einsatzstoffe\r\nan der gesamten Biomethanproduktion (2022: 80,9% NawaRo; 9% Abfall & Reststoffe; 10,1% Gülle).\r\n9 Quelle: Prognos (2020), Kosten und Transformationspfade für strombasierte Energieträger\r\n16\r\n4.5. Zu Frage 9: Umsetzung von Artikel 56 und 57 der EU-Gasbinnenmarktrichtlinie (Pläne zur Transformation der Gasverteilnetze)\r\nDie Umsetzung der Richtlinie muss nachgelagert betrachtet werden. Oberster Wegweiser für die\r\nTransformation des Gasnetzes sollte die politische Vorgabe sein, welchen erneuerbaren Energien im\r\nkünftigen Energiemix ein Platz eingeräumt wird.\r\n4.6. Zu den Fragen 14, 19 und 21: Regelungen zur Stilllegung von Gasverteilnetzen\r\nGrundsätzlich müssen für Netzanschlüsse von bestehende und geplanten\r\nBiomethaneinspeiseanlagen eigene Regeln festgelegt werden, da diese sich grundsätzlich von den\r\ntypischen Hausanschlüssen unterscheiden. Dabei sind die verschiedenen politischen Zielvorgaben auf\r\neuropäischer und nationaler Ebene (insb. der Gasbinnenmarktrichtlinie), die Chancen und Potenziale\r\nder Umstellung von Gasnetzen auf erneuerbares Methan sowie die Einbindung Deutschlands in den\r\neuropäischen Gasbinnenmarkt zu beachten (siehe oben, Abschnitt 3).\r\nBei Biomethaneinspeiseanlagen ist eine Übergangsfrist von mindestens 20 Jahren nach\r\nErsteinspeisung anzusetzen, da das Biomethan in der Regel langfristig vermarktet wird und lange\r\nAbschreibungszeiträume einkalkuliert werden.\r\n4.7. Zu Frage 32: Umgang mit Gebäudeeigentümern, die Biomethan zur\r\nErfüllung der GEG-Vorgaben nutzen\r\nDerartige Konfliktsituationen können vermieden werden, wenn die Planungen von Stilllegungen oder\r\nUmwidmungen konsequent den kommunalen Wärmeplänen bzw. einer Netzplanung folgen, die auf die\r\nkommunalen Wärmepläne aufbaut (siehe Antwort zu Frage 1).\r\n5. Ansprechpartner\r\nFür Rückfragen stehen wir gerne zur Verfügung.\r\nFachverband Biogas e.V.\r\nDr. Guido Ehrhardt\r\nReferatsleiter Politik\r\nguido.ehrhardt@biogas.org\r\n030/2758179-16\r\nDirk Bonse\r\nLeiter Stabsstelle für erneuerbare Gase\r\ndirk.bonse@biogas.org\r\n030/2758179-11"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Grundsätzliches: Die Vorteile und Potenziale einer Umstellung von Gasnetzen auf\r\nerneuerbares Methan werden stark unterschätzt..........................................................................6\r\n2.1. Für die saisonale Energiespeicherung und die Befeuerung von\r\nGaskraftwerken und flexiblen KWK-Anlagen eignet sich Methan besser als\r\nWasserstoff................................................................................................................................................6\r\n2.2. Methannetze eignen sich für den Transport von Kohlenstoffmolekülen für\r\ndie stoffliche Nutzung, Wasserstoffnetze nicht. ...................................................................... 7\r\n2.3. Bei der Biomethanproduktion fällt klimaneutrales CO2 als Koppelprodukt an,\r\nbei der Elektrolyse nicht. ....................................................................................................................8\r\n2.4. Für den Seetransport eignen sich Kohlenwasserstoffe wie synthetisches\r\nMethan besser als reiner Wasserstoff..........................................................................................8\r\n2.5. Die Mengenpotenziale von erneuerbarem Methan werden deutlich\r\nunterschätzt. .............................................................................................................................................8\r\n2.6. Deutschlands Gasnetz ist in den internationalen Gastransit eingebunden,\r\nder auf absehbare Zeit auf Methan basiert.............................................................................10\r\n3. Zu den Konsultationsfragen im Einzelnen .................................................................................. 11\r\n3.1. Zu Frage 1: Verknüpfung des Aufbaus bzw. der Transformation von\r\nWasserstoff-, Wärme- und Erdgasverteilnetzen.................................................................... 11\r\n3.2. Zu Frage 2: Notwendige Regelungen eines neuen Ordnungsrahmens für die\r\nTransformation von Gasverteilnetzen........................................................................................13\r\n3.3. Zu Frage 3: Zukunft der Gasverteilnetze............................................................................13\r\n3.4. Zu Frage 8: Mengen und Preise für Biomethan und synthetisches Methan....15\r\n3.4.1. Nationales Potenzial für die Einspeisung erneuerbaren Methans ins\r\nGasnetz ...............................................................................................................................................15\r\n3.4.2. Preise für Biomethan und strombasierten Wasserstoff..................................15\r\n3.5. Zu Frage 9: Umsetzung von Artikel 56 und 57 der EUGasbinnenmarktrichtlinie (Pläne zur Transformation der Gasverteilnetze)............ 17\r\n3.6. Zu den Fragen 14, 19 und 21: Regelungen zur Stilllegung von Gasverteilnetzen\r\n....................................................................................................................................................................... 17\r\n4.7. Zu Frage 32: Umgang mit Gebäudeeigentümern, die Biomethan zur Erfüllung\r\nder GEG-Vorgaben nutzen................................................................................................................ 17\r\nSeite 3\r\nStellungnahme zum Green Paper Transformation Gasverteilnetze vom 14.03.2024 – Stand: 12.04.2024\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\n1. Der Bedarf an Gasverteilnetzen im zukünftigen Energiesystem wird stark unterschätzt.\r\nIn dem Green Paper wird nahezu an keiner Stelle zwischen den verschiedenen Druckstufen in den\r\nVerteilnetze unterschieden. Dies führt zu einem verzerrten Bild des Bedarfs der Gasnetzinfrastruktur.\r\n• Aufgrund der voranschreitenden Elektrifizierung der Gebäudewärme, dem Ausbau der Fernwärme sowie dem Kohleausstieg werden zukünftig mehr Gaskraftwerke und flexible KWK-Anlagen als Back-Up-Kapazitäten benötigt, um längere Phasen mit geringer Wind- und Solarstromerzeugung sowie Verbrauchsspitzen in Wärmenetzen zu überbrücken. Zu deren Versorgung\r\nwerden auch langfristig Hochdruck- und ggf. Mitteldruck-Verteilnetze mit teilweise neuen Verbrauchern benötigt, deren Anschlüsse ggü. heute höhere Leistung aufweisen müssen.\r\n• Zudem werden Hoch- und Mitteldruckverteilnetze für die Einspeisung und regionale Verteilung\r\nvon erneuerbarem Methan, z.B. für den Einsatz als BioCNG- und BioLNG-Kraftstoff, notwendig\r\nsein.\r\n2. Die Vorteile und Potenziale einer Umstellung von Gasnetzen auf erneuerbares Methan werden stark\r\nunterschätzt.\r\n• Für die saisonale Energiespeicherung und die Befeuerung von Gaskraftwerken und flexiblen\r\nKWK-Anlagen eignet sich Methan besser als Wasserstoff.\r\n• Einige Industriezweige benötigen unabhängig von der Art der Energieversorgung Kohlenstoffmoleküle als Grundstoff für Ihre Produktionsprozesse („stoffliche Nutzung“). Methannetze eignen sich für den Transport von Kohlenstoffmolekülen, Wasserstoffnetze nicht.\r\n• Bei der Biomethanproduktion fällt klimaneutrales CO2 als Koppelprodukt an, das zur Defossilisierung von Produktionsprozessen, für die Produktion von synthetischem Methan oder für\r\nNegativemissionen verwendet werden kann; bei der Elektrolyse nicht.\r\n• Für den Seetransport eignen sich Kohlenwasserstoffe wie synthetisches Methan besser als\r\nreiner Wasserstoff.\r\n• Die Mengenpotenziale von erneuerbarem Methan werden deutlich unterschätzt.\r\n• Deutschlands Gasnetz ist in den internationalen Gastransit eingebunden, der auf absehbare\r\nZeit auf Methan basiert.\r\n3. Inwiefern es für bestimmte Teile des Gasverteilnetzes möglich und sinnvoll ist, Erdgas durch erneuerbares Methan zu ersetzen, muss in Teilen vor Ort entschieden werden – im Rahmen der kommunalen\r\nWärmeplanung – und in Teilen im Rahmen einer übergeordneten Netzplanung, die auf die jeweiligen\r\nWärmepläne aufbaut.\r\n4. Die Fortführung von Teilen der bestehenden Fernleitungsnetze für den Transport von erneuerbarem\r\nMethan ist in jedem Fall sinnvoll, um überregionale Bedarfe zu decken, Importe und Transite zu realisieren, sowie die Speicherkapazität des Methannetzes zu nutzen.\r\nSeite 4\r\nStellungnahme zum Green Paper Transformation Gasverteilnetze vom 14.03.2024 – Stand: 12.04.2024\r\nVorbemerkung\r\nIn Deutschland stehen knapp 10.000 Biogasanlagen, die gut 90 TWh Biogas produzieren, von denen\r\naktuell ca. 11 TWh als Biomethan ins Gasnetz eingespeist werden.\r\nIn der aktuellen politischen Debatte wird der Bedarf und der Nutzen sowohl von erneuerbarem Methan, aber auch von Gasverteilnetzen als erheblich geringer eingestuft und erheblich stärker vorverurteilt als derzeitig sachlich gerechtfertigt werden kann.\r\nBiogas und Biomethan werden in Art. 2 Nr. 1 der Erneuerbare Energien Richtlinie (RED) uneingeschränkt\r\nund gleichwertig neben anderen Energiequellen wie Wind oder Sonne als erneuerbare Energie definiert. Entsprechend sind Biogas, Biomethan, aber auch synthetisches Methan, gleichwertig als Optionen zum Erreichen der Klimaschutzziele in aktuellen europäischen und deutschen Regelungen vorgesehen, insbesondere im Erneuerbare-Energien-Gesetz (Biogas/Biomethan), im Ordnungsrecht zur Defossilisierung des Wärmesektors (Gebäudeenergiegesetz, Wärmeplanungsgesetz), im nationalen und\r\neuropäischen Emissionshandel sowie in der Treibhausgasminderungsquote für den Kraftstoffsektor.\r\nDiese Gesetze enthalten die maßgeblichen Regelungen, von denen abhängt, ob erneuerbares Methan\r\nin Verteilnetzen flächendeckend zum Erreichen der Defossilisierungsziele verwendet und ob es als\r\nerneuerbare Energie vermarktet werden kann. Eine Abkehr hiervon ist in Anbetracht der EU-rechtlichen\r\nVorgaben nicht zu erwarten. Aus rechtlichen und regulatorischen Vorgaben rechtfertigt sich der Vorbehalt des Bundeswirtschaftsministeriums (BMWK) gegenüber erneuerbarem Methan, den es an vielfältiger Stelle explizit oder implizit zum Ausdruck bringt, in keiner Weise.\r\nLetztlich wird der Nutzen von erneuerbarem Methan in jeder Kommune und in jedem Verteilernetz\r\neinzig von den jeweiligen Vorteilen gegenüber der Nutzung anderer erneuerbarer Energieträger abhängen. Diese Entscheidung trifft jede einzelne Kommune bzw. jeder einzelne Verteilnetzbetreiber\r\nnach den in ihrem / seinem Gebiet vorherrschenden Gegebenheiten und letztlich auch der Kunde, der\r\nsich für oder gegen die Nutzung von erneuerbarem Methan entscheidet. Dies gilt sowohl für den Einsatz von erneuerbarem Methan zur Strom- oder Fernwärmeerzeugung, zur Heizung von Gebäuden, zur\r\nProzesswärmeerzeugung, als Kraftstoff, in der stofflichen Nutzung oder als Quelle für erneuerbares\r\nCO2.\r\nIm Folgenden wird auf die für Biogas und Biomethan besonders relevanten Aspekte des Green Paper\r\nund der Konsultationsfragen eingegangen. Für weitere Aspekte wird auf die Stellungnahme des Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) verwiesen, die die Bioenergieverbände unterstützen.\r\n1. Grundsätzliches: Der Bedarf an Gasverteilnetzen im zukünftigen\r\nEnergiesystem wird stark unterschätzt.\r\nIn dem Green Paper wird nahezu an keiner Stelle zwischen den verschiedenen Druckstufen in den\r\nVerteilnetze unterschieden. Dies führt zu einem verzerrten Bild des Bedarfs der Gasnetzinfrastruktur.\r\nAm Niederdruck-Verteilnetz sind typischerweise Haushalte und kleinere Gewerbebetriebe angeschlossen, die Gas für die Raum- und Warmwasserversorgung bzw. kleinere Mengen Prozesswärme benötigen, welche wiederum auf kommunaler Ebene von Mitteldruck-Verteilnetzen versorgt werden. Diese\r\nNetze weisen einen Druck von maximal 2 bar auf.\r\nSeite 5\r\nStellungnahme zum Green Paper Transformation Gasverteilnetze vom 14.03.2024 – Stand: 12.04.2024\r\nAm Hochdruck- und teilweise Mitteldruckverteilnetz sind typischerweise Gaskraftwerke, kommunale\r\nFernwärmeanlagen, Industriebetriebe angeschlossen, aber auch Biomethananlagen und perspektivisch ggf. Anlagen zur Einspeisung von synthetischem Methan. Diese Netze weisen typischerweise einen Druck von 2 bis 16 bar, teilweise aber auch höher auf.\r\nMit der voranschreitenden Elektrifizierung der Gebäudewärme und dem Ausbau der Fernwärme wird\r\ndie Gasnachfrage von Haushalten und damit der Bedarf an Nieder- und Mitteldruck-Verteilnetzinfrastruktur in vielen Regionen zurückgehen. Dabei wird die zeitliche Entwicklung und der langfristige Bedarf regionale Unterschiede aufweisen, abhängig auch von der regionalen Verfügbarkeit erneuerbarer\r\nGase.\r\nDas Hochdruck- und teilweise das Mitteldruckverteilnetz sind nicht derartig stark von der Transformation des Gebäudesektors betroffen. Tatsächlich gibt es sogar gegenläufige Effekte:\r\n• Mit dem Ausbau der fluktuierenden Erneuerbaren Energien steigt auch der Bedarf für BackUp-Kapazität, um längere Phasen mit geringer Wind- und Solarstromerzeugung überbrücken.\r\nMit voranschreitendem Kohleausstieg und den steigenden Anforderungen an die Flexibilität\r\ndes Energiesystems kommen vor allem Gaskraftwerke für den Ausgleich von Wind- und Solarenergie in Frage, die teilweise auch neu gebaut werden müssen. Insbesondere flexible KraftWärme-Kopplungsanlagen (KWK-Anlagen) bieten eine große Chance zur Verzahnung von\r\nStrom- und Gebäudesektor. Dies ist unabhängig davon, ob diese Gaskraftwerke bzw. KWK-Anlagen mit erneuerbarem Methan oder Wasserstoff betrieben werden. Mit dem Ersatz von\r\nKohle-Kraftwerken durch Gaskraftwerke entstehen sogar neue Anschlussnehmer ans Hochdruck-Verteilnetz.\r\n• Es ist politischer Konsens, dass auch die Fernwärme weiter ausgebaut werden soll. Aber auch\r\nbei steigenden Anteilen von z.B. Großwärmepumpen oder Solarthermieanlagen an Wärmenetzen, werden in den Wintermonaten Brennstoffe benötigt, um Nachfragespitzen abzudecken\r\nund das notwendige Temperaturniveau zu halten. Auch hier bieten flexible KWK-Anlagen eine\r\ngroße Chance, weil sowohl die Phasen mit geringer Wind- und Solarstromerzeugung als auch\r\ndie Phasen von Nachfragespitzen in Wärmenetzen in etwa gleichzeitig in den Wintermonaten\r\nauftreten. Mit dem Ersatz von Kohle-KWK-Anlagen durch Gas-KWK-Anlagen und dem Bau neuer\r\nWärmenetze entstehen auch aus der Fernwärme heraus neue Anschlussnehmer ans Hochdruck- und Mitteldruck Verteilnetz.\r\n• Mit steigenden Anteilen von Wind- und Solarenergie im Stromsystem bzw. Wärmepumpen und\r\nSolarthermieanlagen in Wärmenetzen müssen diese Back-Up-Kraftwerke bzw. KWK-Anlagen\r\nauf eine flexible Fahrweise wechseln, d.h. sie konzentrieren ihre Strom- und Wärmeerzeugung\r\nund damit ihren Gasbedarf auf immer weniger Jahresstunden. Das heißt die Leistung von bestehenden und neuen Gasnetzanschlüssen am Hochdruck- und Mitteldruck-Verteilnetz muss\r\nggü. heute steigen.\r\nAufgrund der absehbaren Elektrifizierung der Gebäudewärme sowie dem Ausbau der Fernwärme werden auch langfristig Hochdruck- und ggf. Mitteldruck-Verteilnetze mit teilweise neuen Verbrauchern\r\nbenötigt, deren Anschlüsse ggü. eine höhere Leistung aufweisen müssen. Dies wird im Green Paper\r\nnicht ausreichend berücksichtigt.\r\nZudem werden Hoch- und Mitteldruckverteilnetze für die Einspeisung und Verteilung von erneuerbarem Methan z.B. für den Einsatz als BioCNG- und BioLNG-Kraftstoff notwendig sein. Sie ermöglichen\r\neine einfache Umstellung von fossilem Erdgas auf erneuerbare Energien, konkret erneuerbares Methan.\r\nSeite 6\r\nStellungnahme zum Green Paper Transformation Gasverteilnetze vom 14.03.2024 – Stand: 12.04.2024\r\n2. Grundsätzliches: Die Vorteile und Potenziale einer Umstellung\r\nvon Gasnetzen auf erneuerbares Methan werden stark unterschätzt.\r\nDas Green Paper suggeriert an vielen Stellen, die Zukunft der Gasverteilnetze bestünde entweder in\r\nder technischen Umrüstung und Umstellung auf die Einspeisung und Durchleitung von Wasserstoff\r\noder in der Stilllegung; die Umstellung der Gasverteilnetze auf die Einspeisung und Durchleitung von\r\nerneuerbarem Methan (Biomethan, synthetisches Methan) wird als keine relevante Perspektive betrachtet.\r\nDiese grundsätzliche Ausrichtung der Diskussion ist nach Ansicht des FvB verfehlt, weil sie die potenzielle Rolle von erneuerbarem Methan in einem klimaneutralen Energiesystem sowie die Zusammenhänge im europäischen Gasbinnenmarkt deutlich unterschätzt. Vielmehr sollte zielgerichtet untersucht werden, wo Wasserstoffnetze und wo Netze mit erneuerbarem Methan vorteilhaft sind. Diese\r\nUntersuchung sollte ein synergetisches Nebeneinander von nachhaltiger deutschlandweiter Methaninfrastruktur (Bestands-Porenspeicher, Bestands-Transport- und Verteilnetzstruktur) und nachhaltiger Wasserstoffinfrastruktur zum Ziel haben.\r\n2.1. Für die saisonale Energiespeicherung und die Befeuerung von Gaskraftwerken und flexiblen KWK-Anlagen eignet sich Methan besser als Wasserstoff.\r\nDer Bedarf an Gas (Wasserstoff, Methan) wird auch zukünftig stark saisonal schwanken, weil längere\r\nPhasen mit hoher Residuallast im Stromsystem bzw. Spitzenlast in der Fernwärme überwiegend im\r\nWinter und dann auch etwa gleichzeitig auftreten, so dass gerade in den Wintermonaten von einem\r\nsehr hohen Bedarf auszugehen ist, während der Gasbedarf im Sommer sehr viel geringer liegt. Angesichts der über das Jahr hinweg in etwa konstanten Importen bzw. heimischen Erzeugung besteht ein\r\ngroßer Bedarf einer saisonalen Speicherung von Gas, um im Winter den Bedarf an Brennstoff für BackUp-Kapazitäten zu decken.\r\nMethan kann problemlos in den heute bestehenden Gasspeichern in ausreichendem Umfang saisonal\r\ngelagert werden. Wird bei der saisonalen Speicherung ausschließlich auf Wasserstoff gesetzt, müssen\r\nnicht nur bestehende Gasspeicher umgerüstet werden, sondern es ist auch der Bau neuer Gasspeicher\r\nin großem Umfang notwendig. Denn im Vergleich zu Methan benötigt Wasserstoff insbesondere in\r\nKavernenspeichern ein dreimal so hohes Volumen für die gleiche Energiemenge.\r\nDas BMWK-Langfristszenario, das auf eine möglichst starke Elektrifizierung von Gebäudewärme, Fernwärme und Verkehr setzt, enthält für Deutschland im Jahr 2045 einen Bedarf zur Speicherung von Gas\r\nin Höhe von 73 TWh (in diesem Szenario Wasserstoff). In Form von Methan würden für diese Energiemenge die bestehenden Gasspeicher ausreichen (aktuelle Kapazität bei Methan: 256 TWh). Aufgrund\r\nder anderen physikalischen Eigenschaften von Wasserstoff und der technischen Auslegung der Gasspeicher auf Methan, ist jedoch nur ein Teil dieser Kapazität für Wasserstoff nutzbar. Konkret können\r\nSeite 7\r\nStellungnahme zum Green Paper Transformation Gasverteilnetze vom 14.03.2024 – Stand: 12.04.2024\r\ndie bestehenden Gasspeicher laut einer Studie der Initiative Energien Speichern (INES) maximal 32\r\nTWh Wasserstoff speichern.1\r\nSolange nicht in großem Stil neue Wasserstoffspeicher gebaut, ausreichend bestehende Gasspeicher,\r\nFernleitungs-, Hochdruck- und Mitteldruckverteilnetze, Gaskraftwerke und KWK-Anlagen auf die Wasserstofffähigkeit umgerüstet sowie ausreichend Wasserstoff bereitgestellt werden kann, muss weiterhin eine Netzinfrastruktur auf Basis von Methan vorgehalten werden, um die Strom- und Fernwärmeversorgung auch in den Wintermonaten sicher zu stellen.\r\n2.2. Methannetze eignen sich für den Transport von Kohlenstoffmolekülen für\r\ndie stoffliche Nutzung, Wasserstoffnetze nicht.\r\nEinige Industriezweige benötigen unabhängig von der Art der Energieversorgung Kohlenstoffmoleküle\r\nals Grundstoff für ihre Produktionsprozesse („stoffliche Nutzung“). Hier sind allen voran die 12 großen\r\ndeutschen Chemieparks betroffen. Die deutsche Chemieindustrie gehört zu den besten weltweit und\r\nhat mit ihren 12 größten Chemieparks eine hohe volkswirtschaftliche Bedeutung. Aber auch Raffinerien\r\nfür SAF E-Fuels, also nachhaltiges Kerosin, oder die Abluftbehandlung in z.B. Lackieranlagen. Diese\r\nProzesse können nicht ohne technischen Austausch auf die Nutzung von Methan verzichten, aber sehr\r\nwohl ohne Zusatzinvestitionen auf erneuerbares Methan umgestellt werden. Eine abrupte Umstellung\r\nder Technik führt zu erheblichen Mehrinvestitionen, die insbesondere mittelständische Unternehmen\r\nüberfordern.\r\nSelbst wenn die gesamte Energieversorgung Deutschlands ohne Kohlenwasserstoffe organisiert werden könnte, so blieben doch Wirtschaftsbereiche, die für klimaneutrale Kohlenstoffmoleküle mindestens für die stoffliche Verwendung benötigen.\r\nUm die chemischen Produktionsprozesse bei einem vollständigen Erdgasausstieg bis 2045 aufrecht zu\r\nerhalten, benötigt die Chemieindustrie Kohlenstoff. Dieser kann ohne zusätzliche Investitionen in Form\r\nvon Biomethan über das Gasnetz von den Regionen, in denen die Biomasse anfällt, zu den industriellen Abnehmern gebracht werden. Dies muss beim Rückbau der Verteilnetze unbedingt beachten werden.\r\nDaher muss beim Rückbau der Verteilnetze mindestens auf der mittleren und hohen Druckstufe ein\r\nMethan-Backbone erhalten bleiben, an das regionale Biogasanlagen ihr Gas z.B. per Rohgassammelleitung liefern können. Als Alternative zur Stilllegung macht es in Regionen mit hoher Biogasdichte\r\ndaher Sinn, aufgegebene Verteilnetze auf unterer Druckstufe zu Rohbiogassammelleitungen umzufunktionieren, um dann zentral das Biogas aufzubereiten und in die mittlere Druckstufe einzuspeisen.\r\nDies könnte die volkswirtschaftlichen Kosten der Überführung von Biomethan in das Gasnetz deutlich\r\nsenken.\r\n1\r\nInitiative Energien Speichern (2023), Vorschläge für einen Marktrahmen zur Entwicklung von Wasserstoffspeichern\r\nSeite 8\r\nStellungnahme zum Green Paper Transformation Gasverteilnetze vom 14.03.2024 – Stand: 12.04.2024\r\n2.3. Bei der Biomethanproduktion fällt klimaneutrales CO2 als Koppelprodukt\r\nan, bei der Elektrolyse nicht.\r\nBiogas besteht neben Methan aus CO2, das bei der Erzeugung der eingesetzten Biomasse zuvor der\r\nLuft entnommen wurde – das CO2 ist also klimaneutral. Wenn Biogas zu Biomethan aufbereitet wird,\r\nfällt das CO2 als Koppelprodukt an.\r\nDieses CO2 kann entweder zur Defossilisierung von Produktionsprozessen verwendet werden (z.B. in\r\nder Industrie [s.o., Abschnitt 2.2.] oder für die Produktion von synthetischem Methan [s.u., Abschnitt\r\n2.5.]) und/oder dauerhaft gespeichert werden, um Negativemissionen zum Ausgleich von nicht vermeidbaren Restemissionen zu erzeugen. Die Nutzung von biogenem CO2 für die Bereitstellung von\r\nNegativemissionen ist auch zentraler Bestandteil der entsprechenden Strategie des BMWK. Würde ein\r\nTeil der deutschen Gasversorgung auch langfristig über Biomethan abgedeckt, ergäben sich so klimapolitische Synergieeffekte zwischen erneuerbarer Gasversorgung, Defossilisierung von Produktionsprozessen sowie der Bereitstellung von Negativemissionen.\r\n2.4. Für den Seetransport eignen sich Kohlenwasserstoffe wie synthetisches\r\nMethan besser als reiner Wasserstoff.\r\nDer deutsche Gasbedarf wird auch langfristig zu großen Teilen durch Importe gedeckt werden, die\r\nunter anderem über den Seeweg erfolgen sollen. Ein Schiffstransport von Kohlenwasserstoffen (wie\r\nverflüssigtem Methan [LNG]) ist jedoch mit geringeren Energieverlusten verbunden und weist geringere Technikkosten auf als der Schiffstransport von flüssigem Wasserstoff. Insbesondere da Deutschland inzwischen über eine gut ausgebaute LNG-Importinfrastruktur verfügt, gibt es gute Gründe, dass\r\ndie deutsche Gasversorgung auch langfristig nicht ausschließlich über (reinen) Wasserstoff, sondern\r\nzumindest teilweise auch über Methan gedeckt wird.\r\n2.5. Die Mengenpotenziale von erneuerbarem Methan werden deutlich unterschätzt.\r\nAktuell werden in Deutschland gut 90 TWh Biogas erzeugt, von denen 11 TWh als Biomethan ins Gasnetz\r\neingespeist werden. Der Fachverband Biogas e.V. (FvB) geht davon aus, dass in den nächsten Jahren\r\nSeite 9\r\nStellungnahme zum Green Paper Transformation Gasverteilnetze vom 14.03.2024 – Stand: 12.04.2024\r\ndie Biogasproduktion durch den verstärkten Einsatz von Substraten, die in keiner zusätzlichen Konkurrenz zur Nahrungs- und Futtermittelproduktion stehen, bis auf 130 TWh ausgeweitet und klassische\r\nEnergiepflanzen teilweise ersetzt werden können. Mittelfristig kann folgender Substratmix angenommen werden:\r\nGemäß einer Studie von Guidehouse Economics2 beträgt das langfristige Potential solcher Stoffe in\r\nDeutschland etwa 150 TWh, so dass perspektivisch der Einsatz klassischer Energiepflanzen weiter reduziert und/oder die Biogasproduktion ausgeweitet werden kann.\r\nDas bei der Gasaufbereitung abgeschiedene biogene CO2 kann wiederum genutzt werden, um aus Wasserstoff aus Elektrolyse synthetisches erneuerbares Methan herzustellen.\r\n2 Guidehouse (2022), Biomethane production potentials in the EU\r\nSeite 10\r\nStellungnahme zum Green Paper Transformation Gasverteilnetze vom 14.03.2024 – Stand: 12.04.2024\r\nDer FvB geht davon aus, dass perspektivisch 60 Prozent des in Deutschland erzeugten Biogases für die\r\nBiogasaufbereitung zur Verfügung steht. Davon ausgehend ergibt sich folgendes mittelfristiges Potenzial für erneuerbares Methan, das von Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland bereitgestellt werden kann:\r\nMittelfristiges nationales Potenzial für erneuerbares Methan aus Biogasanlagen\r\nBiogas 130 TWh FvB-Prognose 2030 auf Basis von Guidehouse\r\nDavon Biomethan 78 TWh FvB: 60% Biogasaufbereitung\r\nMethan aus strombasiertem Wasserstoff mit CO2 aus Biogasaufbereitung\r\n72 TWh 48% CO2-Anteil im Rohbiogas\r\nErneuerbares Methan zur Einspeisung ins Gasnetz\r\n150 TWh Biomethan & Methan aus strombasiertem\r\nWasserstoff mit CO2 aus Biogasaufbereitung\r\nDas BMWK-Langfristszenario, das auf eine möglichst starke Elektrifizierung von Gebäudewärme, Fernwärme und Verkehr setzt, enthält für Deutschland im Jahr 2045 einen Bedarf klimaneutraler Gase von\r\nrund 360 TWh (zzgl. Biogas-Vorort-Verstromung).3\r\n Es ist also durchaus realistisch, dass auch langfristig\r\nMethan noch eine bedeutende Rolle in der deutschen Gasversorgung spielt, sei es in Form von Biomethan, national erzeugtem synthetischem Methan oder Methanimporten.\r\n2.6. Deutschlands Gasnetz ist in den internationalen Gastransit eingebunden,\r\nder auf absehbare Zeit auf Methan basiert.\r\nSelbst wenn Deutschland langfristig anstrebt, die Gasversorgung vollständig auf Wasserstoff umzustellen, so ist aufgrund der beschriebenen Vorteile von Methan davon auszugehen, dass andere Länder\r\nweiterhin auf die Nutzung von Methan setzen: Langfristig entweder in Form von erneuerbarem Methan\r\n(Biomethan, synthetisches Methan) oder in Form von Erdgas mit CO2-Abscheidung. Ein europaweiter\r\nPlan für den vollständigen Ausstieg aus der Methannutzung ist nicht zu sehen.\r\nSo hat die Europäische Kommission im RePowerEU-Paket das Ziel ausgegeben, die Biomethan-Produktion in der EU bis 2030 auf 35 Milliarden Kubikmeter zu erhöhen. Entsprechend verpflichtet die\r\nnovellierte Gasbinnenmarktrichtlinie die EU-Mitgliedstaaten dazu, den erneuerbaren und CO2-armen\r\nGasen den Marktzugang und Zugang zur Infrastruktur zu gewährleisten, sowohl für die Fernleitungsals auch für die Verteilnetzebene, und dies nicht nur für Wasserstoff, sondern auch für erneuerbares\r\nMethan (Artikel 30 und Erwägungsgründe).\r\n3 Für das Aufkommen und die Nutzung von Wasserstoff in den BMWK-Langfristszenarien 2 siehe: https://enertile-explorer.isi.fraunhofer.de:8443/open-view/51120/9ba798949fed4739c34212bd3190b14a\r\nFür das Aufkommen und die Nutzung von Kohlenwasserstoffen in den BMWK-Langfristszenarien 2 siehe:\r\nhttps://langfristszenarien.de/enertile-explorer-de/szenario-explorer/gesamtbilanzen.php\r\nSeite 11\r\nStellungnahme zum Green Paper Transformation Gasverteilnetze vom 14.03.2024 – Stand: 12.04.2024\r\nDie Biogas- und Biomethanproduktion wird in den meisten europäischen Länder aktuell stark ausgeweitet. Viele Länder haben Ziele für die Biogas- und Biomethanproduktion erlassen oder die Rahmenbedingungen für die Einspeisung von Biomethan ins Gasnetz verbessert. In Bezug auf die für den deutschen Gashandel relevanten Länder gehören dazu insbesondere Österreich, Kroatien, Tschechien, Dänemark, Estland, Frankreich, Ungarn, Italien, Lettland, Litauen, Luxemburg, die Niederlande, Polen, die\r\nSlowakei, Slowenien, Spanien sowie die Schweiz. Dänemark strebt sogar an, seine Gasversorgung bis\r\n2030 vollständig auf Biomethan umzustellen.4\r\nDeutschland ist im internationalen Gashandel ein bedeutender Knotenpunkt, so dass zumindest ein\r\nTeil der deutschen Fernleitungsnetze für den internationalen Transit von Methan benötigt wird. Gasverbraucher in der Nähe der für den Methantransit vorgesehenen Fernleitungen können deshalb auch\r\nlangfristig mit Methan versorgt werden; und Methan aus unteren Druckebenen kann in diese Fernleitungen rückgespeist werden.\r\n3. Zu den Konsultationsfragen im Einzelnen\r\n3.1. Zu Frage 1: Verknüpfung des Aufbaus bzw. der Transformation von Wasserstoff-, Wärme- und Erdgasverteilnetzen\r\nDie Struktur des Bedarfs an Gas und Wärme, die zur Verfügung stehenden Optionen zu deren Deckung\r\nsowie die dafür notwendige Infrastruktur sind in Deutschland extrem heterogen. Zentrale Fragen sind\r\nbeispielsweise:\r\n• Geht es um eine energetische Nutzung (Strom, Wärme, Kraftstoff) oder eine stoffliche Nutzung\r\n(z.B. CO2-Quelle)? Was ist die jeweilige technische Alternative?\r\n• Geht es um einen gewerblichen/industriellen Verbraucher oder einen einzelnen Haushalt?\r\n• Welche Infrastruktur steht einem Verbraucher zur Verfügung? Geht es um Anschlüsse an Fernleitungs- oder Verteilnetze; wenn Verteilnetze, welcher Druckstufe? Sind Änderungen in der\r\nInfrastruktur realistisch und wirtschaftlich, z.B. Nutzung von Strom, Wärme oder Wasserstoff\r\nstatt Methan?\r\n• Was sind die lokalen und regionalen Potenziale für erneuerbare Energieträger zur Erzeugung\r\nvon Fernwärme, Biomethan oder Wasserstoff?\r\n• Was ist die Bedarfsstruktur der übrigen lokalen Verbraucher?\r\nAngesichts der ambitionierten Herausforderungen, die mit der Aufgabe der Defossilisierung der deutschen Volkswirtschaft einhergehen, sowie der bundesweit unterschiedlichen Herausforderungen und\r\nLösungsmöglichkeiten sollte den Entscheidern vor Ort eine möglichst große wirtschaftliche und technische Freiheit zur Transformation der Gasinfrastruktur eingeräumt werden. So können Verbraucher\r\nund Anbieter sowie Infrastrukturbetreiber die für sie passendste Lösung wählen, abhängig von ihrer\r\njeweiligen Situation.\r\nDer Deutsche Verband des Gas- und Wasserfachs (DVGW) hat die räumliche Verteilung des Biogaspotenzials mit der räumlichen Verteilung des Gasbedarfs abgeglichen. Es zeigte sich, dass der potenzielle\r\nAnteil von regional erzeugtem Biomethan an der Gasversorgung innerhalb Deutschlands stark variiert:\r\n4 Eine Übersicht findet sich in: European Biogas Association (2023), Statistical Report 2023\r\nSeite 12\r\nStellungnahme zum Green Paper Transformation Gasverteilnetze vom 14.03.2024 – Stand: 12.04.2024\r\nInwiefern es für bestimmte Teile des Gasverteilnetzes möglich und sinnvoll ist, Erdgas durch erneuerbares Methan zu ersetzen, muss deshalb in Teilen vor Ort entschieden werden – im Rahmen der kommunalen Wärmeplanung – und in Teilen im Rahmen einer übergeordneten Netzplanung, die auf die\r\njeweiligen Wärmepläne aufbaut.\r\nIn diesem Zusammenhang sollte auch geprüft werden, inwiefern die Druckstufen der verschiedenen\r\nLeitungsebenen angeglichen werden können, da für kurze Transportwege (verglichen mit den langen\r\nWegen, die beim Import von Erdgas benötigt wurden) ggf. ein geringerer Druck notwendig ist. Das\r\nkönnte die Verteilung des Gases vereinfachen und wirtschaftlicher gestalten.\r\nParallel zum Aufbau dieses Wasserstoffverteilnetzes sollten gleichzeitig CO2-Netze etabliert werden,\r\num die künftigen CO2-Ströme effizient einzusammeln. Schließlich haben dieselben wasserstoffintensiven Industrien und Kraftwerke oft ebenso einen hohen CO2-Bedarf (CCU) – und können zugleich als\r\nCO2-Quellen für CCU und CCS dienen. Gleichzeitig ermöglichen CO2-Pipelines den effizienten Transport\r\nhin zu Endlagerstätten, in denen das CO2 permanent gespeichert wird (CCS).\r\nDas Zusammenspiel an den Schnittstellen der künftigen Wasserstoff-, CO2- und Methanleitungen ermöglicht zudem Sektorenkopplung und bedarfsgerechte Umschaltung: So kann aus Wasserstoff in Verbindung mit dem CO2 eine Methanisierung erfolgen oder umgekehrt aus Methan Wasserstoff und CO2\r\nerzeugt werden.\r\nFür künftige Biogassammelleitungen, an denen sich kleinere Biogasanlagen für eine gemeinsame Aufbereitung für eine Steigerung der Kosteneffizienz zusammenschließen, entstünde die Aufbereitung\r\ndort, wo ohnehin Gasleitungen verlegt sind. Solche Biogassammelleitungen würden damit eine zentrale Einspeisung an einem Anschlusspunkt ermöglichen.\r\nDas bei der Erzeugung von Biomethan anfallende CO2, das künftig im Rahmen von CCS und CCU entweder industriell genutzt oder gespeichert wird, kann auch hier effizient über die Sammelleitungen\r\ntransportiert und über die Schnittstellen an das künftige CO2-Verteilnetz übertragen werden.\r\nSeite 13\r\nStellungnahme zum Green Paper Transformation Gasverteilnetze vom 14.03.2024 – Stand: 12.04.2024\r\n3.2. Zu Frage 2: Notwendige Regelungen eines neuen Ordnungsrahmens für\r\ndie Transformation von Gasverteilnetzen\r\nDer künftige Ordnungsrahmen muss sich an den grundsätzlichen nationalen und internationalen politischen Zielvorgaben für den Energiemix sowie den absehbaren Entwicklungen in anderen Ländern\r\norientieren. Eine zu frühe Festlegung auf bestimmte Technologien sollte vermieden werden.\r\n3.3. Zu Frage 3: Zukunft der Gasverteilnetze\r\nWie oben beschrieben ist hier eine differenzierte Betrachtung notwendig, insbesondere in Bezug auf\r\ndie Druckstufen der Verteilnetze sowie der regionalen Spezifika (siehe Abschnitt 3).\r\nDie Einspeisung von Biomethan findet überwiegend dezentral und in Hochdruckverteilnetzen statt:\r\nDie bestehenden und auch die zukünftigen Biomethananlagen sind regional in ganz Deutschland verteilt, analog auch die Quellen für biogenes CO2, mit dem Wasserstoff zu synthetischem erneuerbarem\r\nMethan weiterverarbeitet werden kann.\r\nÜbersicht über aktuelle Biomethanerzeugungsanlagen5\r\n5 DBFZ (2023), Biogaserzeugung und -nutzung in Deutschland.\r\nSeite 14\r\nStellungnahme zum Green Paper Transformation Gasverteilnetze vom 14.03.2024 – Stand: 12.04.2024\r\nDBFZ-Analyse möglicher Standorte zur Bündelung bestehender Biogaserzeugungsanlagen für eine\r\ngemeinsame Gasaufbereitung6\r\nDer innerdeutsche Transportbedarf für erneuerbares Methan besteht deshalb heute überwiegend auf\r\nregionaler Ebene durch die Verbindung der dezentralen Einspeisepunkte mit den Anwendungsfeldern,\r\nperspektivisch auch für die CO2-Senken oder Methanisierungsstandorte. Hinzu kommen Ströme erneuerbaren Methans, die aus dem europäischen Ausland für den Einsatz hierzulande importiert werden.\r\nFür den Anschluss neuer Biomethananlagen sowie für den Transport des Gases zu den Verbrauchern\r\nkönnen bereits bestehende Infrastrukturen direkt und in vielen Fällen auch dauerhaft genutzt werden.\r\nUnabhängig von der dezentralen Einspeisung von erneuerbarem Methan bleibt die Fortführung von\r\nTeilen der bestehender Fernleitungsnetze für den Transport von erneuerbarem Methan sinnvoll, um\r\nüberregionale Bedarfe zu decken, Importe und Transite zu realisieren, sowie die Speicherkapazität des\r\nMethannetzes zu nutzen.\r\nMit der voranschreitenden Elektrifizierung der Gebäudewärme wird die Gasnachfrage von Haushalten\r\nund damit der Bedarf an Nieder- und Mitteldruck-Verteilnetzinfrastruktur in vielen Regionen zurückgehen. Dabei wird die zeitliche Entwicklung und der langfristige Bedarf regionale Unterschiede aufweisen, abhängig auch von der regionalen Verfügbarkeit erneuerbarer Gase.\r\nDas Hochdruck- und teilweise das Mitteldruckverteilnetz, an das Gaskraftwerke, Fernwärmeanlagen,\r\nIndustriebetrieb und Biomethananlagen angeschlossen sind, sind nicht derartig stark von der Transformation des Gebäudesektors betroffen. Tatsächlich gibt es sogar gegenläufige Effekte: Im Zuge einer\r\nElektrifizierung der Gebäudewärme, eines Ausbaus der Fernwärme sowie des Kohleausstiegs kann die\r\nZahl der Anschlussnehmer am Hoch- oder ggf. Mitteldruckverteilnetz sogar steigen, da neue Gaskraftwerke und flexible Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen an diesen Druckstufen angeschlossen sind.\r\n6 DBFZ et al (2021), Bioenergie – Potentiale, Langfristperspektiven und Strategien für Anlagen zur Stromerzeugung nach 2020 (BE20plus). Die DBFZ-Analyse deckt sich mit der unabhängig durchgeführten Analyse in DVGW\r\n(2019), Erweiterte Potenzialstudie zur nachhaltigen Einspeisung von Biomethan unter Berücksichtigung von\r\nPower-to-Gas und Clusterung von Biogasanlagen (EE-Methanisierungspotential)\r\nSeite 15\r\nStellungnahme zum Green Paper Transformation Gasverteilnetze vom 14.03.2024 – Stand: 12.04.2024\r\nZudem werden Hoch- und Mitteldruckverteilnetze für die Verteilung von erneuerbarem Methan für\r\nden Einsatz als BioCNG- und BioLNG-Kraftstoff notwendig sein. Sie ermöglichen eine einfache Umstellung von fossilem Erdgas auf erneuerbare Energien, konkret erneuerbares Methan.\r\nIn welchem Umfang andere Druckstufen notwendig sind, hängt von den lokalen und regionalen Gegebenheiten ab, insbesondere den regionalen verfügbaren Biomethanpotenzialen, der möglichen lokalen Wasserstoffproduktion für Abnehmer an Gasverteilnetzen und der Nähe zu defossilisierten Fernleitungsnetzen.\r\nWie oben beschrieben kommt bzgl. der Frage, inwiefern und wie bestimmte Teile des Gasverteilnetzes\r\nauch zukünftig genutzt werden können und sollten, der kommunale Wärmeplanung eine zentrale Rolle\r\nzu bzw. einer übergeordneten Netzplanung, die auf die jeweiligen Wärmepläne aufbaut (siehe Antwort\r\nzu Frage 1).\r\n3.4. Zu Frage 8: Mengen und Preise für Biomethan und synthetisches Methan\r\n3.4.1. Nationales Potenzial für die Einspeisung erneuerbaren Methans ins Gasnetz\r\nMittelfristig kann mit einem nationalen technischen Potenzial von rund 80 TWh Biomethan kalkuliert\r\nwerden (zusätzlich zur Vorort-Verstromung von Biogas), zzgl. rund 70 TWh synthetisches Methan, das\r\ndurch die Methanisierung von Wasserstoff an diesen Anlagen erzeugt und ins Gasnetz eingespeist wird\r\n(siehe oben, Abschnitt 2.5.). Zusammen ergibt dies ein nationales Potenzial von 150 TWh erneuerbares\r\nMethan zur Einspeisung ins Gasnetz, allein an Standorten der Biogasaufbereitung.\r\n3.4.2. Preise für Biomethan und strombasierten Wasserstoff\r\nDer Preis für Biomethan wird in starker Abhängigkeit vom CO2-Preis und weiteren Rahmenbedingungen\r\nstehen. Biomethan wird jedoch langfristig preislich unter strombasiertem Wasserstoff liegen.\r\nIm Mai 2021, also vor dem allgemeinen Anstieg der Erdgasgroßhandelspreise, lagen die langfristigen\r\nBiomethangroßhandelspreise bei 69 Euro/MWh. Zwar sind die Biomethangroßhandelspreise seit\r\nHerbst 2021 bis 2023 gegenüber dem Trend in den Vorjahren zwischenzeitlich stark angestiegen und\r\nlagen im Mai 2023 bei durchschnittlich 111 Euro/MWh. Dies geht nach einhelliger Branchenmeinung\r\njedoch zum einen auf die bereits ab Herbst 2021 steigenden Erdgasgroßhandelspreise und zum anderen – in Bezug auf Biomethan aus Gülle und Abfall – auf die ab Mitte 2021 stark steigende Nachfrage\r\nKraftstoffsektor zurück, die durch die Umsetzung der Vorgaben der RED 2 ausgelöst wurde. Der Bundestagsbeschluss der novellierten Treibhausgasminderungsquote (THG-Quote) aus Basis der RED 2\r\nerfolgte im Mai 2021, also unmittelbar vor dem Anstieg der Biomethanpreise für Gülle und Abfall.\r\nSeite 16\r\nStellungnahme zum Green Paper Transformation Gasverteilnetze vom 14.03.2024 – Stand: 12.04.2024\r\nMittlere Biomethaneinkaufspreise am Großhandelsmarkt (langfristig) in Euro/MWh\r\nEinsatzstoff Vor Energiekrise & Anstieg\r\nTHG-Quote (Mai 2021) 7\r\nZwischenzeitige Preisspitze (Mai\r\n2023)8\r\nNachwachsende Rohstoffe 69 85\r\nAbfall 62 110\r\nGülle 76 323\r\nDurchschnitt 69 111\r\nEs ist jedoch kein Grund ersichtlich, warum die (reale) Zahlungsbereitschaft von Energieversorgern\r\nsich auch langfristig auf dem Niveau von 2021-2023 bewegen wird, da sowohl die Gaspreise bereits\r\nzurückgegangen sind und das Angebot anderer Erfüllungsoptionen für die THG-Quote bereits steigt.\r\nNatürlich wird es zu nominalen Preissteigerungen aufgrund von Inflationseffekten kommen. Dies gilt\r\naber für alle Energieerzeugungstechnologien und ist bei dem Vergleich der Wirtschaftlichkeit nicht zu\r\nberücksichtigen.\r\nDie zukünftigen Kosten für strombasierten Wasserstoff werden sehr unterschiedlich geschätzt. In allen\r\nSzenarien liegen sie jedoch auch langfristig über den Kosten für Biomethan. Exemplarisch sei hier auf\r\nBerechnungen von Prognos für das Bundeswirtschaftsministerium verwiesen.9 Diese sehen für Wasserstoff, der aus der MENA-Region importiert wurde, langfristige Bereitstellungskosten zwischen 122\r\nund 184 Euro pro Megawattstunde vor (reale Kosten in Euro 2016).\r\n7 Quelle: Dena (2021), Branchenbarometer Biomethan 2021. Der Durchschnittswert von 69 Euro/MWh ergibt sich\r\naus einer Gewichtung der mittleren langfristigen Einkaufspreise für 2021 mit dem Anteil der jeweiligen Einsatzstoffe an der gesamten Biomethanproduktion (2020: 83,3% NawaRo; 10,6% Abfall & Reststoffe; 6,1% Gülle).\r\n8 Quelle: Dena (2023), Branchenbarometer Biomethan 2023.Der Durchschnittswert von 111 Euro/MWh ergibt sich\r\naus einer Gewichtung der mittleren langfristigen Einkaufspreise für 2023 mit dem Anteil der jeweiligen Einsatzstoffe an der gesamten Biomethanproduktion (2022: 80,9% NawaRo; 9% Abfall & Reststoffe; 10,1% Gülle).\r\n9 Quelle: Prognos (2020), Kosten und Transformationspfade für strombasierte Energieträger\r\nSeite 17\r\nStellungnahme zum Green Paper Transformation Gasverteilnetze vom 14.03.2024 – Stand: 12.04.2024\r\n3.5. Zu Frage 9: Umsetzung von Artikel 56 und 57 der EU-Gasbinnenmarktrichtlinie (Pläne zur Transformation der Gasverteilnetze)\r\nDie Umsetzung der Richtlinie muss nachgelagert betrachtet werden. Oberster Wegweiser für die Transformation des Gasnetzes sollte die politische Vorgabe sein, welchen erneuerbaren Energien im künftigen Energiemix ein Platz eingeräumt wird.\r\n3.6. Zu den Fragen 14, 19 und 21: Regelungen zur Stilllegung von Gasverteilnetzen\r\nGrundsätzlich müssen für Netzanschlüsse von bestehende und geplanten\r\nBiomethaneinspeiseanlagen eigene Regeln festgelegt werden, da diese sich grundsätzlich von den\r\ntypischen Hausanschlüssen unterscheiden. Dabei sind die verschiedenen politischen Zielvorgaben auf\r\neuropäischer und nationaler Ebene (insb. der Gasbinnenmarktrichtlinie), die Chancen und Potenziale\r\nder Umstellung von Gasnetzen auf erneuerbares Methan sowie die Einbindung Deutschlands in den\r\neuropäischen Gasbinnenmarkt zu beachten (siehe oben, Abschnitt 3).\r\nBei Biomethaneinspeiseanlagen ist eine Übergangsfrist von mindestens 20 Jahren nach\r\nErsteinspeisung anzusetzen, da das Biomethan in der Regel langfristig vermarktet wird und lange\r\nAbschreibungszeiträume einkalkuliert werden.\r\n4.7. Zu Frage 32: Umgang mit Gebäudeeigentümern, die Biomethan zur Erfüllung der GEG-Vorgaben nutzen\r\nDerartige Konfliktsituationen können vermieden werden, wenn die Planungen von Stilllegungen oder\r\nUmwidmungen konsequent den kommunalen Wärmeplänen bzw. einer Netzplanung folgen, die auf die\r\nkommunalen Wärmepläne aufbaut (siehe Antwort zu Frage 1).\r\nSeite 18\r\nStellungnahme zum Green Paper Transformation Gasverteilnetze vom 14.03.2024 – Stand: 12.04.2024\r\nKontakt\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nSandra Rostek\r\nLeiterin\r\nTel.: 030-2758179-00\r\nEmail: rostek@bioenergie.de\r\nDr. Guido Ehrhardt\r\nReferatsleiter Politik des Fachverband Biogas e.V. 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BImSchV, UERV | THG-Quote, § 37h\r\nBImSchG, UERV vom 28.02.2024\r\nInhalt\r\nVorbemerkung......................................................................................................................................... 2\r\nAnmerkungen im Detail........................................................................................................................... 3\r\n36. BImSchV: Zu Artikel 1 § 11 / BImSchG: Zu § 37h ............................................................................... 3\r\nVerordnung zur Anrechnung von Upstream-Emissionsminderungen auf die Treibhausgasquote\r\n(UERV): Zu § 3 Absatz 1, § 14, § 24, § 37 und § 45.................................................................................. 4\r\nVerbindungen zur Nationalen Biomassestrategie ................................................................................... 6\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nKontakt\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nSandra Rostek\r\nLeiterin\r\nTel.: 030-2758179-00\r\nEmail: rostek@bioenergie.de\r\nBundesverband Bioenergie e.V.\r\nGerolf Bücheler\r\nGeschäftsführer\r\nTel: 030-2758179-21\r\nEmail: buecheler@bioenergie.de\r\n\r\nStand: 13.03.2024\r\n2\r\nVorbemerkung\r\nDer Bundesverband Bioenergie (BBE) und das Hauptstadtbüro Bioenergie (HBB) begrüßen den\r\nReferentenentwurf der Verordnung zur Änderung der sechsunddreißigsten Verordnung zur\r\nDurchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes. In der Novellierung sollen die\r\nTreibhausgasminderungs-Quote (THG-Quote) um 0,1 Prozentpunkte angehoben werden und die\r\nAnrechnung der Upstream-Emissionsminderung (UER) nur noch bis zum Verpflichtungsjahr 2024\r\nmöglich sein. Das verfrühte Phase-Out beruht auf dem Verdacht, dass bei zahlreichen auf die THGQuote angerechneten UER-Projekten Unregelmäßigkeiten entdeckt wurden. Die Bioenergieverbände\r\nfordern eine vollständige und aktive Aufklärung der Betrugsfälle der UER-Projekte, die aktuell von der\r\nDEHSt untersucht werden.\r\nDarüber hinaus fordern die Bioenergieverbände eine wesentlich stärkere Erhöhung der THG-Quote\r\nund der Unterquote, da beide Quoten für fortschrittliche Biokraftstoffe zuletzt massiv übererfüllt\r\nwurden (Daten der Generalzolldirektion für das Quotenjahr 2022)1\r\n. Die Übererfüllung kommt\r\nmutmaßlich v.a. durch hohe Mengen importiertem Biokraftstoff zustande, bei denen hinsichtlich der\r\nRohstoffangaben und der Nachhaltigkeit erhebliche Zweifel angebracht sind.\r\nDie seit Januar 2015 gültige THG-Quote verpflichtet Mineralölunternehmen die CO2-Emissionen ihrer\r\nKraftstoffabsatzmenge abzusenken. Das Jahr 2010 dient als Referenz für die THG-Quote. Bei\r\nEinführung lag der Prozentsatz zur Reduzierung der CO2-Emissionen bei 3,5 Prozent und ist seitdem\r\njährlich angestiegen. Im Jahr 2030 sollen 25 Prozent der Emissionen der Kraftstoffabsatzmenge\r\nreduziert werden. Die Verpflichtung ist im Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) festgelegt.\r\nWeitere Details zur THG-Quote sind in der 36., 37. und 38. BImSchV sowie in der UERV geregelt. Die\r\nTHG-Quote hat sich als ein wertvolles Instrument zur Reduzierung von Treibhausgasemissionen im\r\nVerkehrssektor erwiesen.\r\nNachhaltige Biokraftstoffe wie Bioethanol, Biodiesel oder Biomethan aus nachwachsenden\r\nRohstoffen und Abfall- und Reststoffen leisten einen wichtigen Beitrag zur Erreichung der\r\nTreibhausgasneutralität im Verkehrssektor, insbesondere auch im schweren Straßengüterverkehr. Das\r\nZiel der Klimaneutralität wird im Sektor Verkehr laut Projektionsbericht 2023 des Umweltbundesamts\r\n(UBA) auch in Zukunft verfehlt. Laut Klimaschutzgesetz 2021 sind für das Jahr 2030 noch 83,7 Mio. t\r\nCO2-Äq zugelassen. Laut Projektionen werden für das Jahr 2030 119 Mio. t CO2-Äq veranschlagt.\r\nDamit wird das Sektorziel voraussichtlich um 35,3 Mio. t CO2-Äq verfehlt. Für die klimafreundliche\r\nDefossilisierung des Verkehrs werden alle zur Verfügung stehenden Optionen gebraucht. Im Jahr 2023\r\nlag der Anteil erneuerbarer Energien am Bruttoendenergieverbrauch im Sektor Verkehr (RED II) laut\r\nProjektionsbericht 2023 des UBA lediglich bei 9,4 Prozent. Nachhaltige Biokraftstoffe machen hiervon\r\nmit Abstand den größten Anteil aus und sollten in Gänze als unverzichtbar auf dem Weg zur\r\nKlimaneutralität anerkannt werden.\r\n1 Zoll. Treibhausgasquote (THG-Quote). Statistiken der Quotenerfüllung. Online verfügbar:\r\nhttps://www.zoll.de/DE/Fachthemen/Steuern/Verbrauchsteuern/Treibhausgasquote-THGQuote/Statistiken/statistiken_node.html\r\n3\r\nAnmerkungen im Detail\r\n36. BImSchV: Zu Artikel 1 § 11 / BImSchG: Zu § 37h\r\nDie Bioenergieverbände begrüßen die Einfügung von § 11 zur Anpassung der\r\nTreibhausgasminderungs-Quote in Artikel 1 der 36. BImSchV: „Die in § 37a Absatz 4 Satz 2 des\r\nBundes-Immissionsschutzgesetzes genannten Prozentsätze für das Kalenderjahr 2024 und die\r\nnachfolgenden Kalenderjahre werden um jeweils 0,1 Prozentpunkte angehoben.“ Dies ergibt sich aus\r\nder Überschreitung des in § 37h Abs. 2 genannten Grenzwertes von 5 Petajoule für das Kalenderjahr\r\n2022 durch die tatsächlich zur Quotenanrechnung gemeldete Menge Ladestroms zur Verwendung in\r\nStraßenfahrzeugen. Dieser Mechanismus kommt zum Tragen, wenn die Quotenanrechnung\r\nunerwartet hoher Strommengen dazu führt, dass die Nachfrage nach anderen Quotenerfüllungsoptionen sinkt und somit vorhandenes Potenzial für Klimaschutz im Verkehr ungenutzt bliebe. Die\r\nBioenergieverbände fordern eine Offenlegung der Berechnungsgrundlage der THG-Quotenerhöhung\r\num genau 0,1 Prozentpunkte und eine Begründung dafür, warum das Bundesumweltministerium\r\n(BMUV) den gesetzlichen Rahmen zur Anhebung der THG-Quote nicht ausschöpfen will.\r\nAus Sicht der Bioenergieverbände sollte der in § 37h BImSchG fixierte Ermessensspielraum, der eine\r\nErhöhung der THG-Quote um das halbe bis eineinhalbfache der Übererfüllung erlaubt, angesichts der\r\nzuletzt hohen Quotenübererfüllung ausgeschöpft werden: Die Generalzolldirektion stellt in ihrer\r\nStatistik eine drastische Übererfüllung der THG-Quote (8,79 Prozent statt der gesetzlichen 7 Prozent)\r\nund der Unterquote für fortschrittliche Biokraftstoffe (2,1 Prozent statt der gesetzlichen 0,2 Prozent)2\r\nfest. Dementsprechend fordern die Bioenergieverbände eine Erhöhung der THG-Quote um 0,15\r\nProzentpunkte.\r\nAus Sicht der Bioenergieverbände ist aufgrund der genannten deutlichen Quotenübererfüllung\r\nempfehlenswert, zeitnah eine Änderung des BImSchG (§ 37a Absatz 4) und 38. BImSchV (§ 14 Absatz\r\n1) vorzunehmen, um die THG-Quote und die Unterquote angemessen zu erhöhen.\r\nDie Bioenergieverbände fordern eine rasche Erhöhung der THG-Quote unabhängig vom\r\nMarkthochlauf der Elektromobilität. Die Verbände hinterfragen die Bedingung eines unerwartet\r\nstarken Ausbaus der Elektromobilität als einziges Indiz. Bei unerwartet hoher Verfügbarkeit der\r\nErfüllungsoptionen - also auch infolge von Biokraftstoffimporten - sollte die THG-Quote generell\r\nangehoben werden.\r\nDiese Ziele sollten regelmäßig überprüft und ggf. angepasst werden - auch der Einfluss importierter\r\nKraftstoffe sollte in die regelmäßige Evaluierung und Anpassung der THG-Quote einfließen. Zudem\r\nplant die EU, die Erneuerbare Energien Richtlinie (RED) über Änderungsvorschläge regelmäßig bzgl.\r\nder zu erreichenden THG-Werte zu aktualisieren. Dies muss auch in Deutschland durch\r\nentsprechende Freiheitsgrade in der Gesetzgebung berücksichtigt werden.\r\n2 Zoll. Treibhausgasquote (THG-Quote). Statistiken der Quotenerfüllung. Online verfügbar:\r\nhttps://www.zoll.de/DE/Fachthemen/Steuern/Verbrauchsteuern/Treibhausgasquote-THGQuote/Statistiken/statistiken_node.html\r\n4\r\nVerordnung zur Anrechnung von Upstream-Emissionsminderungen\r\nauf die Treibhausgasquote (UERV): Zu § 3 Absatz 1, § 14, § 24, § 37\r\nund § 45\r\n§ 3 Absatz 1 wird im Referentenentwurf so angepasst, dass Upstream-Emissionsminderungen (UER)\r\naus Projekttätigkeiten nur noch bis zum Verpflichtungsjahr 2024 angerechnet werden können und\r\nnicht wie bisher bis zum Jahr 2026. Die Bioenergieverbände begrüßen den frühen Phase Out der UER.\r\nDer Hintergrund des frühen Phase Outs sind Recherchen von Branchenmitgliedern, die erhebliche\r\nZweifel an der Korrektheit zahlreicher ab 2020 angerechneter UER-Projekte aufweisen. Anfang 2024\r\nleitete die DEHSt eine Untersuchung zu möglicherweise gefälschten Angaben zu UER-Projekten und\r\nder Anrechnung auf die THG-Quote ein.\r\nDen Bioenergieverbänden geht das zeitnahe Auslaufen der Anrechnung der UER-Projekte auf die\r\nTHG-Quote allerdings nicht weit genug. Gefälschte UER-Nachweise haben für die deutschen\r\nKlimaschutzbemühungen erhebliche Schäden verursacht, da durch die Anrechenbarkeit mutmaßlich\r\ntatsächlich nicht vorhandener Emissionsminderungen andere Erfüllungsoptionen und\r\ndementsprechende CO2-Einsparungen in der THG-Quote verdrängt wurden. Um diese Folgen zu\r\nminimieren, gilt es Regelungslücken in der UERV anzupassen: Erstens muss die Höhe der\r\nSicherheitsleistung gemäß § 14 angehoben werden. Die aus gelöschten unrichtigen UER-Nachweisen\r\nentstandenen THG-Minderungsmengen, die zur Quotenerfüllung genutzt wurden, müssen zweitens\r\nauch rückwirkend aberkannt werden. Drittens ist zu gewährleisten, dass es für eine mittels\r\nunrichtiger UER-Nachweise erzielte Quotenerfüllung keinen Vertrauensschutz geben kann, sondern\r\ndass die Quotenverpflichteten die entsprechenden (ausfallenden) THG-Mengen zügig mit ggf. auch\r\nanderen Quotenerfüllungsoptionen ausgleichen müssen. Die Bioenergieverbände schlagen daher vor,\r\ndie Sicherheitsleistung gemäß § 14 UERV auf 600 EUR/t CO2-Äq. zu erhöhen sowie § 24 UERV\r\nhinsichtlich der Rechtsfolgen einer Löschung unrichtiger UER-Nachweise anzupassen.\r\nDie Bioenergieverbände schlagen die folgende Ergänzung des vorliegenden Referentenentwurfs vor:\r\n• § 14 Abs. 1 UERV wird wie folgt zu ändern:\r\n(1) Die Sicherheitsleistung dient dazu, die Erfüllung der Verpflichtung nach § 24 Absatz 3 Satz 1\r\nsicherzustellen. Die Höhe der Sicherheitsleistung legt das Umweltbundesamt im Rahmen der\r\nZustimmung fest. Dabei berücksichtigt es insbesondere die Art der Projekttätigkeit, die\r\ngeschätzte Höhe der Upstream-Emissionsminderungen und den zu erwartenden Marktwert der\r\nUER-Nachweise.\r\nBegründung:\r\nBereits nach aktuellem Wortlaut des § 14 Abs. 1 S. 1 und S. 3 mit dem Verweis auf § 24 Abs. 3 S. 1\r\nUERV müsste die Sicherheitsleistung, wenn sie ihren Zweck erfüllen soll, 100 Prozent des möglichen\r\nmaximalen Marktwerts der UERs bis zur Verifizierung absichern. Die konkret geforderten Sicherheiten\r\nsind nicht allgemein bekannt, berücksichtigt man aber den Schaden für die Umwelt und den Schaden,\r\nder dem Verpflichteten ggf. in Form der Geldbuße droht, kann die Sicherheit im allseitigen Interesse\r\nnur höher angesetzt werden. Sie stellt so auch eine klare Seriositätsschwelle dar. Damit kann aber\r\ndem UBA kein Ermessen zugesprochen werden und die Sätze 2 und 3 von § 14 Abs. 1 sind zu\r\nstreichen.\r\n5\r\n• Folgender neuer Abs. 2 wird in § 14 UERV eingefügt:\r\n(2) Die Sicherheitsleistung bestimmt sich der Höhe nach der Abgabe gemäß § 37c Abs. 2 S. 5\r\nBImSchG im Antragsjahr auf Basis der geschätzten Höhe der Upstream-Emissionsminderungen.\r\nBegründung:\r\nDie UERV muss eine für alle Beteiligten eindeutige Berechnungsformel für die Sicherheitsleistung\r\nenthalten, nur dann kann diese den mit ihr bezweckten Sicherungs- und Steuerungseffekt haben. Mit\r\nder hier vorgeschlagenen Formulierung wird nur der bisherige Regelungsinhalt von § 14 Abs. 1 S. 3\r\nUERV konkretisiert.\r\n• § 24 Abs. 3 UERV wird wie folgt geändert:\r\n(3) Sind im Fall von Absatz 2 Nummer 2 nicht in ausreichendem Umfang gültige UER-Nachweise\r\nauf dem Konto des Projektträgers vorhanden, verpflichtet das Umweltbundesamt den ist der\r\nProjektträger verpflichtet, innerhalb einer angemessenen Frist von drei Monaten UER-Nachweise\r\nin entsprechendem Umfang auf sein UER-Konto zur anschließenden Löschung zu übertragen.\r\nKann der Projektträger diese Verpflichtung nicht fristgemäß erfüllen, löscht das\r\nUmweltbundesamt in entsprechendem Umfang unrichtige UER-Nachweise, die vom UER-Konto\r\ndes Projektträgers auf andere UER-Konten übertragen wurden. Wurden unrichtige UERNachweise auf das Entwertungskonto des UER-Registers übertragen bzw. bereits entwertet,\r\nkönnen mit diesen die Quotenverpflichtung des Verpflichteten nicht erfüllt werden. Erst wenn\r\nder Projektträger dieser seiner Verpflichtung nach Satz 1 nachgekommen ist, können von seinem\r\nKonto wieder UER-Nachweise zur Erfüllung der gesetzlichen Verpflichtung zur Minderung der\r\nTreibhausgasemissionen angerechnet oder auf andere Kontoinhaber übertragen werden.\r\nBegründung:\r\nDie Änderungen in Satz 1 dienen einer zeitlichen Straffung und führen eine klare Fristenregelung ein.\r\nDer Projektträger ist i. S. d. § 24 Abs. 3 UERV verpflichtet, UER-Nachweise zum Ausgleich gelöschter\r\n„unrichtiger“ UER-Nachweise in seinem Konto des UER-Registers entsprechend der gelöschten\r\nMenge nachzuliefern. Sollte dies nicht möglich sein, ist nunmehr klargestellt, dass mit unrichtigen\r\nUER-Nachweisen die Quotenverpflichtung nicht erfüllt werden kann. Damit ist das Risiko der\r\nNichterfüllung der Quotenverpflichtung wieder auf den Verpflichteten übertragen, der sich\r\ngegenüber den Projektträgern entsprechend vertraglich absichern kann.\r\n• Folgender neuer Abs. 4 wird in § 24 UERV eingefügt:\r\n(4) Die Regelung in Abs. 3 Satz 3 gilt entsprechend für vorangegangene Verpflichtungsjahre.\r\nBegründung:\r\nDie Aberkennung von Quotenerfüllung aus gelöschten UER-Nachweisen muss auch rückwirkend für\r\ndie Verpflichtungsjahre 2020-2023 anwendbar sein.\r\n• Folgender neuer Abs. 3 wird in § 37 UERV eingefügt:\r\n(3) Die Aufgaben der Validierungsstelle und der Verifizierungsstelle müssen von zwei\r\nverschiedenen Stellen wahrgenommen werden. Bei den Prüfungen vor Ort müssen mindestens\r\nzwei Mitarbeitende sowohl der Validierungsstelle als auch der Verifizierungsstelle am\r\n6\r\nProjektort anwesend gewesen sein, wobei bei mehreren Prüfungen vor Ort mindestens eine\r\nPerson ausgetauscht werden muss. Diese Verpflichtung gilt für alle noch nicht abgeschlossenen\r\nProjekte und für Validierungsberichte für die Anrechnungsjahre 2023 und 2024.\r\nBegründung:\r\nDie Durchsetzung des Vieraugenprinzips und der Vor-Ort-Prüfungen muss rückwirkend für alle\r\nvorliegenden Validierungsberichte für die Anrechnungsjahre 2023 und 2024 gelten.\r\n• § 45 Abs. 1 UERV wird wie folgt geändert:\r\n(1) Das Umweltbundesamt kann gegenüber den Validierungs- und Verifizierungsstellen sowie den\r\nProjektträgern die erforderlichen Anordnungen treffen, um Mängel zu beseitigen, die im Rahmen\r\nder Kontrollen nach § 44 festgestellt worden sind. Insbesondere kann das Umweltbundesamt\r\nanordnen, dass eine Mitarbeiterin oder ein Mitarbeiter einer Validierungs- oder\r\nVerifizierungsstelle wegen fehlender Unabhängigkeit, Fachkunde oder Zuverlässigkeit keine\r\nTätigkeiten nach dieser Verordnung durchführen darf. An der Mängelbeseitigung und der\r\nErstellung eines überarbeiteten Prüfberichts müssen mindestens zwei Mitarbeitende der\r\nValidierungs- oder Verifizierungsstelle mitwirken, die an der ursprünglichen Prüfung nicht\r\nmitgewirkt haben; § 37 Abs 3 gilt entsprechend.\r\nBegründung:\r\nDie bestehenden Regelungen erlauben zwar bereits heute eine Überprüfung der Berichte und ggf.\r\nNachbesserungen etc. Mit der nebenstehenden Ergänzung wird die Überprüfung weiter konkretisiert\r\nund verbessert.\r\nVerbindungen zur Nationalen Biomassestrategie\r\nIm bekannt gewordenen Entwurf der Nationalen Biomassestrategie (NABIS) ist unter „Maßnahme 34:\r\nReform der Treibhausquote im Verkehr“ seitens des BMUV eine Streichung des § 37h BImSchG in die\r\nDebatte eingebracht worden. Dies stellt für die Bioenergieverbände keine realistische Option dar.\r\nLaut den Verbänden werden alle Potenziale der nachhaltigen Biokraftstoffe benötigt, um die\r\nTreibhausgasminderungsziele zu erreichen. Die Bioenergieverbände empfehlen der Bundesregierung\r\ndas Ambitionsniveau bei der anstehenden nationalen Umsetzung der Erneuerbaren Energien\r\nRichtlinie III (REDIII) entsprechend nach oben anzupassen. Der § 37h ermöglicht die zeitnahe\r\nAnpassung der THG-Quote im Sinne der Erreichung der Klimaschutzziele im Verkehrssektor, indem\r\ndie Potenziale der Erfüllungsoptionen optimiert ausgeschöpft werden, statt durch Angebotsüberhang\r\nPreisdruck im THG-Quotenmarkt auszulösen, der wiederum die Dekarbonisierung ausbremst statt\r\nbeschleunigt. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme \r\nZum Entwurf des \r\nBundesministeriums für \r\nWirtschaft & Klimaschutz \r\nfür ein Wasserstoff\u0002beschleunigungsgesetz \r\nvom 11.04.2024\r\nSeite 2\r\nStellungnahme zum RefE WassBG vom 11.04.2024 – Stand: 29.04.2024\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze...............................................................................................................................3\r\nVorbemerkung .................................................................................................................................................4\r\n1. Zu § 2 Abs. 1 RefE WassBG (Anwendungsbereich): Es sollten alle \r\nWasserstoffderivate adressiert werden, einschließlich synthetischem Methan.............5\r\n1.1. Deutschland verfügt über eine gut ausgebaute Methaninfrastruktur...................5\r\n1.2. Deutschland ist in den internationalen Methantransit eingebunden ..................5\r\n1.3. Für die saisonale Energiespeicherung und die Befeuerung von \r\nGaskraftwerken und flexiblen KWK-Anlagen sowie den Import eignet sich Methan \r\nbesser als Wasserstoff.........................................................................................................................6\r\n1.4. Methan kann über die bestehende Infrastruktur den Kohlenstoffbedarf der \r\nchemischen Industrie decken.......................................................................................................... 7\r\n1.5. Es gibt Synergieeffekte zwischen der Herstellung von Biomethan und \r\nsynthetischem Methan ........................................................................................................................ 7\r\n1.6. Die dezentrale Methaneinspeisung kann den Wasserstoffhochlauf im \r\nTransportnetz unterstützen...............................................................................................................8\r\n2. Zu § 2 Abs. 1 RefE WassBG (Anwendungsbereich): Es sollten alle Quellen für \r\nerneuerbaren Wasserstoff adressiert werden, auch Wasserstoff aus Biomasse............8\r\n2.1. Beispiel #1: Wasserstoff aus Biogas/Biomethan-Dampfreformierung..................8\r\n2.2. Beispiel #2: Wasserstoff aus Biomasse-Pyrolyse ............................................................9\r\n2.3. Biogener Wasserstoff als Koppelprodukt der Gewinnung von klimaneutralem \r\nCO2 ...............................................................................................................................................................10\r\nSeite 3\r\nStellungnahme zum RefE WassBG vom 11.04.2024 – Stand: 29.04.2024\r\nDas Wichtigste in Kürze \r\nDas Gesetz zur Beschleunigung des Wasserstoffhochlaufs (WassBG) sollte in ein größeres Gesetz zum \r\nHochlauf grüner Gase insgesamt eingebettet werden, das neben Wasserstoff und Wasserstoffderivaten \r\nauch Biogas und Biomethan adressiert. Nur so lassen sich die Ziele zur Emissionsminderung, Versor\u0002gungssicherheit und Bezahlbarkeit erreichen.\r\nDas Spektrum der Energieträger, auf die das WassBG angewendet werden soll, wird im Referentenent\u0002wurf (RefE) zu stark eingeschränkt: \r\n1. Das WassBG sollte alle Wasserstoffderivate adressieren, nicht nur Ammoniak und flüssige organi\u0002sche Wasserstoffträger. Insbesondere die Nutzung von synthetischem Methan (methanisiertem Was\u0002serstoff) bietet eine Reihe von Vorteilen:\r\n• Deutschland verfügt über eine sehr gut ausgebaute Methaninfrastruktur und ist in den inter\u0002nationalen Methantransit eingebunden. Die Nutzung dieser bestehenden Infrastruktur schafft \r\neinen erheblichen Geschwindigkeitsvorteil zur Erreichung der Klimaschutzziele.\r\n• Für die saisonale Energiespeicherung und die Befeuerung von Gaskraftwerken und flexiblen \r\nKraft-Wärme-Kopplungsanlagen sowie den Import eignet sich Methan besser als Wasserstoff.\r\n• Methan kann als Kohlenwasserstoff über die bestehende Infrastruktur den Kohlenstoffbedarf \r\nder chemischen Industrie decken, Wasserstoff nicht.\r\n• Es gibt Synergieeffekte zwischen der Herstellung von Biomethan und der Herstellung von syn\u0002thetischem Methan.\r\n2. Das WassBG sollte nicht nur Wasserstoff aus Elektrolyse adressieren, sondern auch biogenen Was\u0002serstoff, z.B. aus Biogas-Dampfreformierung oder Biomasse-Pyrolyse.\r\n3. Das WassBG sollte deshalb folgende Infrastruktur einbeziehen: \r\n• eine Anlage zur Erzeugung von biogenem Wasserstoff;\r\n• eine Anlage zur Gewinnung von CO2 aus der Luft oder aus nachhaltiger Biomasse, ein\u0002schließlich Nebenanlagen (z.B. lokale CO2-Speicher oder Transportinfrastruktur);\r\n• eine Anlage zur Methanisierung von Wasserstoff, einschließlich Nebenanlagen (z.B. lokale \r\nCO2-Speicher oder Transportinfrastruktur);\r\n• Infrastruktur zur Einspeisung von synthetischem Methan ins Gasnetz.\r\nSeite 4\r\nStellungnahme zum RefE WassBG vom 11.04.2024 – Stand: 29.04.2024\r\nVorbemerkung\r\nDie Europäische Kommission sieht im REPowerEU-Plan eine deutliche Ausweitung der europäischen \r\nProduktion von Biomethan vor. Konkret soll die jährliche Einspeisung von Biomethan ins Gasnetz bis \r\n2030 von 3 auf 35 Milliarden Kubikmeter erhöht werden. Auch Deutschland weist noch ein signifikantes \r\nungenutztes Potenzial zum Ausbau der Biogas- und Biomethanerzeugung auf, das zur Erreichung die\u0002ses Zwecks gehoben werden sollte.\r\nDas Gesetz zur Beschleunigung des Wasserstoffhochlaufs (WassBG) sollte deshalb in ein größeres Ge\u0002setz zum Hochlauf grüner Gase insgesamt eingebettet werden, das neben Wasserstoff und Wasser\u0002stoffderivaten auch Biogas und Biomethan adressiert.\r\nDie vorliegende Stellungnahme bezieht sich auf die für die Bioenergie besonders relevanten Aspekte \r\ndes Referentenentwurfs (RefE). Für weitere Aspekte wird auf die Stellungnahme des Bundesverband \r\nErneuerbare Energie e.V. (BEE) verwiesen, die die Bioenergieverbände unterstützen.\r\nSeite 5\r\nStellungnahme zum RefE WassBG vom 11.04.2024 – Stand: 29.04.2024\r\n1. Zu § 2 Abs. 1 RefE WassBG (Anwendungsbereich): Es sollten alle \r\nWasserstoffderivate adressiert werden, einschließlich syntheti\u0002schem Methan\r\n§ 2 Abs. 1 RefE WassBG schränkt das Spektrum der Energieträger, auf die das Gesetz angewendet wer\u0002den soll, stark ein. Neben Wasserstoff in Reinform (Nr. 1-3, 8) werden nur das Wasserstoffderivat Am\u0002moniak (Nr. 4, 6) sowie flüssige organische Wasserstoffträger (Nr. 5, 7) adressiert. Diese Einschränkung \r\nist nach Ansicht der Bioenergieverbände verfehlt, weil sie insbesondere die potenzielle Rolle von syn\u0002thetischem Methan unterschätzt.\r\nBei synthetischem Methan (CH4) handelt es sich um ein Wasserstoffderivat, also einem Energieträger, \r\nder aus der Synthese von Wasserstoff (H2) und CO2 gewonnen wird. Wenn der Wasserstoff mit erneu\u0002erbarem Strom erzeugt und das CO2 aus einer erneuerbaren Quelle gewonnen wird, z.B. aus nachhal\u0002tiger Biomasse oder aus der Luft, dann handelt es sich bei synthetischem Methan ebenfalls um einen \r\nerneuerbaren Energieträger.\r\n1.1. Deutschland verfügt über eine gut ausgebaute Methaninfrastruktur\r\nDer deutsche Energiebedarf wird aktuell zu rund 25 Prozent über Methan gedeckt, überwiegend Erdgas. \r\nDazu verfügt Deutschland über eine gut ausgebaute Infrastruktur für den Import, Export, Verteilung\r\nund Speicherung von Methan (Gastransportnetz, Gasverteilnetz, Gasspeicher, LNG-Importterminals); \r\nentsprechend sind auch die Endgeräte technisch auf den Einsatz von Methan ausgerichtet (Gaskraft\u0002werke, Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, Heizkessel etc.). Bei einer Umstellung des Energieverbrauchs \r\nauf klimaneutrale Energieträger hat die (ganz oder anteilige) Nutzung von erneuerbarem Methan (Bi\u0002omethan, synthetisches Methan) den Vorteil, dass Kosten für den Neubau oder die Umrüstung beste\u0002hender Infrastruktur und Endgeräte sowie notwendige Änderungen im Nutzungsverhalten geringer \r\nausfallen können als bei einer Nutzung von reinem Wasserstoff oder anderen Wasserstoffderivaten.\r\nAuch würde die Geschwindigkeit zur Emissionsminderung erheblich an Fahrt gewinnen, da die Infra\u0002struktur vorhanden ist und die Energieträger schneller als bei einem Wasserstoffhochlauf genutzt wer\u0002den könnten.\r\n1.2. Deutschland ist in den internationalen Methantransit eingebunden\r\nSelbst wenn Deutschland langfristig anstrebt, die Gasversorgung vollständig auf Wasserstoff umzu\u0002stellen, so ist aufgrund der Vorteile von Methan (siehe Abschnitte 1.1. & 1.3.-1.5.) davon auszugehen, \r\ndass andere Länder weiterhin auf die Nutzung von Methan setzen: Langfristig entweder in Form von \r\nerneuerbarem Methan (Biomethan, synthetisches Methan) oder in Form von Erdgas mit CO2-Abschei\u0002dung. Ein europaweiter Plan für den vollständigen Ausstieg aus der Methannutzung ist nicht zu sehen.\r\nSo hat die Europäische Kommission im RePowerEU-Paket das Ziel ausgegeben, die Biomethan-Pro\u0002duktion in der EU bis 2030 auf 35 Milliarden Kubikmeter zu erhöhen. Entsprechend verpflichtet die \r\nnovellierte Gasbinnenmarktrichtlinie die EU-Mitgliedstaaten dazu, den erneuerbaren und CO2-armen \r\nGasen den Marktzugang und Zugang zur Infrastruktur zu gewährleisten, sowohl für die Fernleitungs\u0002als auch für die Verteilnetzebene, und dies nicht nur für Wasserstoff, sondern auch für erneuerbares \r\nMethan (Artikel 30 und Erwägungsgründe).\r\nSeite 6\r\nStellungnahme zum RefE WassBG vom 11.04.2024 – Stand: 29.04.2024\r\nDie Biogas- und Biomethanproduktion wird in den meisten europäischen Ländern aktuell stark aus\u0002geweitet. Viele Länder haben Ziele für die Biogas- und Biomethanproduktion erlassen oder die Rah\u0002menbedingungen für die Einspeisung von Biomethan ins Gasnetz verbessert. In Bezug auf die für den \r\ndeutschen Gashandel relevanten Länder gehören dazu insbesondere Österreich, Kroatien, Tschechien, \r\nDänemark, Estland, Frankreich, Ungarn, Italien, Lettland, Litauen, Luxemburg, die Niederlande, Polen, \r\ndie Slowakei, Slowenien, Spanien sowie die Schweiz. Dänemark strebt sogar an, seine Gasversorgung \r\nbis 2030 vollständig auf Biomethan umzustellen.1\r\nDeutschland ist im internationalen Gashandel ein bedeutender Knotenpunkt, so dass zumindest ein \r\nTeil der deutschen Fernleitungsnetze für den internationalen Transit von Methan benötigt wird. In \r\ndiesem Fall ist es sinnvoll, auch die Gasinfrastruktur in Deutschland mit der europäischen Infrastruk\u0002tur zu synchronisieren und zumindest teilweise weiterhin auf die Nutzung von Methan zu setzen.\r\n1.3. Für die saisonale Energiespeicherung und die Befeuerung von Gaskraft\u0002werken und flexiblen KWK-Anlagen sowie den Import eignet sich Methan bes\u0002ser als Wasserstoff\r\nDer Bedarf an gasförmigen Energieträgern wird auch zukünftig stark saisonal schwanken, weil längere \r\nPhasen mit hoher Residuallast im Stromsystem bzw. Spitzenlast in der Fernwärme überwiegend im \r\nWinter und dann auch etwa gleichzeitig auftreten, so dass gerade in den Wintermonaten von einem \r\nsehr hohen Bedarf auszugehen ist, während der Gasbedarf im Sommer sehr viel geringer liegt. Ange\u0002sichts der über das Jahr hinweg in etwa konstanten Importen bzw. heimischen Erzeugung besteht ein \r\ngroßer Bedarf einer saisonalen Speicherung von Gas, um im Winter den Bedarf an Brennstoff für Back\u0002Up-Kapazitäten zu decken. \r\nMethan kann problemlos in den heute bestehenden Gasspeichern in ausreichendem Umfang saisonal \r\ngelagert werden. Wird bei der saisonalen Speicherung ausschließlich auf Wasserstoff gesetzt, müssen \r\nnicht nur bestehende Gasspeicher umgerüstet werden, sondern es ist auch der Bau neuer Wasser\u0002stoffspeicher in großem Umfang notwendig. Denn im Vergleich zu Methan benötigt Wasserstoff insbe\u0002sondere in Kavernenspeichern ein dreimal so hohes Volumen für die gleiche Energiemenge.\r\nDas BMWK-Langfristszenario, das auf eine möglichst starke Elektrifizierung von Gebäudewärme, Fern\u0002wärme und Verkehr setzt, enthält für Deutschland im Jahr 2045 einen Bedarf zur Speicherung von Gas \r\nin Höhe von 73 TWh (in diesem Szenario Wasserstoff). In Form von Methan würden für diese Energie\u0002menge die bestehenden Gasspeicher ausreichen (aktuelle Kapazität bei Methan: 256 TWh). Aufgrund \r\nder anderen physikalischen Eigenschaften von Wasserstoff und der technischen Auslegung der Gas\u0002speicher auf Methan, ist jedoch nur ein Teil dieser Kapazität für Wasserstoff nutzbar. Konkret können \r\ndie bestehenden Gasspeicher laut einer Studie der Initiative Energien Speichern (INES) maximal 32 \r\nTWh Wasserstoff speichern.2\r\nSolange nicht in großem Stil neue Wasserstoffspeicher gebaut, ausreichend bestehende Gasspeicher, \r\nFernleitungs-, Hochdruck- und Mitteldruckverteilnetze, Gaskraftwerke und KWK-Anlagen auf die Was\u0002serstofffähigkeit umgerüstet sowie ausreichend Wasserstoff bereitgestellt werden kann, muss weiter\u0002hin eine Netzinfrastruktur auf Basis von Methan vorgehalten werden, um die Strom- und Fernwärme\u0002versorgung auch in den Wintermonaten sicher zu stellen. \r\n1 Eine Übersicht findet sich in: European Biogas Association (2023), Statistical Report 2023\r\n2\r\nInitiative Energien Speichern (2023), Vorschläge für einen Marktrahmen zur Entwicklung von Wasserstoffspeichern\r\nSeite 7\r\nStellungnahme zum RefE WassBG vom 11.04.2024 – Stand: 29.04.2024\r\n1.4. Methan kann über die bestehende Infrastruktur den Kohlenstoffbedarf der \r\nchemischen Industrie decken\r\nSelbst wenn die gesamte Energieversorgung Deutschlands ausschließlich auf Strom und Wasserstoff \r\numgestellt werden könnte, so blieben doch Wirtschaftsbereiche, die klimaneutrale Kohlenstoffmole\u0002küle mindestens als Grundstoff für ihre Produktionsprozesse benötigen („stoffliche Nutzung“). Hier \r\nsind allen voran die zwölf großen deutschen Chemieparks betroffen. Die deutsche Chemieindustrie \r\ngehört zu den besten weltweit und hat mit ihren zwölf größten Chemieparks eine hohe volkswirtschaft\u0002liche Bedeutung. Aber auch Raffinerien für strombasiertes Kerosin (synthetic aviation fuels) oder die \r\nAbluftbehandlung z.B. in Lackieranlagen benötigen CO2. Diese Prozesse können nicht ohne technischen \r\nAustausch auf die Nutzung von Methan verzichten, aber sehr wohl ohne Zusatzinvestitionen auf er\u0002neuerbares Methan umgestellt werden. Eine abrupte Umstellung der Technik führt zu erheblichen \r\nMehrinvestitionen, die insbesondere mittelständische Unternehmen überfordern.\r\n1.5. Es gibt Synergieeffekte zwischen der Herstellung von Biomethan und syn\u0002thetischem Methan\r\nRohbiogas besteht zu knapp 50 Prozent aus CO2, welches bei der Aufbereitung des Biogases zu Biome\u0002than (CH4) abgeschieden wird. Dabei fällt als Nebenprodukt klimaneutrales CO2 an. Eine technisch und \r\nwirtschaftlich sinnvolle Möglichkeit zum Transport und Einsatz von strombasiertem Wasserstoff ist \r\ndeshalb, Elektrolyseanlagen am Standort von Biogasaufbereitungsanlagen zu errichten. So kann das\r\nbei der Aufbereitung abgeschiedene CO2 des Biogases genutzt werden, um den Wasserstoff zu synthe\u0002tischem Methan zu verarbeiten. Da Biogasaufbereitungsanlagen ohnehin über einen Gasnetzanschluss \r\nverfügen, kann das synthetische Methan zusammen mit dem Biomethan ins Gasnetz eingespeist und \r\ndort zwischengespeichert bzw. an anderer Stelle wieder entnommen werden.\r\nSeite 8\r\nStellungnahme zum RefE WassBG vom 11.04.2024 – Stand: 29.04.2024\r\n1.6. Die dezentrale Methaneinspeisung kann den Wasserstoffhochlauf im \r\nTransportnetz unterstützen\r\nBei der Umstellung von bestehenden Gastransportnetzen von Methan auf Wasserstoff im Zuge des \r\nsukzessiven Ausbaus des Wasserstoff-Kernnetzes muss sichergestellt werden, dass bestehende Me\u0002than-Verbraucher auch in Verteilnetzen weiterhin sicher versorgt werden können. Die dezentrale Ein\u0002speisung von erneuerbarem Methan (Biomethan, synthetischem Methan) in Netze auf der Verteilnetz\u0002ebene reduziert den Bedarf von Methan aus vorgelagerten Hochdrucknetzen. Infolgedessen könnten \r\neinzelne Hochruckleitungsstränge für die Versorgung mit Wasserstoff früher „frei“ und somit für Was\u0002serstoff umgenutzt werden, ohne dass zwangsläufig Methanverbraucher auf unteren Netzebenen nicht \r\nmehr versorgt werden können. Die Versorgung regionaler Endkunden mit Methan bleibt so trotz Um\u0002stellung ausgewählter Leitungsstränge der Hochdrucknetze sichergestellt.\r\nVorschlag\r\nDas WassBG sollte neben Wasserstoff nicht nur Ammoniak und flüssige organische Was\u0002serstoffträger adressieren, sondern – technologieneutral – alle Wasserstoffderivate. In \r\nBezug auf synthetisches Methan bedeutet dies insbesondere, dass in die Liste in § 2 Abs. \r\n1 RefE die folgende Infrastruktur aufgenommen wird:\r\n• Eine Anlage zur Gewinnung von CO2 aus der Luft oder aus nachhaltiger Biomasse, ein\u0002schließlich Nebenanlagen (z.B. lokale CO2-Speicher oder Transportinfrastruktur);\r\n• eine Anlage zur Methanisierung von Wasserstoff, einschließlich Nebenanlagen (z.B. lokale \r\nCO2-Speicher oder Transportinfrastruktur);\r\n• Infrastruktur zur Einspeisung von synthetischem Methan ins Gasnetz.\r\n2. Zu § 2 Abs. 1 RefE WassBG (Anwendungsbereich): Es sollten alle \r\nQuellen für erneuerbaren Wasserstoff adressiert werden, auch \r\nWasserstoff aus Biomasse\r\nNeben der Herstellung von erneuerbarem Wasserstoff aus erneuerbarem Strom mittels Elektrolyse,\r\nkann erneuerbarer Wasserstoff auch aus Biomasse gewonnen werden. Dieser biogene Wasserstoff \r\nkann in konventionellen Techniken erzeugt werden und ist nahezu beliebig skalierbar. Er kann daher \r\nals Einstieg in eine erneuerbare Wasserstoffwirtschaft dienen und später, mit dem Roll-Out der Elekt\u0002rolyse, durch strombasierten Wasserstoff ergänzt oder ersetzt werden.\r\nHier sind zwei Verfahren besonders interessant, da für diese bereits heute technisch ausgereifte sowie \r\nkosteneffiziente Lösungen gefunden wurden, um auch kleine, dezentrale Anlagen zu betreiben und \r\ndort Wasserstoff herzustellen, wo er aktuell noch fehlt.\r\n2.1. Beispiel #1: Wasserstoff aus Biogas/Biomethan-Dampfreformierung\r\nDer Energiegehalt von Methan (CH4), also dem Hauptbestandteil von Rohbiogas oder Biomethan, \r\nstammt aus dem darin enthaltenen Wasserstoff (H) . Das heute übliche konventionelle Verfahren zur \r\nHerstellung von Wasserstoff in der Industrie ist die so genannte „Dampfreformierung“ von Methan \r\nSeite 9\r\nStellungnahme zum RefE WassBG vom 11.04.2024 – Stand: 29.04.2024\r\n(üblicherweise Erdgas), bei dem der Wasserstoff vom Kohlenstoff getrennt wird. In diesem konventio\u0002nellen Verfahren kann anstatt Erdgas auch Biogas oder Biomethan eingesetzt werden. \r\nDie Wasserstoffherstellung mithilfe der Dampfreformierung an kleineren Biogasanlagen ist insbeson\u0002dere dann lukrativ, wenn die Abwärme aus reiner Biogasverstromung nicht vor Ort abgesetzt werden \r\nkann und dezentrale Möglichkeiten der Wasserstoffgewinnung aus Elektrolyse eingeschränkt sind. Bi\u0002ogasanlage mit beispielsweise 400 kW elektrischer Leistung könnte etwa 430 kg H2/Tag erzeugen.\r\nEine Biomethan-Dampfreformierung hat den Vorteil, dass die bestehenden Anlagen in Raffinerien, die \r\nbislang Erdgas einsetzen, ohne technischen Änderungen auf Biomethan umgestellt werden können.\r\n2.2. Beispiel #2: Wasserstoff aus Biomasse-Pyrolyse\r\nSämtliche biologische Ausgangsstoffe wie Gülle, Klärschlamm, Biomüll, Waldrestholz oder landwirt\u0002schaftliche Reststoffe können in thermo-chemischen Umwandlungsprozesse unter Abwesenheit von \r\nSauerstoff in unterschiedliche Endprodukte gespalten werden. Dabei werden je nach Verfahren und \r\ngewünschten Endprodukten unterschiedliche Temperaturniveaus benötigt. Grundsätzlich fallen in der \r\nPyrolyse Kohle, Öl und Gase an. Während die Kohle sowie das Öl speicherbar sind, kann aus dem \r\nPyrolysegas eine große Bandbreite an unterschiedlichen Endprodukten entstehen. Beispielsweise \r\nkann mithilfe einer Wasserstoff-Shift Reaktion Wasserstoff gewonnen werden. Die Pflanzenkohle kann \r\nhingegen auf Äckern ausgebracht und eingearbeitet werden, um dort beispielsweise die Bodenfrucht\u0002barkeit zu steigern, ohne sich mittelfristig zu zersetzen. Dadurch ist die Herstellung von Pyrolysekohle \r\nauch ein effektiver Weg zur CO2-Fixierung.\r\nSeite 10\r\nStellungnahme zum RefE WassBG vom 11.04.2024 – Stand: 29.04.2024\r\nEine Alternative zur Pyrolyse fester Biomasse sind Pyrolyse-Verfahren mit Biomethan.\r\n2.3. Biogener Wasserstoff als Koppelprodukt der Gewinnung von klimaneut\u0002ralem CO2\r\nFür das Ziel der Klimaneutralität ist die Gewinnung von klimaneutralem CO2 ein entscheidender Bau\u0002stein: für die Nutzung z.B. als Grundstoff in der industriellen Produktion oder für die dauerhafte Spei\u0002cherung, um nicht vermeidbare Rest-Emissionen auszugleichen („Negativemissionen“).\r\nGrundsätzlich fällt klimaneutrales CO2 zwar bei vielen Verfahren der Erzeugung oder Nutzung von Bio\u0002energie an. Bei der Herstellung von biogenem Wasserstoff aber besonders viel. So wird z.B. bei der\r\nBiogasdampfreformierung nicht nur – wie bei der Biogasaufbereitung – das CO2 im Rohbiogas abge\u0002schieden, sondern auch der Kohlenstoffanteil im Methan.\r\nFür die CO2-Speicherung ist das Verfahren der Biomasse-Pyrolyse besonders geeignet, da der Kohlen\u0002stoff als Pflanzenkohle und damit bereits in festem Zustand anfällt.\r\nVorschlag\r\nDas WassBG sollte neben Wasserstoff aus Elektrolyse auch Wasserstoff aus Biomasse ad\u0002ressieren. Dies bedeutet, dass in die Liste in § 2 Abs. 1 RefE neben „Elektrolyseuren zur \r\nErzeugung von Wasserstoff“ auch „Anlagen zur Erzeugung von biogenem Wasserstoff“ auf\u0002genommen werden.\r\nSeite 11\r\nStellungnahme zum RefE WassBG vom 11.04.2024 – Stand: 29.04.2024\r\nKontakt \r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nSandra Rostek\r\nLeiterin\r\nTel.: 030-2758179-00\r\nEmail: rostek@bioenergie.de\r\nDr. Guido Ehrhardt\r\nReferatsleiter Politik des Fachverband Biogas e.V. 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Insgesamt sind in Deutschland Biogas-BHKW wird einer Gesamtleistung von 5,9 Gigawatt (GW) installiert. In\r\ndiesen werden 89 TWh (Terrawattstunden) Biogas zu 34 TWh Strom und einer etwa gleich großen\r\nMenge Wärme umgesetzt. Die Anlagen weisen damit 5.750 Volllaststunden pro Jahr auf. Dieser Anlagenpark sollte genutzt werden, um die Herausforderungen bei der Bereitstellung von Kraftwerkskapazitäten in Deutschland zu bewältigen.\r\nKonzept einer konsequenten Umrüstung der bestehenden Biogasanlagen auf eine noch\r\nflexiblere Strom-/Wärme-Erzeugung als Element der Kraftwerksstrategie\r\n• Kapazitäten für die Absicherung der Stromerzeugung aus Wind- und Solarenergie können perspektivisch verstärkt durch dezentrale Anlagen erbracht werden, die vor Ort mit Biogas oder nach Aufbereitung des Biogases und Anschluss ans öffentliche Gasnetz in dezentralen Biomethananlagen\r\nbetrieben werden.\r\n• An den bestehenden Anlagen, die z.B. aufgrund ihrer zu geringen Größe oder aufgrund bestehender gut entwickelter Wärmekonzepte nicht auf eine Einspeisung des Biogases ins Gasnetz (Biomethanerzeugung) umgerüstet werden können oder sollten, wird deutlich mehr BHKW-Leistung errichtet. Diese Leistung steht zur Deckung der Residuallast zur Verfügung. Dafür werden neue und größere Gas- und Wärmespeicher gebaut (Überbauung).\r\n• So können die BHKW in Zeiten mit niedrigem Strombedarf abgestellt, das Biogas in dieser Zeit\r\nzwischengespeichert und in Zeiten mit hohem Strombedarf mit deutlich erhöhter Leistung verstromt\r\nwerden. Mit dem Wärmespeicher kann die Wärmeversorgung auch in Zeiten aufrechterhalten werden, in denen die BHKW keinen Strom produzieren.\r\n• Durch diese Flexibilisierung der Anlagen erhöht sich die zur Verfügung stehende BHKW-Leistung,\r\naber da sich die Volllaststunden der BHKW verringern, wird nicht mehr Strom erzeugt, d.h. der\r\nKapazitätsausbau ist flächenneutral. Unabhängig von der Flexibilisierung stehen nachhaltige, flächenneutrale Substrate als Potenzial zur Verfügung, die auch gehoben werden sollten. Dies soll an\r\ndieser Stelle nicht intensiv dargelegt werden.\r\n• Allein mit der Flexibilisierung des Bestands ließen sich perspektivisch 24 GW verlässliche BHKWKapazität bereitstellen (siehe Tabelle unten). Bis 2030 könnte die Biogasbranche 12 GW beitragen,\r\nbei Hebung nachhaltiger Substratpotenziale sogar mehr.\r\n• Im Substratlager am Standort der Biogasanlage lagern Substrate für 1-2 Jahre. Die Biogaserzeugung kann deshalb saisonal unterschiedlich gefüttert und so die Strom-/Wärme-Erzeugung saisonal\r\nverschoben werden\r\n• Werden die BHKW an das Gasnetz angeschlossen, können die BHKW in den Zeiten, in denen die\r\nBiogasspeicher leer sind, mit Biomethan aus dem Gasnetz versorgt und insbesondere in der so\r\ngenannten Dunkelflaute als Lösung agieren.\r\nPositionspapier\r\nKraftwerksstrategie\r\n13.2.2023\r\nMögliche Entwicklung der Biogas-Verstromung als Element der Kraftwerksstrategie1\r\n2023 2030 2040 2045\r\nBiogaserzeugung für Stromerzeugung inkl. Biomethan 89 TWh\r\nStromerzeugung aus Biogas inkl. Biomethan 34 TWh el\r\nDurchschnittliche Überbauung von Biogas-BHKW 1,5 3 4 6\r\nInstallierte Biogas-Verstromungskapazität 5,9 GW 12 GW 16 GW 24 GW\r\nDurchschnittliche Betriebsstunden pro Jahr 5.740 2.920 2.190 1.460\r\nSchätzung der jährlichen Kosten der Flexibilisierung der Biogas-Verstromung für 2030 (keine Berücksichtigung der Brennstoffkosten in Form der EEG-Marktprämie):\r\n12 GW flexible Leistung für 1,4 Mrd. Euro pro Jahr. Hier wird eine Anhebung des EEG-Flexibilitätszuschlags auf 120 €/kW unterstellt.\r\nKurz-, mittel- und langfristige Einsparungen von volkswirtschaftlichen Kosten:\r\n• Der Förderbedarf für H2-Ready-Kraftwerke sinkt, da der Kraftwerksneubau bis 2030 um 6 GW und\r\nbis 2045 um 18 GW geringer ausfallen kann.\r\n• Die geplanten Gaskraftwerke sollen ab 2035 ihren Brennstoff von Erdgas auf Wasserstoff umstellen,\r\nwas zu deutlichen Mehrkosten führt. Biogas ist hingegen sehr viel günstiger als Wasserstoff. Wird\r\ndas Erdgas anstatt durch Wasserstoff mit Biogas ersetzt, fallen die Mehrkosten deutlich geringer aus.\r\nWerden anstatt 89 TWh Wasserstoff die heutigen 89 TWh Biogas eingesetzt, können in 2045 Brennstoffkosten in Höhe von 8,4 Mrd. Euro pro Jahr eingespart werden. Es sind weitere Kosteneinsparungen\r\nmöglich, wenn bestehende Gasnetze nicht von Methan auf Wasserstoff umgerüstet werden müssen.\r\n• Gleichzeitig werden 23 TWh klimaneutraler Wärme produziert, was andere Maßnahmen (und Kosten) zur Wärmeerzeugung ersetzt.\r\n• Auch die Vermeidung von mind. 20 Mio. Tonnen CO2 ist damit verbunden.\r\n• Der bei der Biogasproduktion anfallende klimaneutrale Dünger spart Mehrkosten einer Herstellung von\r\nklimaneutralem Dünger aus grünem Wasserstoff ein.\r\n• Durch das dezentrale Backup werden auch Redispatch- und Netz-Kosten eingespart, da der Ausgleich von Sonne und Wind regional erfolgt, wie unsere Studie Klimaneutrales Stromsystem zeigt.\r\n1 Entwicklung der Flexibilisierung von Biogasanlagen nach: Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (2021),\r\nNeues Strommarktdesign für die Integration fluktuierender Erneuerbarer Energien; Reformszenario für eine\r\numfassenden Flexibilisierung des Stromsystems (S. 36). "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme \r\nzum Referentenentwurf des Bundesministeriums \r\nder Finanzen zu \r\nÄnderungen im Strom\u0002und Energiesteuerrecht\r\nSeite 2\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf des BMF zu Änderungen im Strom- und Energiesteuerrecht\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze...............................................................................................................................3\r\nEinleitung ...........................................................................................................................................................4\r\n1 Zu Artikel 1 Änderung des Stromsteuergesetzes (StromStG).................................................5\r\n1.1 Nummer 1 a: Definition von Strom aus erneuerbaren Energieträgern \r\n(§ 2 StromStG)..........................................................................................................................................5\r\n1.2 Nummer 1 e: Definition von hocheffizienten Anlagen (§ 2 Nr. 10 StromStG........8\r\n2 Zu Artikel 3 Änderung der Stromsteuerdurchführungsverordnung (StromStV) .........10\r\n2.1 Nummer 10 b cc) & 10d): Nachweis Hocheffizienz (§ 8 StromStV) .........................10\r\n2.2 Nummer 16): Neuformulierung des Anlagenbegriffs (§12b StromStV).................10\r\nSeite 3\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf des BMF zu Änderungen im Strom- und Energiesteuerrecht\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\n1. Definition von Strom aus erneuerbaren Energieträgern muss Biomasse weiterhin einschließen: Steu\u0002erermäßigungen für Strom aus Biomasse können nach Artikel 15 der europäischen Energiesteuerricht\u0002linie und nach der kürzlich vorgenommenen Anpassung des EU-Beihilferechts weiterhin ausdrücklich \r\ngewährt werden, sofern die Anforderungen hinsichtlich der Nachhaltigkeit nach der Erneuerbare-Ener\u0002gien-Richtlinie der EU (RED) erfüllt werden. Der Referentenentwurf mit seiner kompletten Streichung \r\nvon Biomasse als erneuerbarem Energieträger geht also über europäische Vorgaben hinaus und wi\u0002derspricht der Gleichbehandlung von nachhaltiger Biomasse mit anderen erneuerbaren Energieträ\u0002gern.\r\n2. Präzisierung des Biomassebegriffs in der Definition von Strom aus erneuerbaren Energieträgern: Aus \r\nSicht der Bioenergieverbände ist die Anwendung bestehender Zertifizierungssysteme zum Nachweis \r\nder Einhaltung von Nachhaltigkeitsanforderungen sowie Anforderungen zur Treibhausgasminderung \r\nals verhältnismäßig und ohne zusätzlichen Bürokratieaufwand für Wirtschaft und Verwaltung zu be\u0002trachten, wenn der Geltungsbereich analog zu Artikel 44 Abs. 3 Buchstabe c) AGVO auf Anlagen ober\u0002halb einer nach § 1 BioSt-NachV festgelegten Größengrenze beschränkt wird. Andernfalls ist nicht ver\u0002mittelbar, dass Bioenergieanlagen eine umfangreiche Nachweisführung im Rahmen der BioSt-NachV \r\nerfüllen müssen und dies dann nicht bei der Anwendung des Stromsteuerrechts anerkannt wird.\r\n3. Nachweis als hocheffiziente Anlage sollte bei Bioenergieanlagen automatisch als erfüllt gelten: Aus \r\nder Vereinfachung der Nachweisführung für KWK-Anlagen nach § 2 Nr. 10 StromStG ergibt sich, dass \r\nBioenergieanlagen künftig einen Nachweis zur Einhaltung des Emissionswertes von 270 g CO2/kWh er\u0002bringen sollen. Da offen bleibt, wie der Nachweis bei Bioenergieanlagen, welche nicht automatisiert \r\neinen CO2-Footprint ermitteln, erfolgen soll, droht hier neuer Bürokratieaufwand, der anderweitige \r\nErleichterungen übersteigt. Es sollte daher präzisiert werden, dass KWK-Anlagen auf Basis von Bio\u0002masse nach § 2 BiomasseV den CO2-Emissionswert von 270 g CO2/kWh unterschreiten und dieses Kri\u0002terium für den Nachweis als hocheffiziente Anlage damit als erfüllt gilt. \r\nSeite 4\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf des BMF zu Änderungen im Strom- und Energiesteuerrecht\r\nEinleitung\r\nAm 15.12.2023 hat das Bundesministerium der Finanzen (BMF) darüber informiert, dass aufgrund einer \r\nÄnderung im europäischen Beihilferecht bestimmte Steuerbefreiungen für Strom aus erneuerbaren \r\nEnergieträgern nach § 9 Absatz 1 Nummer 1 und 3 des Stromsteuergesetzes (StromStG) ab dem 1. Ja\u0002nuar 2024 nicht mehr gewährt werden. Hintergrund ist, dass mit Inkrafttreten der Verordnung \r\n(EU) 2023/1315 zur Änderung des EU-Beihilferechts (AGVO) Strom aus fester Biomasse oberhalb von 20 \r\nMW Feuerungswärmeleistung (FWL) sowie Biogas oberhalb von 2 MW FWL nicht mehr als Strom aus \r\nerneuerbaren Energieträgern im Sinne des Stromsteuergesetzes zählt. \r\nMit dem Entwurf eines Gesetzes zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Ener\u0002giesteuerrecht will das BMF die seit dem 1.1.2024 bestehende Rechtsunsicherheit im Bereich der Steu\u0002ervergünstigungen für Strom aus Biomasse beseitigen. Das Gesetz zielt u.a. darauf ab, das Strom- und \r\nEnergiesteuerrecht um ausgelaufene EU-Beihilfen zu bereinigen. Doch anstatt die Formulierungen der \r\nAGVO, welche die Gewährung von Steuervergünstigungen für Strom aus Biomasse unter bestimmten \r\nBedingungen weiterhin gestattet, in deutsches Recht zu übernehmen, streicht das BMF Biomasse (fest \r\nund gasförmig) komplett aus der Definition für Strom aus erneuerbaren Energieträgern. Damit er\u0002schafft das BMF eine weitere, neue, Definition für Erneuerbare Energieträger, die Bioenergie komplett \r\nausklammert, obwohl in anderen deutschen Gesetzen (und Rechtsakten der Europäischen Union) die\u0002ser Begriff bereits eindeutig geregelt ist.\r\nDes Weiteren ergibt sich aus der Vereinfachung der Nachweisführung für KWK-Anlagen nach § 2 Nr. 10 \r\nStromStG, dass Bioenergieanlagen künftig einen Nachweis zur Einhaltung des Emissionswertes von \r\n270 g CO2/kWh erbringen sollen. Da offen bleibt, wie der Nachweis bei Bioenergieanlagen, welche nicht \r\nautomatisiert einen CO2-Footprint ermitteln, erfolgen soll, droht hier neuer Bürokratieaufwand, wel\u0002cher anderweitige Erleichterungen übersteigt. \r\nIn der folgenden Stellungnahme gehen die Bioenergieverbände näher auf die vorgenannte Kritik am \r\nReferentenentwurf ein und schlagen konkrete Lösungsvorschläge vor.\r\nSeite 5\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf des BMF zu Änderungen im Strom- und Energiesteuerrecht\r\n1 Zu Artikel 1 Änderung des Stromsteuergesetzes (StromStG)\r\n1.1 Nummer 1 a: Definition von Strom aus erneuerbaren Energieträgern\r\n(§ 2 StromStG)\r\nHintergrund und Änderung im Entwurf \r\nDie im vorliegenden Entwurf angegangenen Anpassungen im Energie- und Stromsteuergesetz sind u.a. \r\nmit Änderungen im Beihilferecht begründet. Nach Artikel 15 der europäischen Energiesteuerrichtlinie \r\n2003/96/EG können Mitgliedsstaaten „uneingeschränkte oder eingeschränkte Steuerbefreiungen oder \r\nSteuerermäßigungen gewähren für elektrischen Strom, der aus Biomasse oder aus Biomasse herge\u0002stellten Erzeugnissen gewonnen wird“. Auch nach der kürzlich vorgenommenen Anpassung des EU\u0002Beihilferechts (Artikel 44 Abs. 3 Buchstabe c) AGVO) können Steuerermäßigungen für Strom aus Bio\u0002masse weiterhin ausdrücklich gewährt werden, sofern die Anforderungen hinsichtlich der Nachhaltig\u0002keit nach der Richtlinie EU 2018/2001 (RED II) erfüllt werden. Der Referentenentwurf mit seiner kom\u0002pletten Streichung von Biomasse als erneuerbarem Energieträger geht also über europäische Vorga\u0002ben hinaus und gefährdet die Gleichbehandlung von nachhaltiger Biomasse mit anderen erneuerba\u0002ren Energieträgern. \r\nDie Streichung von Biomasse aus der Definition von Strom aus erneuerbaren Energieträgern schafft \r\ndarüber hinaus eine neue Begriffsdefinition für Erneuerbare Energieträger, wo das Ordnungsrecht auf \r\neuropäischer (Erneuerbare-Energien-Richtlinie (EU) 2018/2001) und deutscher Ebene (Erneuerbare\u0002Energien-Gesetz (EEG 2023) den Begriff „Erneuerbare Energien“ bereits klar regelt. Es ist schwer ver\u0002mittelbar, warum Biomasse nach dem StromStG nicht zu den erneuerbaren Energieträgern zählen soll, \r\nnach dem EEG aber schon. Aus Sicht der Bioenergieverbände sollte die Grundlage für die Begriffsdefi\u0002nition im EEG liegen. Dort (und auch in der Richtlinie (EU) 2018/2001) ist Biomasse Teil der Begriffsde\u0002finition für erneuerbare Energieträger.\r\nAuswirkung des Entwurfs \r\nDie Änderung in § 2 StromStG ist deswegen relevant, weil Befreiungstatbestände nach § 9 (1) Nr. 1 und \r\nNr. 3 an die Eigenschaft als erneuerbarer Energieträger geknüpft sind. Zahlreiche Anlagen im Bereich \r\nder Stromerzeugung aus fester Biomasse aber auch Biogas/Biomethan haben in den vergangenen \r\nJahren diese Befreiungen für selbst verbrauchten Strom bzw. in unmittelbarer Umgebung gelieferten \r\nStrom genutzt. Insbesondere die hohen Strompreise in Folge des russischen Angriffskriegs auf die \r\nUkraine haben Unternehmen veranlasst, vermehrt Strom direkt zu nutzen und nicht in das Netz der \r\nöffentlichen Versorgung einzuspeisen. Für den Biogasbereich wird geschätzt, dass mind. 1/3 der 10.000 \r\nAnlagen als Überschusseinspeiser agieren. Im Bereich fester Biomasse liegt der Anteil der Über\u0002schusseinspeiser bei schätzungsweise 1/4 aller Anlagen über 1 MW FWL. \r\nSeite 6\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf des BMF zu Änderungen im Strom- und Energiesteuerrecht\r\nMit der Änderung im Beihilferecht waren bereits im Kalenderjahr 2024 seitens der Anlagenbetreiber \r\numfangreiche Änderungen mit neuen Antragstellungen verbunden. Im Übergangsjahr 2024 spielt für \r\nBiogas-/Biomethananlagen die Größenschwelle 2 MW Feuerungswärmeleistung (FWL), was etwa 800 \r\nkW elektrischer Bemessungsleistung entspricht, eine entscheidende Rolle. Für Anlagen mit fester Bio\u0002masse liegt diese Schwelle bei 20 MW FWL. Anlagen ab dieser Größe können entsprechende Befreiun\u0002gen nach § 9 (1) Nr. 1 und Nr. 3 StromStG nicht mehr nutzen und müssen andere Alternativen suchen, \r\num weiterhin die Steuerbefreiung für selbstverbrauchten Strom nutzen zu können. \r\nFür Anlagen bis 2 MW installierter Leistung kommt als Alternative der umständlichere Nachweis als \r\nhocheffiziente KWK-Anlage in Frage. Einige Betreiber sind diesem Weg gefolgt und haben entspre\u0002chende Nachweise erbracht, andere müssen den Strom nun versteuern und entlasten diesen nach \r\n§ 9 b StromStG. Gerade im Bereich der festen Biomasse liegen die Größen meist über 2 MW installierter \r\nLeistung, so dass nur die Entlastung nach § 9 b eine Option für Überschusseinspeiser darstellt. Im \r\nGegensatz zur Annahme in der Gesetzesbegründung, wonach Anlagen dieser Größenklasse in der Regel \r\nkeine Überschusseinspeiser seien, ist dies in der Praxis sehr wohl der Fall. Insbesondere im Bereich \r\nvon Abfallvergärungsanlagen sind stromintensive Aufbereitungen des Substrats erforderlich.\r\nMit der Herausnahme der Größengrenze müssen nun alle Biomasseanlagen alternative Wege gehen. \r\nDer Gesetzgeber versucht in den Regelungen zur Hocheffizienz Erleichterungen zu schaffen. Diese gel\u0002ten nur für Anlagen unter 2 MW installierter Leistung. Außerdem beinhaltet das Hocheffizienz-Krite\u0002rium neu Anforderungen an die CO2-Emissionen, dessen Nachweisführung nicht klar ist. \r\nForderung der Bioenergieverbände \r\nDie Bioenergieverbände fordern aus oben genannten Beweggründen, die Definition erneuerbarer \r\nEnergieträger anzupassen. So sollte Strom aus Anlagen unter den relevanten Größenschwellen der \r\nRED bzw. BioSt-NachV weiterhin uneingeschränkt als erneuerbarer Energieträger gelten. Für Anlagen \r\nüber 2 MW bzw. 20 MW FWL ist der Nachweis der Nachhaltigkeit Voraussetzung für den Erhalt der EEG\u0002Vergütung. Bei Erfüllung der Nachhaltigkeitskriterien kann es deshalb nicht sein, dass den Anlagenbe\u0002treibern steuerrechtliche Nachteile erwachsen. Die Einhaltung der Nachhaltigkeitskriterien der BioSt\u0002NachV muss deshalb als Voraussetzung für die Gewährung von Steuervergünstigungen genügen.\r\nVorschlag\r\n§ 2 StromStG Nummer 7 (Änderung): \r\nStrom aus erneuerbaren Energieträgern: Strom, der ausschließlich aus\r\nSeite 7\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf des BMF zu Änderungen im Strom- und Energiesteuerrecht\r\na) Wasserkraft, ausgenommen Strom aus Wasserkraftwerken mit einer installierten Generator\u0002leistung über zehn Megawatt,\r\nb) Windkraft,\r\nc) Sonnenenergie, \r\nd) Erdwärme, \r\ne) aus Biomasse und Biogas/Biomethan, soweit die jeweilige Biomasse nicht dem Geltungsbe\u0002reich der BioSt-NachV unterliegt \r\nf) aus Biomasse und Biogas/Biomethan, soweit die jeweilige Biomasse unter den Geltungsbe\u0002reich von § 1 BioSt-NachV fällt und die Nachhaltigkeitskriterien und die Kriterien für Treib\u0002hausgaseinsparungen der BioSt-NachV erfüllt,\r\nerzeugt wird.\r\nBegründung für die Präzisierung des Biomassebegriffs in der Definition von Strom aus erneuerbaren \r\nEnergieträgern \r\nAus Sicht der Bioenergieverbände ist die Anwendung bestehender Zertifizierungssysteme zum Nach\u0002weis der Einhaltung von Nachhaltigkeitsanforderungen sowie Anforderungen zur Treibhausgasminde\u0002rung durchaus als verhältnismäßig und ohne zusätzlichen Bürokratieaufwand für Wirtschaft und Ver\u0002waltung zu betrachten, sofern für den Anlagenbetreiber bereits Verpflichtungen nach § 1 BioSt-NachV \r\nbestehen. Mit dem Verweis auf den Geltungsbereich von § 1 BioSt-NachV wird sichergestellt, dass auch \r\nbei einem möglichen Absenken der Größengrenze (derzeit 2 MW FWL für Biogas/Biomethan bzw. 20 MW \r\nFWL für feste Biomasse) zur Umsetzung der novellierten Erneuerbare Energien Richtlinie (RED III – (EU) \r\n2023/2413) das StromStG nicht zusätzlich zur BioSt-NachV angepasst werden muss.\r\nEs ist schlicht nicht vermittelbar, dass Bioenergieanlagen bereits eine umfangreiche, bürokratische \r\nund aufwändige Nachweisführung im Rahmen der BioSt-NachV erfüllen müssen und dies dann nicht \r\nbei der Anwendung des Stromsteuerrechts anerkannt wird.\r\nZur Nachweisführung schlagen die Bioenergieverbände vor, dass die Hauptzollämter das Nachhaltig\u0002keitszertifikat für den jeweiligen Zeitraum als Nachweis verlangen können. Alle Bioenergieanlagen \r\nmüssen regelmäßig und lückenlos ein Zertifikat besitzen. Diese in der Regel zwei Dokumente pro Jahr \r\nkönnten zur Nachweisführung dienen.\r\nSeite 8\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf des BMF zu Änderungen im Strom- und Energiesteuerrecht\r\n1.2 Nummer 1 e: Definition von hocheffizienten Anlagen (§ 2 Nr. \r\n10 StromStG\r\nZiel des Gesetzgebers bei der Neufassung von § 2 Nr. 10 StromStG ist die Vereinfachung der Nachweis\u0002führung für KWK-Anlagen. Diese ist grundsätzlich zu begrüßen und relevant für Bioenergieanlagen. \r\nAufgrund der Streichung von Biogas/Biomasse aus der Definition von Strom aus erneuerbaren Ener\u0002gieträgern ist diese Eigenschaft bedeutsam für alternative Steuerbegünstigungen (insbesondere § 9 \r\n(1) Nr. 3 StromStG. Problematisch bei der Änderung ist jedoch, dass für den Nachweis der Hocheffizienz \r\ndie Einhaltung eines Emissionswertes von 270 g CO2/kWh nachgewiesen werden soll. Dieser Wert wird \r\nlaut Begründung von fossil betriebenen KWK-Anlagen erreicht. Für EE-Brennstoffe ist dort festgehal\u0002ten, dass die Einhaltung des Grenzwertes „unproblematisch“ sei. Da die Nachweisfrage offenbleibt, \r\ndroht hier neuer Bürokratieaufwand, die anderweitige Erleichterungen übersteigt. Bioenergieanlagen\r\nermitteln nicht automatisiert einen CO2-Footprint.\r\nForderung: \r\nIm Gesetz bzw. alternativ sollte festgehalten werden, dass KWK-Anlagen auf Basis von Biomasse nach \r\n§ 2 BiomasseV den CO2-Emissionswert von 270 g CO2/kWh unterschreiten und dieses Kriterium für den \r\nNachweis als hocheffiziente Anlage damit als erfüllt gilt. \r\nVorschlag\r\n§ 2 StromStG Nummer 10 (Änderung): \r\n10. hocheffiziente KWK-Anlagen: ortsfeste Anlagen zur gekoppelten Erzeugung von Kraft und Wärme, in \r\ndenen Strom erzeugt wird und die die Kriterien des Anhangs III der Richtlinie (EU) 2023/1791 des Euro\u0002päischen Parlaments und des Rates vom 13. September 2023 zur Energieeffizienz und zur Änderung \r\nder Verordnung (EU) 2023/955 (Neufassung) (ABl. L 231 vom 20.09.2023, S. 1), in der jeweils geltenden \r\nFassung mit der Maßgabe erfüllen, dass unabhängig vom Datum der Inbetriebnahme die direkten CO2-\r\nEmissionen aus der kombinierten Erzeugung je Kilowattstunde Energieertrag (einschließlich Wärme, \r\nKälte, Strom und mechanischer Energie) weniger als 270 g betragen. Bei KWK-Anlagen auf Basis von \r\nBiomasse nach § 2 BiomasseV gilt die vorgenannte Maßgabe als erfüllt;\r\noder alternativ (siehe auch 2.1)\r\n§ 8 Absatz 5 StromStV (Änderung): \r\nAls Nachweis für die Hocheffizienz von KWK-Anlagen werden anerkannt: \r\nSeite 9\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf des BMF zu Änderungen im Strom- und Energiesteuerrecht\r\n1. ein Gutachten, das von einem unabhängigen Sachverständigen nach den allgemein aner\u0002kannten Regeln der Technik erstellt wurde, oder\r\n2. Herstellernachweise, wenn die Angaben von einem sachverständigen Dritten in angemesse\u0002ner Zeit nachvollzogen werden können und die steuerlichen Belange dadurch nicht beein\u0002trächtigt werden, oder \r\n3. für Anlagen mit einer elektrischen Nennleistung von bis zu 2 Megawatt: eine Kopie des je\u0002weiligen Zulassungsbescheides des Bundesamtes für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle. \r\nDie Einhaltung der allgemein anerkannten Regeln der Technik wird vermutet, wenn das Sachverstän\u0002digengutachten oder der Herstellernachweis auf der Grundlage und nach den Rechenmethoden des \r\nAnhangs III der Richtlinie (EU) 2023/1791, in der jeweils geltenden Fassung, erstellt worden ist. Ist der \r\nBetreiber der Anlage nicht zugleich Inhaber eines Nachweises nach Satz 1, hat er neben dem Nachweis \r\neine Erklärung abzugeben, dass die dem Nachweis zugrunde liegenden technischen Parameter nicht \r\nverändert wurden. Abweichend davon gilt für KWK-Anlagen mit einer elektrischen Nennleistung von \r\nweniger als 1 Megawatt der Nachweis der Hocheffizienz als erbracht, sofern die direkten CO2-Emissio\u0002nen aus der kombinierten Erzeugung je Kilowattstunde Energieertrag (einschließlich Wärme/Kälte, \r\nStrom und mechanischer Energie) weniger als 270 g betragen. Unabhängig von ihrer elektrischen \r\nNennleistung gilt bei KWK-Anlagen auf Basis von Biomasse nach § 2 BiomasseV die vorgenannte Maß\u0002gabe als erfüllt. Das zuständige Hauptzollamt kann Auskünfte verlangen, die für die Prüfung der Hoch\u0002effizienz der Anlage erforderlich sind.“\r\nSeite 10\r\nStellungnahme zum Referentenentwurf des BMF zu Änderungen im Strom- und Energiesteuerrecht\r\n2 Zu Artikel 3 Änderung der Stromsteuerdurchführungsverordnung\r\n(StromStV)\r\n2.1 Nummer 10 b cc) & 10d): Nachweis Hocheffizienz (§ 8 StromStV)\r\nDie Streichung des Nachweises zum Nutzungsgrad wird im Sinne des Bürokratieabbaus ausdrücklich\r\nbegrüßt und würde die Akzeptanz der Nutzung von § 9 (1) Nr. 3 für Bioenergieanlagen unter 2 MW in\u0002stallierter Leistung deutlich erhöhen. (Nummer 10 b cc)). \r\nEbenso ist positiv, dass Anlagen unter 1 MW installierter Leistungen keinen „technischen“ Nachweis \r\nder Hocheffizienz erbringen müssen. Die Erleichterungen werden jedoch vollkommen konterkariert \r\ndurch den neuen Nachweis des CO2-Kriteriums (siehe oben bzw. Nummer 10 d).\r\nSpätestens an dieser Stelle muss klargestellt werden, dass Anlagen, die Biomasse einsetzen, dieses \r\nKriterium erfüllen.\r\n2.2 Nummer 16): Neuformulierung des Anlagenbegriffs (§12b StromStV)\r\nDie Bioenergieverbände begrüßen darüber hinaus die vorgenommene Neuformulierung des Anlagen\u0002begriffs, da diese zur Klarstellung beiträgt und klar auf den Standort der Anlage abstellt. Ebenso be\u0002grüßt wird die Klarstellung, dass Anlagen verschiedener Energieträger oder Eigentümer an einem \r\nStandort nicht zusammengefasst werden.\r\nInsbesondere bei Biogasanlagen, bei denen ein Eigentümer mehrere Anlagen an unterschiedlichen \r\nStandorten (u.a. sogenannte Satelliten-BHKW) betreibt, ist dies sehr zu begrüßen und führt dazu, dass \r\nmehr Anlagen unter die 2 MW-Grenze im Stromsteuerrecht fallen und entsprechende Befreiungen nut\u0002zen können.\r\nBegrüßt wird auch die Klarstellung, dass unter dem Begriff des „räumlichen Zusammenhangs“ der \r\nRadius von 4,5 km um die jeweilige Stromerzeugungseinheit zu verstehen ist. \r\n \r\nStand: 25.04.24\r\n \r\n \r\nKontakt \r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nEUREF-Campus 16 | 10829 Berlin\r\nhauptstadtbuero@bioenergie.de\r\nT: +49 (0) 30 27 58 179 – 0\r\nF: +49 (0) 30 27 58 179 – 29\r\nDas Hauptstadtbüro Bioenergie ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem \r\nDeutschen Bundestag und der Bundesregierung unter der Registernummer R000826 registriert und \r\nunterliegt dem gesetzlichen Verhaltenskodex des LobbyRG."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-04-25"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009607","regulatoryProjectTitle":"Novelle der Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft (EEW) ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/f0/e9/324823/Stellungnahme-Gutachten-SG2406260074.pdf","pdfPageCount":16,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme \r\nZum Entwurf des Bundes\u0002ministeriums für \r\nWirtschaft & Klimaschutz \r\nfür eine Novelle der\r\nBundesförderung für \r\nEnergie- und \r\nRessourceneffizienz in \r\nder Wirtschaft\r\nSeite 2\r\nStellungnahme zum Entwurf einer EEW-Novelle\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze...............................................................................................................................3\r\n1. Grundsätzliches: Unternehmen große wirtschaftliche und technische Freiheit \r\ngewähren............................................................................................................................................................4\r\n2. Förderrichtlinie für die Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in \r\nder Wirtschaft – Zuschuss und Kredit..................................................................................................4\r\n2.1 Sale- und Leaseback (5 Gegenstand der Förderung, nicht gefördert werden im \r\nRahmen dieser Förderrichtlinie) .............................................................................................................4\r\n2.2 Fördersätze Biomasseanlagen (8.2 Höhe der Förderung)....................................................4\r\n3. Modul 2: Prozesswärme aus erneuerbaren Energien...............................................................5\r\n3.1. Förderung von Anlagen mit Anschluss an ein Wärmenetz (1. Förderfähige \r\nAnlagen, allgemeine und spezifische Fördervoraussetzungen).......................................5\r\n3.2. Anforderungen und Fördervoraussetzungen (1.4 Biomasse\u0002Feuerungsanlagen)................................................................................................................................6\r\n3.2.1. Dokumentation der Herkunft und der Heizwert der eingesetzten \r\nBiomasse .............................................................................................................................................6\r\n3.2.2. Anlagen mit einer Nennwärmeleistung ab 5 MW..................................................6\r\n3.2.3. Ausnahmen von der Nachweispflicht für Anlagen mit einer \r\nNennwärmeleistung ab 5 MW.................................................................................................... 7\r\n3.3. Zugelassene Biomassearten (1.4 Biomasse-Feuerungsanlagen).............................8\r\n3.3.1. Brennstoffliste........................................................................................................................8\r\n3.4. Ausnahmen für Anlagen mit einer Nennwärmeleistung unter 700kW („kleine \r\nAnlagen“)....................................................................................................................................................9\r\n3.5. Dimensionierung von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (1.5 Kraft-Wärme\u0002Kopplungsanlagen)..............................................................................................................................10\r\n3.5. Antragsstellung Biomasseanlagen (2. Technische Unterlagen zur \r\nAntragstellung)...................................................................................................................................... 11\r\n4. Modul 4: Energie- und ressourcenbezogene Optimierung von Anlagen und \r\nProzessen......................................................................................................................................................... 11\r\n4.1. Änderung der Fördervoraussetzungen von 2.5.1 (Erzeugung von Biogas)......... 11\r\n4.1.1. Ausweitung des Substratspektrums .......................................................................... 11\r\n4.1.2. Streichung der der vollständigen betriebsinternen Nutzung des \r\nBiogases............................................................................................................................................. 12\r\n4.2. Ergänzung der Fördertatbestände in 2.5.2 (Nutzung von Abwärme) um \r\nWärmekonzepte mit mobilen Wärmespeichern ....................................................................13\r\n4.2.1. Anerkennung von nicht nutzbarer Nutzwärme aus KWK- und ORC\u0002Anlagen als Abwärme ..................................................................................................................13\r\nSeite 3\r\nStellungnahme zum Entwurf einer EEW-Novelle\r\n4.2.2. Neuer Fördertatbestand: Modulare Wärmespeicher.........................................13\r\n5. Stellungnahme zur Evaluation der „Bundesförderung für Energie- und \r\nRessourceneffizienz in der Wirtschaft“ (Zuschuss und Kredit/Förderwettbewerb).....14\r\nDas Wichtigste in Kürze \r\nMit dem vorliegenden Entwurf einer Novelle der Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizi\u0002enz in der Wirtschaft (EEW) werden der Bioenergie als einer der wichtigsten Bausteine bei der Imple\u0002mentierung Erneuerbarer Energien in der Industrie unnötige Beschränkungen auferlegt. \r\nDie unverhältnismäßige Absenkung der Förderquoten bei Biomasseanlagen verhindert die effiziente \r\nTransformation des Prozesswärmesektors im Mittelsand. Diese Absenkung ist zurückzunehmen, um \r\ndie Technologieneutralität des Förderprogrammes zu gewährleisten. \r\nDer direkten Elektrifizierung z.B. von Dampferzeugungsprozessen den Vorzug vor Holzenergie zu geben,\r\nist bei einem Strommix, der noch erhebliche Anteile von Kohlestrom enthält, nicht nachzuvollziehen. \r\nDie Wirtschaftlichkeit bei der Machbarkeitsprüfung zur Direktelektrifizierung muss mitberücksichtigt \r\nwerden. Auch die Auflage, Wasserstoff, der heute weder insgesamt noch als „grüner Wasserstoff“ ver\u0002fügbar ist, zu bevorzugen, ist widersinnig und behindert die Transformation des Sektors.\r\nDie weitestgehende Einschränkung auf die ausschließliche Nutzung von holzigen biogenen Rest- und \r\nAbfallstoffen wird dazu führen, dass sinnvolle Projekte der Defossilierung und des Klimaschutzes nicht \r\numgesetzt werden. Die Aufnahme von Sortimenten wie z.B. Waldrest- und Kalamitätsholz ist notwendig, \r\num nachhaltig verfügbare Biomassen zur Transformation der Prozesswärme nutzen zu können. Grund\u0002sätzlich sollten die Nachhaltigkeitskriterien der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung für die \r\neingesetzten Biomassen als Maßstab gelten.\r\nDas EEW muss gezielt Transformationstechnologien anreizen, die Klimaschutz, Wirtschaftlichkeit und \r\nVersorgungssicherheit sicherstellen. Als Fördertatbestand müssen dringend Hybridkesselsysteme auf\u0002genommen werden, die eine kombinierte Energieerzeugung aus Biomasse und Strom ermöglichen.\r\nDie Beschränkung der Förderung neuer Biogasanlagen in Modul 4 auf Anlagen, bei denen ausschließ\u0002lich biogene Reststoffe eingesetzt und das gesamte Biogas von dem Unternehmen selbst verbraucht \r\nwird, wird absehbar dazu führen, dass der Fördertatbestand nicht mehr in Anspruch genommen wird. \r\nDie Beschränkungen sollten deshalb gestrichen werden. Insofern an der Begrenzung des Biomasses\u0002pektrums festgehalten wird, sollte die Begrenzung analog zum Erneuerbare-Energien-Gesetz und zum \r\nGebäude-Energie-Gesetz explizit die politisch nicht erwünschten Substrate einschränken (maximal 40 \r\nProzent Getreidekorn oder Mais). Insofern Mindestvorgaben für den Eigenverbrauch gemacht werden, \r\nsollten sich diese ausschließlich auf die Wärmerzeugung beziehen. Dann könnte der erzeugte Strom \r\nins öffentliche Netz eingespeist werden, um in Zeiten von niedrigem Solar- und Windenergieaufkom\u0002mens die öffentliche Stromversorgung abzusichern.\r\nUm die KWK-Wärme von Biogasanlagen nutzbar zu machen, die weder betriebsintern genutzt noch \r\nüber ein Wärmenetz abtransportiert werden kann, sollten Wärmekonzepte gefördert werden, bei de\u0002nen die Wärme über mobile Wärmespeicher zu Abnehmern transportiert wird.\r\n \r\nSeite 4\r\nStellungnahme zum Entwurf einer EEW-Novelle\r\n1. Grundsätzliches: Unternehmen große wirtschaftliche und tech\u0002nische Freiheit gewähren\r\nEine effektive und effiziente Wärmewende in der Wirtschaft sollte Unternehmen eine möglichst große \r\nwirtschaftliche und technische Freiheit gewähren, damit sie jene Technologie wählen können, die am \r\nbesten zu ihren jeweiligen Produkten und Marktsituation passt. Der vorliegende Vorschlag zur Überar\u0002beitung der Prozesswärmeförderung wird den Anforderungen einer wirtschaftlichen Wärmewende bei \r\nweitem nicht gerecht. Anstatt auf möglichst viele und einfache Erfüllungsoptionen zu setzen, werden\r\nin dem vorliegenden Entwurf Barrieren aufgebaut, indem Anlagen zur Erzeugung von Prozesswärme \r\ntechnischen und wirtschaftlichen Restriktionen unterworfen werden (Modul 2) und viele potenzielle \r\nAdressaten der Förderung durch unnötige Restriktionen ausgeschlossen werden (Modul 4). Dies wird \r\ndie Wärmewende in der Industrie aufhalten und Chancen für Effizienzsteigerungen bei der Erzeugung \r\nund Nutzung erneuerbarer Brennstoffe ungenutzt lassen.\r\n2. Förderrichtlinie für die Bundesförderung für Energie- und Res\u0002sourceneffizienz in der Wirtschaft – Zuschuss und Kredit\r\n2.1 Sale- und Leaseback (5 Gegenstand der Förderung, nicht gefördert wer\u0002den im Rahmen dieser Förderrichtlinie)\r\nMaßnahmen wie Sale- und Leaseback Finanzierungen sind für viele Kunden heutzutage eine wertvolle \r\nUnterstützung, um wettbewerbsfähig im Markt zu bleiben, da es ohne solche Finanzierungsmöglich\u0002keiten vielen Betrieben z.B. in der Wäschereiindustrie ansonsten schwer möglich ist, erforderliche In\u0002vestitionen zur Effizienzsteigerung im Betrieb und Aufrechterhaltung der Nachhaltigkeitsanforderun\u0002gen der Kunden im hart umkämpften Markt tätigen zu können. Bisher waren Maßnahmen wie Sale\u0002und Leaseback-Lösungen vom BAFA für Förderanträge ausdrücklich akzeptiert. Das Contracting bleibt \r\nim EEW erhalten und so sollten auch andere Finanzierungsmodelle dem gleichgestellt werden\r\nVorschlag\r\nSale- und Leaseback Finanzierungsmöglichkeiten bleiben weiterhin wie auch das Contracting beste\u0002hen und werden nicht von einer Förderung ausgeschlossen.\r\n2.2 Fördersätze Biomasseanlagen (8.2 Höhe der Förderung)\r\nDie Förderung von Biomasseanlagen wird für kleine Unternehmen auf 40 % für mittlere Unternehmen \r\nauf 30 % und für große Unternehmen auf 20 % abgesenkt. Für die anderen Erneuerbaren Energien (EE) \r\nwerden die Fördersätze insgesamt nur um 5 % Punkte gekürzt im Gegensatz zur bestehenden Förde\u0002rung.\r\nDie Kürzung der Förderung für Biomasseanlagen im Vergleich zu Solarkollektoren, Wärmepumpen und \r\nder Geothermie steht im klaren Widerspruch zum Prinzip der Technologieoffenheit.\r\nSeite 5\r\nStellungnahme zum Entwurf einer EEW-Novelle\r\nTechnologieoffenheit setzt voraus, dass verschiedene Ansätze gleichberechtigt betrachtet werden. Die \r\nDefossilisierung der industriellen Prozesswärme zählt zu den größten Herausforderungen der Energie\u0002wende in Deutschland. Die Umstellung auf Erneuerbare Energieträger zählt für viele Unternehmen zu \r\nden strategischen Schlüsselfragen der nächsten Jahre. Vor allem für kleine und mittlere Unternehmen \r\nzählt der Fuel Switch oftmals zu den größten Investitionen in der Firmengeschichte. Neben der CO2-\r\nNeutralität ist es entscheidend, dass der Energieträger den wirtschaftlichen und technischen Anforde\u0002rungen der Unternehmen gerecht werden. In der industriellen Prozesswärmebereitstellung sind dabei \r\nentscheidenden Parameter das Temperaturniveau, die Grundlastfähigkeit und die Versorgungssicher\u0002heit. Im Mittel- und Hochtemperaturbereich ist Biomasse der Schlüsselenergieträger. Aufgrund der \r\nhohen Investitionskosten für Biomasseanlagen führt die Absenkung der Förderquoten in Verbindung \r\nmit den bereits vorgenommenen massiven Beschränkungen zu einer deutlichen Schlechterstellung \r\nund schadet der industriellen Prozesswärmewende. Eine Angleichung der Förderquoten im Sinne der \r\nTechnologieoffenheit ist dringend geboten.\r\nVorschlag\r\nModul 2 \r\n- Prozesswärme aus Erneuerbaren Energien - \r\nArtikel 41 AGVO\r\nSolarkollektoren, Wärmepum\u0002pen, Geothermie, Biomassean\u0002lagen\r\nBiomasseanlagen \r\nGroße Unternehmen 40 % 20 % \r\nMittlere Unternehmen 50 % 30 % \r\nKleine Unternehmen 60 % 40 % \r\nDer maximal mögliche Förderzuschuss beträgt 20 Millionen Euro pro Vorhaben\r\n3. Modul 2: Prozesswärme aus erneuerbaren Energien\r\n3.1. Förderung von Anlagen mit Anschluss an ein Wärmenetz (1. Förderfähige \r\nAnlagen, allgemeine und spezifische Fördervoraussetzungen)\r\nIn vielen Projekten bestehen Wärmenetze, in denen der überwiegende Teil der Wärme für Prozesse \r\ngenutzt wird und demnach eine Wärmeerzeugung und -nutzung im Sinne dieses Förderprogramms \r\nstattfindet. Es kann jedoch in keinem Projekt sichergestellt werden, dass alle Wärmeabnehmer die \r\nWärme überwiegend für Prozesswärme nutzen. Neben größeren gewerblichen Prozesswärmeabneh\u0002mern bestehen oft untergeordnete, kleine Wärmeabnehmer von Heizwärme. \r\nZum ersten Spiegelstrich:\r\nEs kann in keinem Projekt sichergestellt werden, dass alle Wärmeabnehmer die Wärme überwiegend \r\nfür Prozesswärme nutzen. Neben größeren gewerblichen Prozesswärmeabnehmern bestehen oft un\u0002tergeordnete, kleine Wärmeabnehmer von Heizwärme. Die aktuelle Regelung führt dazu, dass viele \r\nWärmeverbrauchskonstellationen nicht realisiert werden können. \r\nZum zweiten Spiegelstrich:\r\nSeite 6\r\nStellungnahme zum Entwurf einer EEW-Novelle\r\nEs kann in keinem Wärmenetz sichergestellt werden, dass ausschließlich Wärme des geförderten Nutz\u0002wärmeerzeugers eingespeist wird, da in der Regel Spitzenlast- und/oder Redundanzkessel bestehen \r\nbzw. die Nutzwärmeanlage auf die Grundlast des Netzes ausgelegt wird. Die Anforderung, dass im Jah\u0002resdurchschnitt mindestens 70 % der eingespeisten Nutzwärme von nur einem Unternehmen abge\u0002nommen werden dürfen, bilden viele in der Industrie gängige Wärmeverbrauchskonstellationen nicht \r\nab. Entscheidend ist, dass 70 % die eingespeiste Nutzwärme ausschließlich für Prozesse im Sinne des \r\nFörderprogramms abgenommen werden, ob diese Zielstellung durch eines oder mehrere Unterneh\u0002men erreicht wird, darf hier nicht ausschlaggebend sein. Eine Anpassung wäre hier dringend geboten, \r\nda die aktuelle Regelung zahlreiche Konstellationen aus der Förderung ausschließt und dadurch die \r\nindustrielle Prozesswärmewende ausbremst.\r\nÄhnlich wie für den Betrieb, der selbst eine Prozesswärmeanlage aufbaut, sollte auch die 50% \r\nNutzungsschwelle für Wärmenetze gelten.\r\nVorschlag\r\no Jeder an das Wärmenetz angeschlossene Wärmeabnehmer muss Die im Wärmenetz\r\nübertragene Wärme muss überwiegend (> 50%) für Prozesse im Sinne des Förderpro\u0002gramms nutzen. genutzt werden.\r\noder:\r\no Es wird ausschließlich überwiegend (> 50 %) die mit dem geförderten Nutzwärmeer\u0002zeuger erzeugte Nutzwärme in das Wärmenetz eingespeist. Außerdem nimmt eines \r\noder mehrere der an das Wärmenetz angeschlossenen Unternehmen im Jahresdurch\u0002schnitt mindestens 70 % der eingespeisten Nutzwärme ab und nutzt diese ausschließ\u0002lich für Prozesse im Sinne des Förderprogramms. Wärmemengen, die über die 70% \r\nhinausgehen, darf dieses Unternehmen auch für andere Einsatzwecke verwenden.\r\n3.2. Anforderungen und Fördervoraussetzungen (1.4 Biomasse-Feuerungsan\u0002lagen)\r\n3.2.1. Dokumentation der Herkunft und der Heizwert der eingesetzten Biomasse \r\nEs wird gefordert, die Herkunft und den Heizwert der eingesetzten Biomasse für die Betriebsdauer der \r\nAnlage zu dokumentieren und für etwaige Prüfungen vorzuhalten. Ein Einsatzstofftagebuch auf unbe\u0002fristete Zeit, also für die gesamte Lebensdauer der Anlage zu führen, erscheint unverhältnismäßig.\r\nAuch der gesetzliche Rahmen sieht deutlich kürzere Speicher- und Dokumentationspflichten vor. Eine \r\nAnpassung an den gesetzlichen Rahmen \r\nVorschlag\r\nDie Menge, die Herkunft und der Heizwert der eingesetzten Biomasse ist für die Betriebs\u0002dauer der Anlage bis zum Ablauf der Zweckbindungsfrist des Förderprogramms zu doku\u0002mentieren und für etwaige Prüfungen vorzuhalten.\r\n3.2.2. Anlagen mit einer Nennwärmeleistung ab 5 MW \r\nSeite 7\r\nStellungnahme zum Entwurf einer EEW-Novelle\r\nAnlagen mit einer Nennwärmeleistung ab 5 MW sind nur förderfähig, sofern der Antragsteller in geeig\u0002neter Form nachweisen kann, dass eine Direktelektrifizierung technisch nicht möglich und eine Nut\u0002zung von Wasserstoff technisch nicht möglich oder nicht wirtschaftlich ist. \r\nDie Stromnachfrage wird in den nächsten Jahren deutlich ansteigen. Neben dem Zuwachs bei elektri\u0002schen Anwendungen wie Elektrofahrzeugen und Wärmepumpen sowie der Elektrifizierung von Indust\u0002rieprozessen, treibt auch der Hochlauf der deutschen Wasserstoffwirtschaft die Stromnachfrage an. \r\nInsgesamt wird die Bruttostromnachfrage Schätzungen zu Folge bis 2030 auf 698 TWh und bis 2045 auf \r\n910 TWh steigen.1\r\nIm Jahr 2022 wurden in Deutschland 506,8 TWh Strom erzeugt. Insgesamt lag im Jahr \r\n2022 die Erzeugung aus erneuerbaren Energien bei 233,9 TWh. Der Anteil des aus erneuerbaren Ener\u0002gien erzeugten Stroms am Verbrauch lag im Jahr 2022 bei 48,3 Prozent (2021: 42,7 Prozent). Der Fokus \r\nauf eine Elektrifizierung großer Prozesswärmeanlagen, die in erster Linie Dampf erzeugen, erscheint \r\nkontraproduktiv und führt zu unnötigen Netzbelastungen und vermeidbaren Stromnachfragen. Statt\u0002dessen sollten vorhandene Alternativen mit der Biomasse genutzt werden. Gleiches gilt für die Ver\u0002wendung von Wasserstoff. Dieser sollte für Prozesse eingesetzt werden, in denen er unabkömmlich ist \r\nwie z.B. der Stahlherstellung. Dampf und andere Prozesswärme auf mittlerem Temperaturniveau aus \r\nWasserstoff herzustellen, erscheint nicht sinnvoll.\r\nGrößere Anlagen müssen auch dann realisiert werden können, wenn nachgewiesen wird, dass die Di\u0002rektelektrifizierung nicht wirtschaftlich ist. \r\nDie Größengrenze von 5 MW erscheint an dieser Stelle willkürlich gewählt. 7,5 MW wäre hier eine sinn\u0002vollere Größengrenze, da diese auch zukünftig in der überarbeiteten Erneuerbare Energien Richtlinie \r\nder EU (RED III) als Größengrenze für die Nachhaltigkeitszertifizierung verankert wird. Dies würde die \r\ndringend erforderliche Konsistenz zwischen europäischer und nationaler Gesetzgebung herstellen.\r\nVorschlag\r\nAnlagen mit einer Nennwärmeleistung ab 5 MW 7,5 MW sind nur förderfähig, sofern der \r\nAntragsteller in geeigneter Form nachweisen kann, dass eine Direktelektrifizierung tech\u0002nisch nicht möglich oder nicht wirtschaftlich ist und eine Nutzung von Wasserstoff tech\u0002nisch nicht möglich oder nicht wirtschaftlich ist. Eine Wirtschaftlichkeit ist nicht gegeben, \r\nwenn die Summe aus Investitions- und Energiekosten für die Direktelektrifizierung und \r\ndie Nutzung von Wasserstoff die Summe aus Investitions- und Energiekosten für die Nut\u0002zung der Biomasseanlage um mindestens 50% übersteigen. Hybridkesselanlagen mit ei\u0002ner Nennwärmeleistung ab 7,5 MW, die eine kombinierte Erzeugung aus Strom und Bio\u0002masse vorsehen, sind von der Nachweispflicht ausgenommen. \r\n3.2.3. Ausnahmen von der Nachweispflicht für Anlagen mit einer Nennwärmeleistung ab 5 MW \r\nDie Anforderung, dass die Nachweispflicht nur für Anlagen mit einer Nennwärmeleistung ab 5 MW für \r\nbiogene pflanzliche Abfall- und Reststoffe entfällt, wenn sie ausschließlich innerbetrieblich und vor \r\nOrt anfallen, ist unverhältnismäßig. In zahlreichen Branchen fallen keine innerbetrieblichen Abfall\u0002und Reststoffe, die als Regelbrennstoff eingesetzt werden zu können an. Auch das Kriterium, dass die \r\nBiomasse „vor Ort“ anfallen muss ist nicht zielführend, da die Nachhaltigkeit der Biomasse nicht an \r\n1EWI/ITG/FIW/ef.Ruhr (2021). dena-Leitstudie Aufbruch Klimaneutralität. Klimaneutralität\r\n2045 - Transformation der Verbrauchssektoren und des Energiesystems. Zusammenfassung.\r\nHerausgegeben von der Deutschen Energie-Agentur GmbH (dena)\r\nSeite 8\r\nStellungnahme zum Entwurf einer EEW-Novelle\r\neinen räumlichen Zusammenhang zur energetischen Nutzung geknüpft ist. Ein Ausschluss von Bio\u0002massen, die nicht am Ort der Energieerzeugung anfallen ist weder begründet noch sinnvoll, da somit \r\nauch verfügbare regional anfallende und vor allem nachhaltig nutzbare Biomassen ausgeschlossen \r\nwürden. \r\nEntscheidend ist, dass die zur Energieerzeugung eingesetzte Biomasse aus nachhaltigen Herkünften \r\nstammt. Die EU hat mit der Erneuerbare Energien Richtlinie II (RED II) einen regulatorischen Rahmen \r\ngeschaffen, der definiert, unter welchen Voraussetzungen Biomasse als nachhaltig eingestuft wird. \r\nDurch die Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung (BioSt-NachV) als nationale Umsetzung der \r\nRED II werden gesetzliche Anforderungen an die Nachhaltigkeit von Rest- und Abfallbiomassen sowie \r\nvon land- und forstwirtschaftlicher Biomasse zur energetischen Nutzung definiert. In der RED III wer\u0002den diese Anforderungen noch einmal verschärft und die Größengrenze für die Einhaltung der Nach\u0002haltigkeitsanforderungen von 20 MW auf 7,5 MW abgesenkt.\r\nVorschlag\r\n• Diese Nachweispflicht für Anlagen mit einer Nennwärmeleistung ab 5 MW entfällt, sofern \r\nausschließlich innerbetrieblich und vor Ort anfallende biogene pflanzliche Abfall- und \r\nReststoffe genutzt werden. Die Nachweispflicht entfällt ebenfalls für Biomassen, die die \r\nNachhaltigkeitsanforderungen der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung in der je\u0002weils geltenden Fassung erfüllen. \r\n3.3. Zugelassene Biomassearten (1.4 Biomasse-Feuerungsanlagen)\r\n3.3.1. Brennstoffliste \r\nIn der Positivliste des EEW werden ausschließlich pflanzliche Abfall- und Reststoffe benannt. Dabei \r\nspielen Energieholzsortimente aus dem Wald eine wichtige Rolle bei der Sicherstellung einer nachhal\u0002tigen lokalen Energieversorgung. Oft stehen für diese Sortimente wie Waldresthölzer und Schadholz \r\naus Kalamitäten keine adäquaten stofflichen Verwertungswege offen. Für den zwingend erforderlichen \r\nWaldumbau ist es notwendig, den Waldeigentümern die Verwertungsoption von ansonsten unverkäuf\u0002lichen Energieholzsortimenten nicht zu nehmen. Auch für die Sicherung der zuverlässigen Versorgung \r\nvon Industrieanlagen mit Brennstoff dürfen diese Sortimente von einer Nutzung nicht ausgeschlossen \r\nwerden.\r\nHinzu kommt Energieholz aus Kurzumtriebsplantagen und Agroforstsystemen (z.B. Pappeln und Wei\u0002den), deren Anbau perspektivisch auf marginalen Standorten und Flächen zur Biodiversitäts- und Um\u0002weltförderung wie z.B. wiedervernässten Moorflächen zunehmen wird. Auch diese zunehmend wichti\u0002ger werdenden Energieholzsortimente müssen in die Positivliste aufgenommen werden. Auch ein Hin\u0002weis darauf, dass Pellets aus den zugelassenen Brennstoffen in den Anlagen zulässig sind, würde für \r\nmehr Rechtssicherheit bei den Anlagenbetreibern führen.\r\nVorschlag\r\nZu den Biobrennstoffen im Sinne dieses Förderprogramms zählen:\r\n• Produkte land- oder forstwirtschaftlichen Ursprungs aus pflanzlichem Material oder aus Teilen \r\ndavon, die die Nachhaltigkeitskriterien gemäß Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung in \r\nSeite 9\r\nStellungnahme zum Entwurf einer EEW-Novelle\r\nder jeweils geltenden Fassung einhalten. Der Anteil an Produkten, die hauptsächlich zur Nut\u0002zung des Energieinhalts angebaut wurden, wie zum Beispiel Anbaubiomasse, darf nicht mehr \r\nals 50 % an der gesamten eingesetzten Biomasse betragen;\r\n• Biogene Abfall- und Reststoffe, falls die erzeugte Wärme genutzt wird\r\nDie Brennstoffliste wird mindestens um die nachfolgenden Sortimente ergänzt:\r\n• Holz aus Kalamitäten \r\n• Waldrestholz und nicht sägefähiges „Industrieholz“ \r\n• Erstdurchforstungsmaterial \r\n• Holz aus Agroforstsystemen und Kurzumtriebsplantagen \r\n• Siebüberläufe aus der Grünschnittkompostierung \r\n• Presslinge aus den benannten Stoffen, die die Anforderungen gem. BioSt-NachV erfüllen \r\n3.4. Ausnahmen für Anlagen mit einer Nennwärmeleistung unter 700kW \r\n(„kleine Anlagen“)\r\nNur für Anlagen unter 700 kW ist land- und forstwirtschaftliche Biomasse eine zulässige Option. Es darf \r\nin diesen kleinen Anlagen jedoch nur bis zu 25 % eingesetzt werden. Diese kleinen Anlagen spielen bei \r\nder Prozesswärmewende jedoch nur eine untergeordnete Rolle.\r\nDurch die nahezu vollständige Streichung des Einsatzes von land- und forstwirtschaftlicher Biomasse\r\nwird das verfügbare Brennstoffband unverhältnismäßig eingeschränkt und das unternehmerische Ri\u0002siko in Bezug auf die Versorgungssicherheit deutlich erhöht. Die Grenze von 700 kW sollte auf 7,5 MW \r\nangehoben werden, damit auch hier die notwendige Konsistenz mit der RED III hergestellt wird. In \r\nAnlagen unter 7,5 MW sollte es zudem möglich sein, weiterhin bis zu 50 % land- und forstwirtschaftliche \r\nBiomasse einzusetzen, sofern die Nachhaltigkeitskriterien der BioSt-NachV eingehalten werden. Bei \r\nAnlagen größer 7,5 MW sollte es möglich sein bis zu 25 % naturbelassene Biomasse gemäß 1. BImSchV \r\n§3 (4, 5, 5a und 8) einzusetzen.\r\nFür die eingesetzten Brennstoffe sollte die Nachhaltigkeit das entscheidende Kriterium sein. Mit der\r\nBioSt-NachV liegen geeignete Nachweiskriterien vor.\r\nVorschlag\r\nDie Ausnahmeregelungen am Ende von Abschnitt 1.4. werden wie folgt formuliert bzw. \r\nergänzt:\r\nAusnahmen für Anlagen unter und über 700 kW \r\nAusnahmen für Anlagen mit einer Nennwärmeleistung unter 700 7.500 kW („kleine Anlagen“)\r\nAusschließlich in Anlagen mit einer Nennwärmeleistung unter 700 7.500 kW darf auch pflanzliche Bio\u0002masse eingesetzt werden, bei der es sich nicht um Abfall- oder Reststoffe handelt, wenn die Anforde\u0002rungen gem. Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung eingehalten werden. Der Anteil dieser pri-\r\nSeite 10\r\nStellungnahme zum Entwurf einer EEW-Novelle\r\nmären bzw. naturbelassenen Biomasse an der insgesamt eingesetzten Biomasse darf im Jahresdurch\u0002schnitt aber nicht mehr als 25 % 50 % betragen. Außerdem muss es sich um naturbelassene Biomasse \r\ngemäß 1. BimSchV §3 Absatz 1 Nummer\r\n• 4 „naturbelassenes stückiges Holz einschl. anhaftender Rinde (…)“,\r\n• 5 „naturbelassenes nicht stückiges Holz (…)“,\r\n• 5a „Presslinge aus naturbelassenem Holz (…)“ oder\r\n• 8 „Stroh und ähnliche pflanzliche Stoffe, nicht als Lebensmittel bestimmtes Getreide (…)“\r\nhandeln.\r\nAusnahmen für Anlagen mit einer Nennwärmeleistung über 7.500 kW \r\nIn Anlagen mit einer Nennwärmeleistung über 7.500 kW darf auch pflanzliche Biomasse eingesetzt \r\nwerden, bei der es sich nicht um Abfall- oder Reststoffe handelt, wenn die Anforderungen gem. Bio\u0002massestrom-Nachhaltigkeitsverordnung eingehalten werden. Der Anteil dieser primären bzw. natur\u0002belassenen Biomasse an der insgesamt eingesetzten Biomasse darf im Jahresdurchschnitt aber nicht \r\nmehr als 25% betragen. Außerdem muss es sich um naturbelassene Biomasse gemäß 1. BimSchV §3 \r\nAbsatz 1 Nummer \r\n• 4 „naturbelassenes stückiges Holz einschl. anhaftender Rinde (…)“, \r\n• 5 „naturbelassenes nicht stückiges Holz (…)“, \r\n• 5a „Presslinge aus naturbelassenem Holz (…)“ oder \r\n• 8 „Stroh und ähnliche pflanzliche Stoffe, nicht als Lebensmittel bestimmtes Getreide (…)“ \r\nhandeln.“ \r\n3.5. Dimensionierung von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (1.5 Kraft-Wärme\u0002Kopplungsanlagen)\r\nDurch stark schwankende Lastgänge in Gewerbe- und Industriebetrieben kann eine überwiegende Ab\u0002deckung des innerbetrieblichen Strombedarfs nur bei ausreichend großer Dimensionierung der Anlage \r\nerreicht werden. Eine Netzausspeisung sollte während der Zweckbindefrist nicht ermöglicht werden. \r\nDie vorgegebene Formel führt dazu, dass die Bemessung des KWK-Systems für die stark schwankenden \r\nLastgänge und Tag-Nacht-Rhythmen der Industriebetriebe zu klein ausfällt. Die Anlage muss somit \r\ngrößer ausfallen, als nur den durchschnittlichen Jahresbedarf maximal leisten zu können. \r\nVorschlag\r\nDie KWK-Anlage ist nach folgender Formel mit dem 1,5-fachen des jährlichen elektrischen \r\nEnergiebedarfes der Betriebsstätte auszulegen. \r\n𝑃el,max =\r\n𝟏, 𝟓 ∗ 𝐸el, Jahr\r\n𝑡Betrieb\r\n𝐸el, Jahr = Jährlicher elektrischer Energiebedarf der Betriebsstätte in kWh\r\n𝑡Betrieb = Betriebsstunden am Standort\r\nSeite 11\r\nStellungnahme zum Entwurf einer EEW-Novelle\r\nDie Anlage ist regelungstechnisch so einzubinden, dass eine Einspeisung von elektrischer \r\nEnergie in das öffentliche Netz weitestgehend vermieden wird. Dazu ist die Anlage rege\u0002lungstechnisch auf den am Standort anfallenden aktuellen Strombedarf zu begrenzen. \r\n3.5. Antragsstellung Biomasseanlagen (2. Technische Unterlagen zur Antrag\u0002stellung)\r\nBei dem eingeforderten Sachverständigen-Nachweis über die Einhaltung der BimSchV sollte auf das \r\nGesetz verwiesen werden und nicht auf eine nachrangige Verordnung.\r\nVorschlag\r\nBestätigung eines Sachverständigen über die Einhaltung der Anforderungen der BimSchV\r\ndes BimSchG und seiner Verordnungen sowie die ggf. notwendige Betriebserlaubnis nach \r\nBimSchV Genehmigung nach BimSchG muss für eine etwaige Prüfung vorgehalten werden.\r\n4. Modul 4: Energie- und ressourcenbezogene Optimierung von \r\nAnlagen und Prozessen\r\n4.1. Änderung der Fördervoraussetzungen von 2.5.1 (Erzeugung von Biogas)\r\nDas novellierte EEW soll auch Effizienzsteigerungen in der Bereitstellung Erneuerbarer Energieträger \r\nerreichen und fördert deshalb auch Investitionen in Biogasanlagen (Modul 4, Abschnitt 4.1.). Tatsäch\u0002lich haben viele Biogasanlagenbetreiber die Förderung bisher in Anspruch genommen, um Anlagen\u0002komponenten auf moderne und effizientere umzustellen und den Produktionsprozess im Allgemeinen \r\neffizienter zu gestalten. Mit dem vorliegenden Entwurf werden die Förderbedingungen für neue Bio\u0002gasanlagen jedoch so stark verschärft, dass der Fördertatbestand absehbar nicht mehr in Anspruch \r\ngenommen wird. Insbesondere in folgenden Hinsichten sollte der Entwurf angepasst werden.\r\n4.1.1. Ausweitung des Substratspektrums \r\nDas unter den Fördervoraussetzungen beschriebene zulässige Substratspektrum ist unnötig restriktiv \r\nund schließt viele sinnvolle Investitionen in neue Anlagenkonzepte von der Förderung aus. Folgende \r\nÄnderungen werden vorgeschlagen:\r\n1. Die Einschränkung der Einsatzstoffe bei Neuanlagen auf Rest- und Abfallstoffe muss gestrichen oder \r\ndeutlich umgestaltet werden. Rest- und Abfallstoffe fallen normalerweise sehr dezentral an, haben in \r\nder Regel keinen hohen Energieertrag und sind deshalb nur selten über längere Strecken zu transpor\u0002tieren. Um eine wirtschaftliche Anlagengröße zu erreichen, benötigen deshalb selbst Biogasanlagen, \r\ndie auf Basis von Rest- und Abfallstoffen errichtet werden, einen Mindestanteil energiereicher Sub\u0002strate wie nachwachsender Rosthoffe. \r\n2. Einsatzstoffliste um ökologisch besonders wertvolle Anbaubiomasse ohne Begrenzung zulassen. Der \r\nHintergrund der sehr restriktiven Substratliste ist offensichtlich, stärker Biomassepotenziale zu er\u0002schließen, die in keiner Konkurrenz zur Nahrungs- und Futtermittelproduktion stehen. Davon gibt es \r\nviele, werden jedoch nicht aufgeführt. Dazu gehören insbesondere Zwischenfrüchte (z.B. Kleegras aus \r\nSeite 12\r\nStellungnahme zum Entwurf einer EEW-Novelle\r\ndem Ökolandbau) und der Aufwuchs von Biodiversitätsflächen (z.B. Blühpflanzen). Insofern eine Be\u0002grenzung des Einsatzstoffspektrums beibehalten wird, sollten diese Pflanzen ausgenommen bzw. die \r\nBegrenzung auf die politisch nicht erwünschten Kulturen abzielen (z.B. Mais). \r\nVorschlag\r\nInsofern an der Begrenzung der Einsatzstoffe festgehalten werden soll, schlagen wir vor, \r\nin Analogie zum Gebäudeenergiegesetz (§ 71f Abs. 4 GEG) im Merkblatt zu Modul 4 Ab\u0002schnitt 2.5.1. den vierten Punkt der Aufzählung wie folgt zu formulieren:\r\n„Der zur Erzeugung des Biogases eingesetzte Anteil von Getreidekorn oder Mais darf in \r\njedem Kalenderjahr insgesamt höchstens 40 Masseprozent betragen. Als Mais im Sinne \r\nvon Satz 1 sind Ganzpflanzen, Maiskorn-Spindel-Gemisch, Körnermais und Lieschkolben\u0002schrot anzusehen.“\r\n4.1.2. Streichung der der vollständigen betriebsinternen Nutzung des Biogases \r\nEine Fördervoraussetzung für neue Biogasanlagen in Modul 4 ist, dass 100 Prozent des jährlich erzeug\u0002ten Gases im Unternehmen genutzt werden. Die Einspeisung des Biogas ins Gasnetz soll dabei nicht \r\nals betriebsinterne Nutzung zählen. \r\nDie Bioenergieverbände lehnen diese Pflicht einer vollständigen betriebsinterne Nutzung ab. Hierzu \r\ngibt es so gut wie keine Betreiberkonzepte. Die zentrale energiewirtschaftliche Funktion von Biogas\u0002anlagen ist die Bereitstellung von flexibler Leistung zum Ausgleich der fluktuierenden Stromerzeugung \r\naus Wind- und Solarenergie. Um diese Funktion erfüllen zu können, müssen Biogasanlagen ihre Strom\u0002erzeugung aber an den Signalen des Strommarktes ausrichten, nicht an dem betriebsinternen Strom\u0002bedarf. Auch in Bezug auf die Wärmeauskopplung ist ein Mindestanteil einer betriebsinternen Nutzung \r\nnicht sinnvoll. Der Prozesswärmebedarf einer Biogasanlage beträgt typischerweise 25 Prozent der er\u0002zeugten Wärme. Die darüberhinausgehende Wärme wird auf die betriebswirtschaftlich effizienteste \r\nWeise genutzt. Typischerweise gehören dafür alle naheliegenden Wärmebedarfe, z.B. für betriebsin\u0002terne Trocknungsprozesse oder Gebäudebeheizung; erst wenn diese Wärmebedarfe vollständig ge\u0002deckt sind, wird Wärme extern abgegeben. Ein Mindestanteil für die betriebsinterne Nutzung der er\u0002zeugten Wärme ist deshalb im besten Fall unnötig, weil aus betriebswirtschaftlichen Gründen bereits \r\nder gesamte betriebsinterne Bedarf gedeckt wird, und im schlechtesten Fall ineffizient, weil zusätzliche \r\nbetriebsinterne Wärmeverbräuche geschaffen werden müssen, um den Mindestanteil zu erfüllen. Dies \r\nkonterkariert der Förderzweck des EEW.\r\nVorschlag\r\nEs wird kein Mindestanteil für die betriebsinterne Verwendung des Biogases bei Neuan\u0002lagen festgelegt. Der erste Punkt der Aufzählung in Abschnitt 2.5.1. wäre ersatzlos zu strei\u0002chen.\r\nFalls dennoch ein Mindestanteil für die betriebsinterne Verwendung des Biogases festge\u0002legt wird, dann sollte er im Fall einer Nutzung in KWK-Anlagen ausschließlich auf die er\u0002zeugte Wärme beziehen, so dass der Strom vollständig ins öffentliche Netz eingespeist \r\nwerden kann. Im Merkblatt zu Modul 4 wäre in Abschnitt 2.5.1. der erste Punkt der Aufzäh\u0002lung wie folgt zu formulieren:\r\nSeite 13\r\nStellungnahme zum Entwurf einer EEW-Novelle\r\n„Für den Fall, dass das Biogas mit einer KWK-Anlage in Wärme und elektrische Energie \r\numgewandelt wird, bzw. werden soll, gilt: Die Biogasanlage kann dann nur gefördert wer\u0002den, wenn im Jahresdurchschnitt mindestens 50% der erzeugten Wärme im Unternehmen \r\nselbst genutzt wird.“\r\n4.2. Ergänzung der Fördertatbestände in 2.5.2 (Nutzung von Abwärme) um \r\nWärmekonzepte mit mobilen Wärmespeichern\r\nViele Biogasanlagen liegen nicht in der Nähe von ausreichend großen Wärmesenken, um die Wärme \r\naus dem KWK-Prozess hochwertig nutzen zu können. Oft ist der Transport der KWK-Wärme über Wär\u0002menetze mit hohen Wärmeverlusten und entsprechenden Zusatzkosten verbunden. Auch ist in vielen \r\nFällen ist die Errichtung von Wärmenetzen gar nicht möglich, weil z.B. eine Leitungsverlegung über eine \r\nVielzahl von Grundstücken verlaufen würde und die notwendigen Grunddienstbarkeiten nicht erteilt \r\nwerden und/oder weitere Hindernisse wie Topografie, Altlasten und Belange des Naturschutzes ent\u0002gegen.\r\nIn diesen Fällen stellen insbesondere mobile Wärmespeicher eine praxiserprobte u. effiziente Lösung \r\ndar, um nicht nutzbare Wärme aus Biogasanlagen für außerbetriebliche Zwecke nutzbar zu machen. \r\nWärmekonzepte, bei denen nicht-nutzbarer Wärme aus Biogasanlagen über mobile Wärmespeicher \r\ntransportiert wird, sind aber aufgrund verschiedener Regelungen nicht förderfähig. Mit der laufenden \r\nEEW-Novelle sollten die Rahmenbedingungen verbessert und die verstärkte Nutzung von Wärme aus \r\nBiogasanlagen ermöglicht werden.\r\n4.2.1. Anerkennung von nicht nutzbarer Nutzwärme aus KWK- und ORC-Anlagen als Abwärme \r\nDas größte Problem ist, dass Wärme aus KWK- und ORC-Anlagen im Sinne des EEW nicht als „Abwärme“, \r\nsondern als „Nutzwärme“ eingestuft. Damit fällt sie grundsätzlich aus dem Regelungsbereich von Mo\u0002dul 4, Abschnitt 3.2. heraus. Eine Aufnahme ist deshalb zwingend notwendige Voraussetzung für einen \r\nFördertatbestand von mobilen Wärmespeichern, die nicht-nutzbare Wärme aus Biogasanlagen auf\u0002nehmen. \r\nVorschlag\r\nNutzwärme aus KWK- u. ORC- Anlagen, die aufgrund technischer, energetischer oder wirt\u0002schaftlicher Limitationen bisher nicht leitungsgebunden in Nutzung gebracht werden \r\nkonnte, ist durch die Nutzung von stationären oder mobilen Wärmespeichern im Rahmen \r\nder EEW als Abwärme zu bewerten. So werden im Übrigen auch Schwierigkeiten zwischen \r\nder Abgrenzung von Abwärme und nicht nutzbarer Wärme aus KWK- bzw. ORC-Anlagen \r\nbeseitigt, die – wie in Industriebetrieben oft üblich – über eine gemeinsame Wärmesam\u0002melschiene abgeführt werden.\r\n4.2.2. Neuer Fördertatbestand: Modulare Wärmespeicher \r\nMobile Wärmespeicher selbst sind aktuell kein Fördertatbestand, müssten also explizit aufgenommen \r\nwerden. Die Förderung erfolgt technologieoffen, ist also nicht auf bestimmte Technologien beschränkt.\r\nVorschlag\r\nSeite 14\r\nStellungnahme zum Entwurf einer EEW-Novelle\r\nDie Fördertatbestände in 4.3. werden wie folgt ergänzt:\r\n„Förderfähig sind Maßnahmen zur Nutzung von Abwärme, die durch Prozesse entsteht, \r\nbeispielsweise:\r\n[…]\r\nd) Investive Maßnahmen zur Einspeisung von Abwärme in stationäre oder mobile Wärme\u0002speicher, inklusive der erforderlichen Speichertechnologie. \r\nBezüglich der Verwendung der erschlossenen Abwärme gibt es keine Einschränkungen. \r\nDie Wärme kann beispielsweise auch für die Beheizung von Gebäuden verwendet wer\u0002den.“\r\n5. Stellungnahme zur Evaluation der „Bundesförderung für Ener\u0002gie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft“ (Zuschuss und \r\nKredit/Förderwettbewerb)\r\n \r\nDer Evaluierungsbericht zur EEW → LINK! Enthält einige Passagen, die aus Sicht des HBB irreführend \r\nsind bzw. zu falschen Schlüssen verleiten. \r\n1. So heißt es z.B. auf S. 174 zum Brennstoffmix: „Es ist davon auszugehen, dass insbesondere \r\nHolzabfälle der Kategorie „A 1 – naturbelassenes Holz“ und „A 2 – verleimtes, gestrichenes, \r\nbeschichtetes, lackiertes oder anderweitig behandeltes Altholz ohne halogenorganische Ver\u0002bindungen in der Beschichtung und ohne Holzschutzmittel, das lediglich mechanisch bearbei\u0002tet wurde“ zu den bei der Produktion anfallenden Reststoffen gehören und deshalb direkt im \r\nUnternehmen verwertet werden, in dem diese Abfälle anfallen.“\r\nBei dieser Annahme handelt es sich - vermutlich bedingt durch die Art der Evaluierung - um \r\neine Fehleinschätzung. Industrielle Prozesswärmeanlagen, die Altholz der Kategorien A I / A II \r\nverwerten, werden in zahlreichen Wirtschaftszweigen eingesetzt, bei denen keine eigene Rest\u0002stoffverwertung in ausreichendem Umfang zur Prozesswärmeerzeugung stattfindet. Die Anla\u0002gen müssen demnach die A I / A II-Brennstoffe zu 100 Prozent zukaufen.\r\nDem HBB liegen Zahlen von Mitgliedsunternehmen aus dem Förderzeitraum 2020 – 2023 vor, \r\naus denen hervorgeht, dass vor allem im kleinen und mittleren Anlagensegment Altholz\u0002Brennstoffe zu 100 Prozent zugekauft werden müssen. Die förderpolitischen Privilegien, z.B. die \r\nFreistellung von Nachweispflichten greifen daher für diese Anlagen nicht. Grundsätzlich zeich\u0002net die Annahme aus Sicht der Branche ein falsches Bild von den Brennstoffbeschaffungs\u0002strukturen im industriellen Prozesswärmebereich.\r\nZudem kann die Annahme, dass es sich bei A I- und A II-Althölzern um produktionsinterne \r\nAbfälle handelt, nicht zutreffen, wenn die Begriffe abfallrechtlich korrekt verwendet werden \r\nund auch von den Unternehmen in der Abfrage korrekt zugeordnet wurden: wenn es sich um \r\nproduktionsintern anfallendes und auch verwendetes Holz handelt, ist es per abfallrechtlicher \r\nDefinition kein Abfall, also auch kein Altholz, sondern Nebenprodukt bzw. Reststoff, in diesem \r\nFall Industrierestholz. Zum Abfall würde es erst, wenn sich das Unternehmen dieses Restholzes \r\nentledigen wollte, und es einem Abfallverwerter überlässt.\r\nSeite 15\r\nStellungnahme zum Entwurf einer EEW-Novelle\r\n2. Auf S. 180 führt der Evaluierungsbericht zu den Brennstoffkosten von Altholz aus: „In der Be\u0002fragung wurden die geförderten Unternehmen zudem nach Brennstoffpreisen für die Biomasse \r\ngefragt. Die wenigen Antworten der Teilnehmenden der Befragung ergaben eine sehr große \r\nStreubreite der Ergebnisse. Gerade bei Unternehmen, die eigene Holzabfälle der Kategorien A \r\nI und A II nutzen, dürften zudem keine Brennstoffkosten anfallen. Vielfach wurde auch in der \r\nBefragung darauf verwiesen, dass die Anlagen noch nicht in Betrieb sein.“\r\nIn Verbindung mit der falschen Annahme, dass A I/A II-Brennstoffe hauptsächlich in der eige\u0002nen Produktion anfallen, wird der Eindruck vermittelt, dass für den Einsatz von Altholz nahezu \r\nkeine Brennstoffkosten anfallen. In den letzten Jahren sind die Brennstoffkosten für A I- und \r\nA II-Sortimente im Zuge der Energiekrise drastisch angestiegen und liegen aktuell nach einer \r\nPhase der „Normalisierung“ für A I-Sortimente bei ca. 47 €/t und für A II-Sortimente bei ca. 25 \r\n€/t (Vgl. EUWID Recycling und Entsorgung, Preisspiegel Januar 2024).\r\nDie Annahme, dass für die energetische Verwertung von Holzabfällen nahezu keine Brenn\u0002stoffkosten anfallen, setzt in Richtung Fördermittelgeber falsche Signale, insbesondere bei der \r\nBewertung der Wirtschaftlichkeit der Anlagen. Hier ist aus Sicht des HBB dringend eine Diffe\u0002renzierung der Betrachtung durchzuführen.\r\n3. Zum Einsatz von Biomasseanlagen heißt es im Evaluierungsbericht auf S. 180 schließlich: „Bi\u0002omasseanlagen kommen zudem bisher nur in wenigen Wirtschaftszweigen zum Einsatz und \r\ndann vor allem in Branchen, in denen eine Reststoffverwertung stattfindet.“\r\nAuch diese Annahme ist aus Sicht des HBB irreführend. Biomasseanlagen werden in zahlrei\u0002chen Wirtschaftszweigen eingesetzt. Dem HBB liegen von Anlagenbauern Rückmeldungen zum \r\nEinsatzbereich vor, nach denen Biomasseanlagen in einer Vielzahl von Branchen eingesetzt \r\nwerden, wie z.B. in der Pharmaindustrie, Lebensmittelverarbeitung, Pflanzenproduktion, Bau\u0002stoffindustrie, Energieversorgung, Entsorgungswirtschaft, Pulverbeschichtung, Holzindustrie, \r\nFuttermittelproduktion und Textilreinigung. Mit Ausnahme der Holzindustrie fallen in den \r\nBranchen keine Reststoffe an, die für eine energetische Reststoffverwertung zur Prozesswär\u0002meerzeugung ausreichen würde. Die Anlagen sind teilweise zu 100 Prozent auf Brennstoffzu\u0002kauf angewiesen.\r\nFür den Erfolg der EEW und deren Überarbeitung ist es entscheidend, die im Evaluierungsbericht ge\u0002machten Aussagen korrekt einordnen zu können. Nur auf Basis fundierter und richtig interpretierter \r\nSachlage sollte eine Anpassung der EEW vorgenommen werden. \r\n \r\nKontakt \r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nSandra Rostek\r\nLeiterin\r\nTel.: 030-2758179-00\r\nEmail: rostek@bioenergie.de\r\nMalte Trumpa\r\nReferent für Holzenergie des Fachverband Holzenergie (FVH)\r\nTel.: 030-2758179-20\r\nEmail: trumpa@bioenergie.de \r\nSeite 16\r\nStellungnahme zum Entwurf einer EEW-Novelle\r\nDr. Guido Ehrhardt\r\nReferatsleiter Politik des Fachverband Biogas e.V. (FvB)\r\nTel.: 030-2758179-16\r\nEmail: guido.ehrhardt@biogas.org"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Die aktuelle \r\nÜberarbeitung, zu der derzeit ein Stakeholder-Beteiligungsprozess läuft, sollte laut der Verbände \r\ndringend genutzt werden, um Verbesserungen für die Biomassenutzung in der Prozesswärme um\u0002zusetzen. \r\nSandra Rostek zeigt sich enttäuscht und unterstreicht: „Der erste Aufschlag des BMWK zur Überarbeitung der \r\nMerkblätter der Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft (EEW) vertut erneut \r\neine große Chance, echte Verbesserungen zur Biomassenutzung in der Prozesswärme zu erreichen. Gerade \r\nhier müssen unnötige Beschränkungen für die Bioenergie als einer der wichtigsten Bausteine für den Ausbau\r\nErneuerbarer Energien in der Industrie im Sinne des Klimaschutzes aber auch der Versorgungssicherheit, \r\nbeseitigt werden.“ Der Anteil erneuerbarer Energien bei der industriellen Prozesswärme liegt aktuell nur bei \r\nrund 7 % und ist damit das Schlusslicht der Wärmewende. Gleichzeitig werden in diesem Bereich 19 % des \r\ngesamten deutschen Energieverbrauchs eingesetzt, womit die Prozesswärme in der Industrie zu den größten \r\nEnergieverbrauchern Deutschlands gehört.\r\n„Es müsste klar sein, dass wir die Ziele der Wärmewende verfehlen werden, wenn wir den Bereich der indust\u0002riellen Prozesswärme nicht besser adressieren! Allen voran muss die starke Absenkung der Förderquoten für \r\nBiomasse zurückgenommen werden“, fordert Rostek. Bei der letzten Novelle der EEW im Februar wurde die\r\nbisherigen Förderquoten für alle erneuerbaren Energien abgesenkt - besonders einschneidend jedoch für\r\nBiomasseanlagen. Für kleine Unternehmen wurde die Förderung auf 40 % für mittlere Unternehmen auf 30 \r\n% und für große Unternehmen auf 20 % um jeweils 20 Prozentpunkte abgesenkt. Für die anderen Erneuer\u0002baren Energien wurden die Fördersätze insgesamt nur um 5 Prozentpunkte im Vergleich zur vorherigen För\u0002derung gekürzt. „Doch gerade für kleine und mittlere Unternehmen zählt der Fuel Switch oftmals zu den \r\ngrößten Investitionen in der Firmengeschichte. Neben der CO2-Neutralität ist es entscheidend, dass der Ener\u0002gieträger den wirtschaftlichen und technischen Anforderungen der Unternehmen gerecht wird. Aufgrund der \r\nhohen Investitionskosten für Biomasseanlagen führt die Absenkung der Förderquoten in Verbindung mit den \r\nbereits vorgenommenen massiven Beschränkungen zu einer deutlichen Schlechterstellung und schadet der \r\nindustriellen Prozesswärmewende“, führt Rostek aus. \r\nDaneben müssen laut der Verbände auch die bereits erfolgten Einschränkungen für Biomasse der Vergan\u0002genheit endlich abgeschafft werden. Dazu zählt, neben den nicht sachgerechten und politisch willkürlich \r\nfestgelegten förderfähigen Holzbrennstoffen, dass der direkten Elektrifizierung z.B. von Dampferzeugungs\u0002prozessen der Vorzug vor Holzenergie gegeben wird, indem zwar die technische Umsetzbarkeit, nicht jedoch \r\ndie Wirtschaftlichkeit als Fördervoraussetzung von Biomasse gegenüber der Wärmeerzeugung aus Strom gilt. \r\nDie Leiterin des HBB erläutert: „Für Unternehmen kann es mit den jetzigen Förderbedingungen betriebswirt\u0002schaftlich sinnvoller sein, gänzlich auf eine Umrüstung der Prozesswärmeerzeugung zu verzichten und wei\u0002terhin Erdgas zu nutzen, da ein wirtschaftlicher Betrieb der Wärmeerzeugung keine Rolle spielt. Dies ist nicht \r\nnur schlecht für den Klimaschutz in der Industrie, sondern auch für den Stellenwert, den Wettbewerbsfähig\u0002keit in der Regierung einzunehmen scheint.“\r\n2\r\nNicht zuletzt sind auch die Einschränkungen für die Förderung neuer Biogasanlagen derart restriktiv, dass \r\nhier auf absehbare Zeit wohl gar kein Fördertatbestand nicht mehr in Anspruch genommen wird. „Um bei\u0002spielsweise KWK-Wärme von Biogasanlagen nutzbar zu machen, die weder betriebsintern genutzt noch über \r\nein Wärmenetz abtransportiert werden kann, sollten zukünftig Wärmekonzepte gefördert werden, bei denen \r\ndie Wärme über mobile Wärmespeicher zu Abnehmern transportiert wird“, schließt Rostek.\r\nWeitere Änderungsempfehlungen zur EEW finden Sie in der heute eingereichten Stellungnahme des Haupt\u0002stadtbüros Bioenergie.\r\n \r\nÜber die Bioenergieverbände \r\nIm „Hauptstadtbüro Bioenergie“ bündeln vier Verbände ihre Kompetenzen und Ressourcen im Bereich Energiepolitik: der Bundesver\u0002band Bioenergie e.V. (BBE), der Deutsche Bauernverband e.V. (DBV), der Fachverband Biogas e.V. (FvB) und der Fachverband Holzener\u0002gie (FVH). Gemeinsam bilden sie die gesamte Bioenergiebranche ab von Land- und Forstwirten, Anlagen- und Maschinenbauern, Ener\u0002gieversorgern bis hin zu Betreibern und Planern. Das Hauptstadtbüro Bioenergie verleiht den vielen unterschiedlichen Akteuren und \r\nverschiedenen Technologien der Bioenergiewirtschaft eine gemeinsame starke Stimme gegenüber der Politik. Insbesondere in den \r\nSektoren Strom und Wärme setzt es sich technologieübergreifend für die energiepolitischen Belange seiner Trägerverbände ein. Im \r\nKontakt mit politischen Entscheidungsträgern kann das Hauptstadtbüro Bioenergie auf ein breites Unterstützernetzwerk zurückgreifen \r\nund kooperiert insbesondere mit dem Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE)\r\nwww.hauptstadtbuero-bioenergie.de \r\n \r\nKontakt \r\nBundesverband Bioenergie e.V. (BBE)\r\nBernd Geisen\r\nGeschäftsführer\r\nTel. 02 28 / 810 02 59\r\nMail: geisen@bioenergie.de\r\nFachverband Biogas e.V. (FvB)\r\nJörg Schäfer\r\nFachreferent Politische Kommunikation\r\nTel. 0 30 / 2758 179 15\r\nMail: Joerg.schaefer@biogas.org \r\nDeutscher Bauernverband e.V. (DBV)\r\nAxel Finkenwirth\r\nPressesprecher\r\nTel. 0 30 /31904 240\r\nMail: presse@bauernverband.net\r\nFachverband Holzenergie im BBE (FVH)\r\nGerolf Bücheler\r\nGeschäftsführer\r\nTel. 0 30 / 2758 179 21\r\nMail: buecheler@bioenergie.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nZur Eröffnung des\r\nFestlegungsverfahrens\r\nder BNetzA für den\r\nZugang von Biogas-\r\nanlagen zu den Gas-\r\nversorgungsnetzen vom\r\n08.05.2024\r\nSeite 2\r\nStellungnahme zur Eröffnung des Festlegungsverfahrens ZuBio vom 08.05.2024 – Stand: 18.07.2024\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze ............................................................................................................................... 3\r\n1. Grundsätzliches .......................................................................................................................................... 4\r\n1.1. Zum politischen Willen zur Verbesserung der Rahmenbedingungen für die\r\nBiomethaneinspeisung ........................................................................................................................ 4\r\n1.2. Zu den energie- und klimapolitischen Vorteilen zur Umstellung der Gasnetze\r\nauf erneuerbares Methan................................................................................................................... 4\r\n2. Zum Festlegungsgegenstand: Das Verfahren sollte um die Bedingungen für den\r\nGasnetzanschluss erweitert werden. (Überführung der bisherigen §§ 31-33 GasNZV) . 5\r\n3. Zu den Regelungen im Einzelnen ...................................................................................................... 6\r\n3.1. Zu den Begriffsbestimmungen (bisher geregelt in § 2 Nr. 8, § 32 GasNZV)......... 6\r\n3.2. Zu den Grundlagen der vertraglichen Ausgestaltung des Netzzugangs (bisher\r\ngeregelt in § 3 Abs. 1 S. 1 & Abs. 6 GasNZV)................................................................................ 6\r\n3.3. Zum den nicht überführten Regelungen zum Netzanschluss (bisher geregelt\r\ninsb. in § 33 GasNZV) ............................................................................................................................ 6\r\n3.4. Zu den Regelungen zum vorrangigen Zugang von Biogas (bisher geregelt in §\r\n34 GasNZV) ................................................................................................................................................. 8\r\n3.5. Zu den Qualitätsanforderungen für Biogas (bisher geregelt in § 36 GasNZV) .. 8\r\nSeite 7\r\nStellungnahme zur Eröffnung des Festlegungsverfahrens ZuBio vom 08.05.2024 – Stand: 18.07.2024\r\nJedoch besteht Bedarf einer Klarstellung in der Formulierung der Obergrenze für die Beteiligung des\r\nBetreibers in Höhe von 250.000 Euro (§ 33 Abs. 1 Satz 3 GasNZV).\r\nDie Formulierung ist sehr knapp und lässt verschiedene Auslegungen zu. Bis Herbst 2021 wurde diese\r\nRegel durchgehend so gehandhabt, dass Anlagenbetreiber die Kosten für die Einspeiseanlage und den\r\nersten Leitungskilometer maximal bis zu einem Betrag von 250.000 Euro übernehmen müssen; erst bei\r\nden Kosten für die darüber hinaus gehenden Leitungsabschnitte hat sich der Betreiber auch ggf. mit\r\neinem höheren Betrag zu beteiligten (¼ für den Anlagenbetreiber und ¾ für den Netzbetreiber). Im\r\nHerbst 2021 hat die BNetzA die betreffende Passage der GasNZV neu interpretiert. Nach der neuen\r\nAuslegung gilt die Obergrenze für die Beteiligung von Anlagenbetreibern nur für Projekte mit einer\r\nLeitungslänge von unter einem Kilometer – bei Projekten mit einer Leitungslänge von über einem Ki-\r\nlometer gilt keine Obergrenze (in diesen Fällen werden die gesamten Netzanschlusskosten nach dem\r\nVerhältnis ¼ zu ¾ zwischen Anlagen- und Netzbetreiber aufgeteilt).1\r\nEine Beschränkung der Obergrenze auf Projekte mit einer Leitungslänge von unter einem Kilometer ist\r\nnicht sinnvoll.\r\nZum einen bedeutet es massive Zusatzkosten für den Anlagenbetreiber und hemmt die Biomethanein-\r\nspeisung, wenn – wie von der BNetzA nun vorgesehen – Projekte mit einer Leitungslänge von über\r\neinem Kilometer von der Obergrenze für die Kostenbeteiligung ausgenommen sind. Beispielsweise\r\nangenommen: Bei einer Gasaufbereitungsanlage mit einer Leitungslänge von 3 km liegen die Netzan-\r\nschlusskosten (Einspeiseanlage zzgl. Leitung) bei etwa 4 Millionen Euro, von denen der absolut über-\r\nwiegende Teil auf die Einspeiseanlage entfällt. Die Methodik bis Herbst 2021 ergab bei einer solchen\r\nBeispielsanlage eine Kostenbeteiligung des Betreibers in Höhe von etwa 300.000 Euro; bei der seit\r\nHerbst 2021 von der BNetzA vorgegeben Methodik steigt die Kostenbeteiligung des Betreibers in die-\r\nsem fiktiven Fall hingegen auf eine Millionen Euro.2\r\nZum anderen führt eine Beschränkung der Obergrenze auf Projekte mit einer bestimmten Leitungs-\r\nlänge zum Teil zu willkürlichen Ergebnissen und gesamtwirtschaftlich unnötigen Kosten, da sie Anla-\r\ngenbetreiber zwingt, die Entfernung zum Gasnetz zum alleinigen Entscheidungskriterium werden zu\r\nlassen (z.B. wenn Anlagen an das Ortsnetz mit hohen Rückspeisungskosten angeschlossen werden,\r\num die Leitungslänge unter einem Kilometer zu halten). Die bisherige Handhabung der Obergrenze\r\nentsprach über einen Zeitraum von mehr als 10 Jahren der durchgängigen und unangefochtenen Re-\r\ngulierungspraxis und wurde in den an das Bundeswirtschaftsministerium adressierten Monitoringbe-\r\nrichten der BNetzA und im Leitfaden Biogaskostenwälzung ausdrücklich erläutert und zu keinem\r\nZeitpunkt kritisiert bzw. zum Anlass für eine Neuregelung genommen.\r\n1 Siehe Hinweis der BNetzA vom 15.10.2021 zur „Kostenteilung beim Anschluss von Biogasanlagen an das Gasnetz\r\nmit einer Anschlussleitung von mehr als einem Kilometer Länge: Änderung der Verfahrenspraxis“.\r\n2 Beispielrechnung eines Netzanschlusses mit einer Leitungslänge von 3 Kilometer und Investitionskosten 4 Mil-\r\nlionen Euro (davon 3,76 Mio. Euro für die Einspeisestation und 80 Euro/Leitungsmeter).\r\nBerechnungsmethodik bis Herbst 2021: Die Beteiligung des Anlagenbetreibers an den Kosten für die Einspeise-\r\nstation und den ersten Leitungskilometer (3,84 Mio. Euro) ist auf 250.000 Euro gedeckelt; an den Kosten für den\r\nzweiten und dritten Leitungskilometer (160.000 Euro) wird er zu 25 Prozent beteiligt; Beteiligung des Anlagenbe-\r\ntreibers insgesamt: 290.000 Euro\r\nBerechnungsmethodik seit Herbst 2021: Der Betreiber trägt 25 Prozent aller Investitionskosten (4 Mio. Euro): 1\r\nMio. Euro\r\nSeite 8\r\nStellungnahme zur Eröffnung des Festlegungsverfahrens ZuBio vom 08.05.2024 – Stand: 18.07.2024\r\nFür weitere Anmerkungen wird auf die Stellungnahme des Hauptstadtbüro Bioenergie zum Referen-\r\ntenentwurf einer EnWG-Novelle vom 8.5.2023 verwiesen, mit der die gesetzliche Grundlage für die\r\nBNetzA-Festlegung geschaffen\r\nVorschlag\r\nDie Nachfolgeregelung zu § 33 Abs. 1 GasNZV wird so formuliert, dass die Obergrenze für\r\ndie Beteiligung von Anlagenbetreibern wie bis zum Herbst 2021 gehandhabt und ohne\r\nInterpretationsspielraum Anwendung finden kann, d.h. die Beteiligung des Betreibers an\r\nden Netzanschlusskosten wird bei allen Projekten – unabhängig von der Leitungslänge –\r\nfür den ersten Leitungskilometer (inklusive Einspeiseanlage) auf 250.000 Euro begrenzt.\r\n3.4. Zu den Regelungen zum vorrangigen Zugang von Biogas (bisher geregelt\r\nin § 34 GasNZV)\r\nDer vorrangige Zugang von Biomethananlagen ist essentiell, um die Biomethaneinspeisung voranzu-\r\nbringen, entspricht damit dem allgemeinen politischen Willen, die Rahmenbedingungen für die Bio-\r\nmethaneinspeisung zu verbessern, und trägt dazu bei, die energie- und klimapolitischen Vorteile der\r\nUmstellung von Gasnetzen auf erneuerbares Methan zu heben (s.o.). Die Regelungen haben sich zu-\r\ndem in der Praxis bewährt. Es besteht demnach kein inhaltlicher Änderungsbedarf.\r\n3.5. Zu den Qualitätsanforderungen für Biogas (bisher geregelt in § 36 Gas-\r\nNZV)\r\nIn der Konsultation wird angedacht, anstelle des statischen Verweises auf DVGW-Arbeitsblätter allge-\r\nmein auf die „allgemein anerkannten Regeln der Technik\" zu verweisen. Wie auch in der Konsultation\r\nausgeführt wird, kommt den DVGW-Regelwerken in diesem Kontext besondere Bedeutung zu.\r\nDieser besonderen Bedeutung sollten auch die Festlegungen Rechnung tragen und weiterhin explizit\r\nauf die DVGW-Regelwerke verweisen. Die Regelungen haben sich weitgehend in der Praxis bewährt.\r\nAnstelle des Verweises auf die G 260 und G 262 (Stand 2007)3 sollte allerdings auf das Arbeitsblatt G\r\n260 (Stand 2021) verwiesen werden. Es dient nicht zuletzt auch der Rechtsklarheit weiterhin statisch\r\nauf anzuwendende DVGW-Regelwerke zu verweisen, aktuell also auf das Arbeitsblatt G 260 (Stand\r\n2021).\r\nVorschlag\r\nDer statische Verweis auf die DVGW-Regelwerke wird beibehalten, nur der Verweis auf die\r\nArbeitsblätter G 260 und G 262 (Stand 2007) wird durch einen Verweis auf das Arbeitsblatt\r\nG 260 (Stand 2021) ersetzt"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nzum Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der\r\nNIS-2-Richtlinie und zur Regelung wesentlicher\r\nGrundzüge des Informationssicherheitsmanagements in der Bundesverwaltung\r\n(NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz)\r\nStand: 28.05.2024\r\n2\r\nKontakt:\r\nFachverband Biogas e.V.\r\nAngerbrunnenstr. 12\r\n85356 Freising\r\nTelefon: 08161-984660\r\nTelefax: 08161-984670\r\nE-Mail: info@biogas.org\r\nInternet: www.biogas.org\r\nDer Fachverband Biogas e.V. hat sich seit seiner Gründung im Jahr 1992 zu Deutschlands und Europas\r\ngrößter und führender Interessensvertretung der Biogas-Branche entwickelt. Er vertritt Hersteller, Anlagenbauer, landwirtschaftliche wie auch industrielle Biogasanlagenbetreiber und Institutionen mit dem Ziel\r\nder Förderung des Umweltschutzes und der Sicherung einer nachhaltigen Energieversorgung. Satzungsgemäß verfolgt der Fachverband Biogas folgende Primärziele:\r\n• Förderung von technischen Entwicklungen im Biogasbereich\r\n• Förderung, Auswertung und Vermittlung von wissenschaftlichen Erkenntnissen und praktischen\r\nErfahrungen aus dem Bereich der Biogastechnik zum Wohle der Allgemeinheit und der Umwelt\r\n• Durchführung von Schulungen für Praxis und Beratung\r\n• Herausgabe von Publikationen in Schrift, Bild und Ton\r\n• Förderung des Erfahrungsaustausches durch Beteiligungen und Durchführung von Ausstellungen,\r\nTagungen und anderen Veranstaltungen\r\n• Förderung des internationalen Erfahrungsaustausches durch Herstellung und Pflege von Kontakten im In- und Ausland\r\n• Förderung eines Beratungsnetzes durch Mitglieder in den verschiedenen Regionen\r\n• Erarbeitung von Qualitätsstandards für Planung und Errichtung von Biogasanlagen und Anlagenkomponenten\r\n• Erarbeitung von Qualitätsstandards für Gärprodukte\r\n• Erarbeitung von Qualitätsstandards zum Betrieb von Biogasanlagen\r\n3\r\nInhalt:\r\n1. Zusammenfassung 4\r\n2. Einleitung 5\r\n3. Artikel 1: Korrekter Verweis auf die Empfehlung 2003/361/EG (§ 28 BSIG) 5\r\n4. Artikel 1: Klarstellungsbedarf der Definition Kritischer Anlagen der Siedlungsabfallentsorgung\r\nin der BSI-KritisV (§ 28 (1) BSIG) 6\r\n5. Artikel 1: Cybersicherheitszertifizierung (§ 30 (6) BSIG) 8\r\n6. Artikel 16: § 5c (9) Energiewirtschaftsgesetz 8\r\n4\r\n1. Zusammenfassung\r\nGrundsätzlich begrüßt der Fachverband Biogas e.V. die Bemühungen des BMI und des BSI zur Anpassung und Neuregelung der rechtlichen Vorgaben im Bereich der Cybersicherheit. Jedoch ergeben sich\r\nfür die Biogasbranche auch einige offene Fragen und Problemstellungen.\r\nWir plädieren dafür, dass keine über die Regelungen der NIS2-Richtlinie hinausgehenden Anforderungen in nationales Recht umgesetzt werden. Der bürokratische und finanzielle Aufwand, den die Unternehmen derzeit bereits haben, belastet diese massiv. Weitere nicht zwingend erforderliche Verschärfungen des nationalen Rechts im Vergleich zum EU-Recht sind unbedingt zu vermeiden, um die Wirtschaftlichkeit und Wettbewerbsfähigkeit deutscher Unternehmen nicht zu gefährden. So schlagen wir\r\nvor z. B. in § 28 (3) BSIG den unveränderten Wortlaut der Empfehlung 2003/361/EG zur Bestimmung\r\nvon „besonders wichtigen Einrichtungen“ und „wichtigen Einrichtungen“ zu verwenden.\r\nFür die Zuordnung der Anlagen zu den „besonders wichtigen Einrichtungen“ in § 28 BSIG ist es erforderlich zu wissen, ob die eigene Anlage eine kritische Anlage im Sinne der BSI-KritisV ist. Im Sektor\r\nSiedlungsabfallentsorgung gibt es derzeit für die Biogasbranche erhebliche Unklarheiten bezüglich der\r\nfestgelegten Schwellenwerte in Anhang 8 Teil 3 Nr. 2.3 Anlagen zur biologischen Behandlung von Siedlungsabfällen der BSI-KritisV. Aufgrund der Verwendung von zwei verschiedenen Begriffsdefinitionen\r\n(Siedlungsabfall und Bioabfall) die in der BSI-KritisV selbst nicht genauer definiert werden, ist derzeit\r\nfür die Biogasbranche nicht klar, welche Anlagen erfasst werden sollen. Nach der weiten Auslegung\r\ndes BSI würden hier derzeit auch Biogasanlagen erfasst werden, welche überwiegend Mist und Gülle\r\nsowie Landschaftspflegematerial und landwirtschaftliche Nebenprodukte einsetzen. Die Energieerzeugung aus den genannten Stoffen stellt keine kritische Dienstleistung im Sinne von § 1 (3) der BSI-KritisV\r\ndar. Gleichzeitig wurde zur Festlegung des Schwellenwertes nur das Abfallaufkommen der Biotonne\r\nherangezogen. Es ist also entweder der Schellenwert in Anhang 8 Teil 3 Nr. 2.3 Anlagen zur biologischen Behandlung von Siedlungsabfällen entsprechend anzupassen oder der Begriff „Bioabfall“ durch\r\n„Siedlungsabfall“ zu ersetzten. Wir sehen hier dringenden Nachbesserungsbedarf.\r\nEine verpflichtende Cybersicherheitszertifizierung für IT-Produkte lehnt der Fachverband Biogas e.V.\r\nzum jetzigen Zeitpunkt ab. Der bürokratische und finanzielle Aufwand hierfür wären erheblich und führen\r\nzu einer Wettbewerbsverzerrung für die deutschen Unternehmen. Weiter sind uns derzeit keine Verfahren und Prüfstellen hierfür bekannt. Die entsprechenden Strukturen sollten zuerst geschaffen werden,\r\nbevor den Betreibern diese Anforderung rechtlich gestellt wird. Sollte es außerhalb unserer Kenntnis\r\ndoch schon entsprechende Zertifizierungsverfahren geben, würden wir uns über Informationen hierzu\r\nfreuen.\r\nWeiter möchten wir noch darauf hinweisen, dass in § 5c (9) EnWG immer die Energieanlagen, die kritische Anlagen nach § 2 (1) Nr. 21 des BSIG sind, adressiert werden sollten und nicht „nur“ Energieanlagen.\r\nWir wurden – wie auch bei der Änderung der BSI-KritisV – bei der Anhörung der beteiligten Kreise nicht\r\nberücksichtigt. Wir bitten darum bei weiteren anstehenden Gesetzgebungsverfahren und dem Aufruf\r\nzur Stellungahme direkt mit berücksichtigt zu werden, da einige Mitgliedsunternehmen des Fachverband Biogas e.V. von den gesetzlichen Regelungen zur Informationstechnik betroffen sind.\r\nDetaillierte Ausführungen finden Sie im Folgenden.\r\n5\r\n2. Einleitung\r\nDas Bundesministerium des Innern und für Heimat (BMI) legte am Dienstag, den 07. Mai 2024 einen\r\nReferentenentwurf für ein Gesetz zur Umsetzung der NIS-2-Richtlinie und zur Regelung wesentlicher\r\nGrundzüge des Informationssicherheitsmanagements in der Bundesverwaltung (NIS-2-Umsetzungsund Cybersicherheitsstärkungsgesetz) vor. Diesen Entwurf hat der Fachverband Biogas e.V. über den\r\nBundesverband Erneuerbarer Energien erhalten.\r\nGrundsätzlich begrüßt der Fachverband Biogas e.V. die Bemühungen des BMI und des BSI zur Anpassung und Neuregelung der rechtlichen Vorgaben im Bereich der Cybersicherheit, jedoch ergeben sich\r\nfür die Biogasbranche einige Frage- und Problemstellungen, welche wir im Folgenden gerne ausführen.\r\nDurch die neue BSI-KritisV haben sich bereits für eine große Zahl von Biogasanlagen, welche der Siedlungsabfallentsorgung zuzurechnen sind, neue Anforderungen an die Umsetzung und den Nachweis\r\nvon entsprechenden Cybersicherheitsmaßnahmen ergeben.\r\nMit dem jetzigen Entwurf zur Umsetzung der NIS-2-Richtlinie kommen zu den Kritischen Infrastrukturen\r\nzwei weitere Kategorien „besonders wichtige Einrichtung“ und „wichtige Einrichtung“ hinzu. Dies führt\r\ndazu, dass weitere Unternehmen der Biogasbranche zusätzliche Anforderungen im Bereich der Cybersicherheit erfüllen müssen und bedeutet zusätzlichen bürokratischen sowie finanziellen Aufwand.\r\nIm Folgenden nehmen wir zu einigen aus unserer Sicht kritischen Punkten Stellung.\r\n• Artikel 1: Korrekter des Verweises auf die Empfehlung 2003/361/EG (§ 28 BSIG)\r\n• Artikel 1: Klarstellungsbedarf der Definition kritischer Anlagen des Sektors Siedlungsabfallentsorgung in der BSI-KritisV (§ 28 (1) BSIG)\r\n• Artikel 1: Cybersicherheitszertifizierung (§ 30 (6) BSIG)\r\n• Artikel 16: § 5c (9) Energiewirtschaftsgesetz\r\nWir möchten an dieser Stelle darum bitten, zukünftig in den Verteiler des BMI für neue Gesetzgebungsverfahren mit aufgenommen zu werden, da Mitglieder des Fachverband Biogas e.V. von den\r\nGesetzesänderungen im Bereich der Cybersicherheit betroffen sind. So können Unklarheiten, wie es\r\nsie derzeit für die Biogasbranche im Sektor Siedlungsabfallentsorgung durch die BSI-KritisV gibt\r\n(siehe Kapitel 4), bereits im Gesetzgebungsverfahren geklärt und vermieden werden.\r\n3. Artikel 1: Korrekter Verweis auf die Empfehlung 2003/361/EG (§ 28\r\nBSIG)\r\nIn § 28 (3) wird zur Bestimmung von „besonders wichtigen Einrichtungen“ und „wichtigen Einrichtungen“ auf die Empfehlung 2003/361/EG verwiesen. In dieser Empfehlung wird in Artikel 2 Mitarbeiterzahlen und finanzielle Schwellenwerte zur Definition der Unternehmensklassen folgendes aufgeführt:\r\n(1) Die Größenklasse der Kleinstunternehmen sowie der kleinen und mittleren Unternehmen (KMU)\r\nsetzt sich aus Unternehmen zusammen, die weniger als 250 Personen beschäftigen und die entweder\r\neinen Jahresumsatz von höchstens 50 Mio. EUR erzielen oder deren Jahresbilanzsumme sich auf\r\nhöchstens 43 Mio. EUR beläuft.\r\n(2) Innerhalb der Kategorie der KMU wird ein kleines Unternehmen als ein Unternehmen definiert, das\r\nweniger als 50 Personen beschäftigt und dessen Jahresumsatz bzw. Jahresbilanz 10 Mio. EUR nicht\r\nübersteigt.\r\nIn § 28 (1) Nr. 3 und (2) Nr.3 wurde jedoch das Wort „und“ (oben fett und unterstrichen gekennzeichnet)\r\ngegen „oder“ ersetzt. Dies stellt eine nationale Verschärfung des EU-Rechts dar, für welche wir keine\r\nNotwendigkeit sehen.\r\n6\r\nVorschlag des Fachverband Biogas e.V.:\r\nWird schlagen vor den Text entsprechend der Empfehlung 2003/361/EG anzupassen. Wird die Definition aus einer EU-Empfehlung als Kriterium herangezogen, ist diese auch 1:1 zu übernehmen. An dieser\r\nStelle wird auch auf die Stellungnahme des BEE verwiesen.\r\n4. Artikel 1: Klarstellungsbedarf der Definition kritischer Anlagen des\r\nSektors Siedlungsabfallentsorgung in der BSI-KritisV (§ 28 (1)\r\nBSIG)\r\nIn § 28 (1) Nr. 1 des Entwurfs für das BSIG wird ausgeführt, dass kritische Anlagen als „besonders\r\nwichtige Einrichtungen“ gelten. Für die Biogasbranche gibt es derzeit jedoch aufgrund der verwendeten\r\nBegrifflichkeiten in der BSI-KritisV erhebliche Unklarheiten, welche Anlagen im Bereich des Sektors\r\nSiedlungsabfallentsorgung als kritische Anlagen gelten. Dies wird im Folgenden detailliert ausgeführt.\r\nIm Sinne des § 9 BSI-KritisV wird der Sektor Siedlungsabfallentsorgung wegen seiner besonderen Bedeutung für das Funktionieren des Gemeinwesens als kritische Dienstleistung aufgeführt. Diese wird\r\ngemäß § 1 (1) Nr. 3 BSI-KritisV als Dienstleistung zur Versorgung der Allgemeinheit definiert, bei deren\r\nAusfall oder Beeinträchtigung es zu erheblichen Versorgungsengpässen oder zu Gefährdungen der\r\nöffentlichen Sicherheit kommt.\r\nAls Schwellenwert wird in Anhang 8 Teil 3 Nr. 2.3 Anlagen zur biologischen Behandlung von Siedlungsabfällen eine genehmigte Behandlungskapazität von Bioabfall mit 33.500 Mg/Jahr Bioabfall aufgeführt.\r\nHier werden zwei unterschiedliche und nicht kongruente Begrifflichkeiten verwendet: „Siedlungsabfälle“ auf der einen Seite und „Bioabfälle“ auf der anderen Seite.\r\nDie Begriffsdefinitionen die hier verwendet wurden, führen dazu, dass aus unserer Sicht viele Siedlungsabfall vergärende Anlagen den Schwellenwert überschreiten, die das Kriterium einer kritischen\r\nDienstleistung für die Siedlungsabfallentsorgung gemäß § 1 (1) Nr. 3 BSI-KritisV nicht erfüllen.\r\nBei der Einführung des kritischen Sektors Siedlungsabfallentsorgung wurde bei der Festlegung des\r\nSchwellenwertes ab einer genehmigte Behandlungskapazität an Bioabfall von 33.500 Mg/Jahr die Abfallmenge der Biotonne von 67 Tonnen je Einwohner im Jahr 2021 zugrunde gelegt. Grünabfälle dagegen, die ebenso dem Begriff Bioabfall unterliegen, sind mit der gleichen Menge von 67 Tonnen/Einwohner im Jahr 2021 (Pro-Kopf-Bio- und Grünabfallaufkommen in Deutschland | Statista) angefallen, blieben bei der Festlegung des Schwellenwertes, genauso wie weitere Bioabfälle, jedoch unberücksichtigt.\r\nIn der Begründung des Referentenentwurfs der Vierten Verordnung zur Änderung der BSI-KritisV wird\r\nbeim Begriff Siedlungsabfall (zu Nummer 1) auf die Begriffsbestimmung des Kreislaufwirtschaftsgesetzes wie folgt verwiesen:\r\n„Siedlungsabfälle sind gemäß § 3 Absatz 5a KrWG gemischt und getrennt gesammelte Abfälle aus\r\nprivaten Haushaltungen, insbesondere Papier und Pappe, Glas, Metall, Kunststoff, Bioabfälle, Holz,\r\nTextilien, Verpackungen, Elektro- und Elektronik-Altgeräte, Altbatterien und Altakkumulatoren sowie\r\nSperrmüll, einschließlich Matratzen und Möbel, und aus anderen Herkunftsbereichen, wenn diese Abfälle auf Grund ihrer Beschaffenheit und Zusammensetzung mit Abfällen aus privaten Haushaltungen\r\nvergleichbar sind.“\r\nDer Begriff des Siedlungsabfalls wird neben dem gerade dargestellten § 3 Absatz 5a Satz 1 KrWG durch\r\n§ 3 Absatz 5a Satz 2 KrWG weiter konkretisiert, indem folgende aufgelistete Stoffe von der Qualifizierung als Siedlungsabfall explizit ausgenommen werden:\r\n„Keine Siedlungsabfälle im Sinne des Satzes 1 sind\r\na) Abfälle aus Produktion, b) Abfälle aus Landwirtschaft,\r\nc) Abfälle aus Forstwirtschaft, d) Abfälle aus Fischerei,\r\ne) Abfälle aus Abwasseranlagen, f) Bau- und Abbruchabfälle und\r\ng) Altfahrzeuge.“\r\n7\r\nSofern beim Schwellenwert von 33.500 Mg/Jahr auf „die Behandlungskapazität an Bioabfall“ abgestellt\r\nwird, werden also weitere Inputstoffe mit einbezogen, die - laut § 3 (5a) Satz 2 des KrWG - nicht Siedlungsabfall sind. Dies gilt insbesondere für Abfälle aus der Landwirtschaft. Neben den Bioabfällen aus\r\nder Produktion und der Landwirtschaft sind gemäß §3 Absatz 7 KrWG auch weitere Bioabfälle nicht\r\ngleich unter den Begriff Siedlungsabfall zu fassen:\r\n„(7) Bioabfälle im Sinne dieses Gesetzes sind biologisch abbaubare pflanzliche, tierische oder aus Pilzmaterialien bestehende\r\n1. Garten- und Parkabfälle,\r\n2. Landschaftspflegeabfälle,\r\n3. Nahrungsmittel- und Küchenabfälle aus privaten Haushaltungen, aus dem Gaststätten-, Kantinenund Cateringgewerbe, aus Büros und aus dem Groß- und Einzelhandel sowie mit den genannten Abfällen vergleichbare Abfälle aus Nahrungsmittelverarbeitungsbetrieben und\r\n4. Abfälle aus sonstigen Herkunftsbereichen, die den in den Nummern 1 bis 3 genannten Abfällen nach\r\nArt, Beschaffenheit oder stofflichen Eigenschaften vergleichbar sind.“\r\nBiogasanlagen sind häufig nicht nur auf ein Inputmaterial ausgelegt, so vergären Biogasanlagen, die\r\nSiedlungsabfall einsetzen, häufig auch Abfälle aus der Landwirtschaft und der Lebensmittelherstellung\r\nwie Getreidespelzen, Treber und Trester. Diese Inputstoffe sind kein Siedlungsabfall, gelten allerdings\r\ngemäß dem Kreislaufwirtschaftsgesetz als Bioabfall, wenn ein Entledigungswille anzunehmen ist. Gemäß § 3 (3) BioAbfV kann gegebenenfalls für einzelne Stoffe eine Ausnahmegenehmigung an die hygienisierende Behandlung erteilt werden, wenn nach Art, Beschaffenheit und Herkunft der Bioabfälle\r\nkeine Beeinträchtigung seuchen- und phytohygienischer Belange zu erwarten sind. Weiter können bestimmte unbehandelte Bioabfälle auf Böden aufgebracht werden, wenn sie gemäß § 10 BioAbfV von\r\nden Anforderungen an die Behandlung und Untersuchung freigestellt werden: Hierzu ist es notwendig,\r\ndass auf Grund der Art, Beschaffenheit oder Herkunft angenommen werden kann, dass die Anforderungen an die Hygiene sowie Schad- und Fremdstoffe eingehalten werden und diese Bioabfälle im Anhang 1 Nummer 1 Spalte 3 der BioAbfV aufgeführt sind.\r\nAuch Mist und Gülle aus der Landwirtschaft werden sehr häufig in Siedlungsabfall vergärenden Anlagen\r\nzusätzlich eingesetzt. Aufgrund des geringen Trockensubstanzgehaltes machen diese Inputstoffe im\r\nVerhältnis zum Siedlungsabfall zumeist einen hohen bis sehr hohen Anteil der in den Siedlungsabfall\r\nvergärenden Anlagen eingesetzten Frischmasse in Mg/Jahr aus.\r\nLandwirtschaftliche Betriebe sind gemäß § 12 (3) der Düngeverordnung dazu verpflichtet Lagerkapazitäten für Gülle und Mist für mindestens 9 Monate vorzuhalten. Auch für andere landwirtschaftliche Nebenprodukte besteht die Möglichkeit der Zwischenlagerung. Diese Inputstoffe werden in erster Linie zur\r\nEnergieerzeugung und nicht zur Behandlung oder Entsorgung in den Siedlungsabfall vergärenden Anlagen eingesetzt. Wenn diese Inputstoffe in einer Siedlungsabfall vergärenden Anlagen nicht zur Energieerzeugung eingesetzt werden können, können diese, ohne Entsorgungsengpässe oder Gefährdungen für die öffentliche Sicherheit, weiterhin zwischengelagert und/oder als Wirtschaftsdünger auf landwirtschaftlichen Flächen ausgebracht werden. Es besteht für diese Inputstoffe, insbesondere für Mist\r\nund Gülle, keine Behandlungspflicht vor der Ausbringung als Düngemittel.\r\nVorschlag des Fachverband Biogas:\r\nDas Bemessungskriterium muss - statt allgemein auf „Bioabfälle“ - explizit auf die genehmigte Behandlungskapazität von Siedlungsabfällen abstellen. Auch eine alternative oder zusätzliche Konkretisierung\r\nüber die einschlägigen Abfallschlüsselnummern AVV 20 01 XX ist wünschenswert.\r\nMit einer solchen Klarstellung wird der Regelungsintention resilienter kritischer Infrastrukturen Rechnung getragen und es werden nur solche Anlagen erfasst, die – entsprechend den getroffenen Annahmen – tatsächlich eine im Sinne der Regelung kritische Dienstleistung für 500.000 Einwohner erbringen.\r\nVor dem Hintergrund, dass beim Festlegen des Schwellenwertes für „die biologische Behandlung von\r\nSiedlungsabfällen“ ausschließlich Bioabfälle aus der Biotonne jedoch nicht der Anfall anderer Bioabfälle,\r\nwie z.B. der Grünabfälle mit betrachtet wurden, darf das Spektrum an Mengeninput nicht willkürlich\r\nerweitert werden. Sollen andere Bioabfälle mit berücksichtigt werden, ist der Schwellenwert in der BSI-\r\n8\r\nKritisV entsprechend höher zu setzten. Dieser muss z.B. bei Einbezug von Grünabfall mind. auf 134 kg\r\npro Person pro Jahr erhöht werden. Dies entspricht einer genehmigten Behandlungskapazität an Bioabfall von 67.000 Mg/Jahr. Sollen weitere Bioabfälle oder gar Mist und Gülle mit einbezogen werden ist\r\nder Schwellenwert entsprechend noch höher anzusetzen.\r\nSoweit eine klarstellende Anpassung unterbleibt, muss mit einem sehr hohen Erfüllungsaufwand, zahlreichen Nachfragen sowie nicht erforderlicher Unsicherheit in der Biogasbranche gerechnet werden.\r\nWeiter besteht die Gefahr, dass die von der Politik gewollte Vergärung von Mist, Gülle und Bioabfällen\r\nin Siedlungsabfall vergärenden Anlagen zu Lasten der Emissionsminderung und Energieerzeugung in\r\nden Siedlungsabfall vergärenden Anlagen reduziert wird, um den Schwellenwert der BSI-KritisV nicht\r\nmehr zu überschreiten.\r\n5. Artikel 1: Cybersicherheitszertifizierung (§ 30 (6) BSIG)\r\nGemäß § 30 Abs. 6 BSIG dürfen „besonders wichtige Einrichtungen“ und „wichtige Einrichtung“ nur\r\nbestimmte IKT-Produkte, IKT-Dienste und IKT-Prozesse verwenden. Diese müssen über eine Cybersicherheitszertifizierung gemäß europäischem Schemata nach Artikel 49 der Verordnung (EU) 2019/881\r\nverfügen. Eine solche Zertifizierungspflicht würde betroffene Unternehmen sehr streng regulieren und\r\nihre Umsetzung würde einen großen Zeitvorlauf erfordern. Weiter wird der bürokratische Aufwand hierdurch massiv erhöht und die Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Unternehmen eingeschränkt. Hinzu\r\nkommt, dass ein Mangel bezüglich der Verfügbarkeit dieser Komponenten entstehen kann. Dies gilt\r\ninsbesondere, weil derzeit noch nicht klar ist, wie diese Produkte zertifiziert werden und welche Vorgaben es hierzu gibt.\r\nIm letzten Jahr wurde bereits die TRBS 1115-1 „Cybersicherheit für sicherheitsrelevante Mess-, Steuerund Regeleinrichtungen“ neu veröffentlicht, welche bei der Auswahl sicherheitsrelevanter Mess-,\r\nSteuer- und Regelungseinrichtungen gemäß Nr. 4.4.1 einen bestätigten Schutz gegen Cyberbedrohungen einfordert. Ist dieser durch den Hersteller nicht gegeben, so ist durch den Betreiber im Rahmen des\r\nSchutzkonzeptes der IT-Sicherheit, mit entsprechender Gefährdungsbeurteilung, ein eigenes Schutzmaßnahmenkonzept zu erstellen. Der Biogasbranche ist derzeit nicht klar wer diesen bestätigten Schutz\r\ngegen Cyberbedrohungen dann tatsächlich bestätigt (der Hersteller selbst oder ein externer Prüfer) und\r\nwelche Anforderungen hier erfüllt werden müssen. Weiter ist uns nicht bekannt, dass es bereits entsprechende Produkte gibt.\r\nEs ist aus unserer Sicht nicht zielführend, zuerst die Betreiber der Anlagen zur Verwendung zertifizierter\r\nProdukte zu verpflichten und dann erst die entsprechenden rechtlichen Vorgaben zur Zertifizierung für\r\ndie Hersteller zu erarbeiten.\r\nVorschlag des Fachverband Biogas:\r\nDer Fachverband Biogas lehnt eine verpflichtende Cybersicherheitszertifizierung für IT-Produkte ab.\r\nSollte diese dennoch zur Umsetzung kommen, ist zuerst die Frage der Zertifizierungsvorgaben für die\r\nHersteller zu klären. Weiter ist eine angemessene Übergangszeit für die Betreiber der Anlagen einzuräumen, in der die Vorgaben dann auch umgesetzt werden können. Auch hier verweisen wir zusätzliche\r\nauf die Stellungnahme des BEE.\r\n6. Artikel 16: § 5c (9) Energiewirtschaftsgesetz\r\nIn § 5c (9) gehen wir davon aus, dass nicht alle Energieanlagen adressiert werden sollten, daher schlagen wir, wie im Folgenden dargestellt vor, den Text entsprechend zu ergänzen.\r\nVorschlag des Fachverband Biogas e.V.:\r\n(9) Die Bundesnetzagentur legt im Einvernehmen mit dem Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik durch Allgemeinverfügung im Wege einer Festlegung nach § 29 Absatz 1 in einem Katalog\r\nvon Sicherheitsanforderungen für das Betreiben von Energieversorgungsnetzen und Energieanlagen,\r\ndie kritische Anlagen nach § 2 Absatz 1 Nummer 21 des BSI-Gesetzes sind fest,\r\n9\r\n1. welche Komponenten kritische Komponenten nach § 2 Absatz 1 Nummer 22 Buchstabe c Doppelbuchstabe aa des BSI-Gesetzes sind oder\r\n2. welche Funktionen kritisch bestimmte Funktionen nach § 2 Absatz 1 Nummer 22 Buchstabe c\r\nDoppelbuchstabe bb des BSI-Gesetzes sind. …\r\nDer Fachverband Biogas e.V. bedankt sich für die Möglichkeit der Stellungnahme und deren Berücksichtigung.\r\nAnsprechpartner:\r\nFür Rückfragen stehen wir gerne zur Verfügung.\r\nFachverband Biogas e.V. Fachverband Biogas e.V.\r\nDipl.-Wirtschaftsing. (FH) Marion Wiesheu Dipl. - Ing. agr. (FH) Manuel Maciejczyk\r\nReferatsleitung Qualifizierung und Sicherheit Geschäftsführer\r\nmarion.wiesheu@biogas.org manuel.maciejczyk@biogas.org\r\n08161/984678 08161/984676"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-05-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009610","regulatoryProjectTitle":"Zur Identifikation Kritischer Infrastrukturen & wichtiger Einrichtungen bedarf es einer Klarstellung der Begriffsdef. in Anhang 8 der BSI-KritisV","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/45/e3/324827/Stellungnahme-Gutachten-SG2406280046.pdf","pdfPageCount":6,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\nzur Verordnung zur Bestimmung Kritischer Infrastrukturen nach dem BSI-Gesetz (BSI-Kritisverordnung - BSI-KritisV)\r\nSektor Siedlungsabfallentsorgung – Begriffsdefinitionen und Schwellenwerte\r\nStand: 25.03.2024\r\nKontakt:\r\nFachverband Biogas e.V.\r\nAngerbrunnenstr. 12\r\n85356 Freising\r\nTelefon: 08161-984660\r\nTelefax: 08161-984670\r\nE-Mail: info@biogas.org\r\nInternet: www.biogas.org\r\nDer Fachverband Biogas e.V. hat sich seit seiner Gründung im Jahr 1992 zu Deutschlands und Europas\r\ngrößter und führender Interessensvertretung der Biogas-Branche entwickelt. Er vertritt Hersteller, Anlagenbauer, landwirtschaftliche wie auch industrielle Biogasanlagenbetreiber und Institutionen mit dem Ziel\r\nder Förderung des Umweltschutzes und der Sicherung einer nachhaltigen Energieversorgung. Satzungsgemäß verfolgt der Fachverband Biogas folgende Primärziele:\r\n• Förderung von technischen Entwicklungen im Biogasbereich,\r\n• Förderung, Auswertung und Vermittlung von wissenschaftlichen Erkenntnissen und praktischen\r\nErfahrungen aus dem Bereich der Biogastechnik zum Wohle der Allgemeinheit und der Umwelt,\r\n• Durchführung von Schulungen für Praxis und Beratung,\r\n• Herausgabe von Publikationen in Schrift, Bild und Ton,\r\n• Förderung des Erfahrungsaustausches durch Beteiligungen und Durchführung von Ausstellungen,\r\nTagungen und anderen Veranstaltungen,\r\n• Förderung des internationalen Erfahrungsaustausches durch Herstellung und Pflege von Kontakten im In- und Ausland,\r\n• Förderung eines Beratungsnetzes durch Mitglieder in den verschiedenen Regionen,\r\n• Erarbeitung von Qualitätsstandards für Planung und Errichtung von Biogasanlagen und Anlagenkomponenten,\r\n• Erarbeitung von Qualitätsstandards für Gärprodukte,\r\n• Erarbeitung von Qualitätsstandards zum Betrieb von Biogasanlagen.\r\n3\r\n) vom 21.12.2023\r\n1. Hintergrund\r\nIm Jahr 2023 wurden mit der vierten Verordnung zur Änderung der BSI-KritisV (Inkrafttreten 1.1.2024)\r\ndie Sektoren kritischer Infrastrukturen um den Sektor Siedlungsabfallentsorgung erweitert. Dabei sind\r\nim Anhang 8, Teil 1, Nr. 1 unter 1.5 „Anlagen zur biologischen Behandlung von Siedlungsabfällen“ explizit Vergärungs- und Kompostierungsanlagen benannt.\r\nNachdem der Fachverband Biogas e.V., als größter Interessenvertreter Bioabfall vergärender Anlagen,\r\nvon der Änderung der BSI-KritisV Kenntnis erlangt hat, haben wir uns mit dem Bundesamt für Sicherheit\r\nin der Informationstechnik (BSI) in Verbindung gesetzt. Wir konnten hier an den „Kurzschulungen Siedlungsabfallentsorgung“ teilnehmen sowie ein bilaterales Gespräch mit dem BSI (Frau Hofer und Frau\r\nEberlein) führen. Für dieses Angebot und die Gesprächsmöglichkeit möchten wir uns an dieser Stelle\r\nnoch einmal bedanken.\r\nIm Laufe des Gespräches hat sich für den Fachverband Biogas insbesondere ein wichtiger und aus\r\nunserer Sicht kritischer Punkt herauskristallisiert. Hierbei geht es um die verwendeten Begrifflichkeiten\r\n„Siedlungsabfallentsorgung“ und „genehmigte Behandlungskapazität von Bioabfall“ im Anhang 8 Teil 3\r\nNr. 2.3 sowie deren Auslegung.\r\nDer Fachverband Biogas erhält hierzu bereits Anfragen von Mitgliedern, die sich nicht sicher sind, ob\r\nsie in den Anwendungsbereich gemäß Anhang 8 Teil 3 BSI-KritisV fallen. Um der Biogasbranche hier\r\nmehr Klarheit zu verschaffen, bitten wir mit diesem Schreiben um eine Konkretisierung dieser Begriffsbestimmungen, z.B. in den FAQ des BSI.\r\nBioabfallvergärende Anlagen erbringen, wenn überhaupt, nur dann Kritische Dienstleistungen im Sektor\r\nSiedlungsabfallentsorgung, wenn für die Behandlungskapazität von Bioabfällen die Mengen herangezogen werden, die dem Begriff Siedlungsabfall gemäß § 5a KrWG zuzuordnen sind.\r\n2. Kritische Dienstleistungen von Siedlungsabfall vergärenden Anlagen\r\nIm Sinne des § 9 BSI-KritisV wird der Sektor Siedlungsabfallentsorgung wegen seiner besonderen Bedeutung für das Funktionieren des Gemeinwesens als kritische Dienstleistung aufgeführt. Diese wird\r\ngemäß § 1 Abs. 1 als Dienstleistung zur Versorgung der Allgemeinheit definiert, bei deren Ausfall oder\r\nBeeinträchtigung es zu erheblichen Versorgungsengpässen oder zu Gefährdungen der öffentlichen Sicherheit kommt.\r\nAls Schwellenwert wird in Anhang 8 Teil 3 Nr. 2.3 Anlagen zur biologischen Behandlung von Siedlungsabfällen eine genehmigte Behandlungskapazität von Bioabfall mit 33.500 Mg/Jahr Bioabfall aufgeführt.\r\nHier werden zwei unterschiedliche und nicht kongruente Begrifflichkeiten verwendet: „Siedlungsabfälle“ auf der einen Seite und „Bioabfälle“ auf der anderen Seite.\r\nDie verwendeten Begriffsdefinitionen die hier verwendet wurden, führen dazu, dass aus unserer Sicht\r\nviele Siedlungsabfall vergärende Anlagen den Schwellenwert überschreiten, die jedoch das Kriterium\r\neiner kritischen Dienstleistung für die Siedlungsabfallentsorgung gemäß § 1 (1) BSI-KritisV nicht erfüllen.\r\nBei der Einführung des kritischen Sektors Siedlungsabfallentsorgung wurde bei der Festlegung des\r\nSchwellenwertes ab einer genehmigte Behandlungskapazität an Bioabfall von 33.500 Mg/Jahr die Abfallmenge der Biotonne von 67 Tonnen je Einwohner im Jahr 2021 zugrunde gelegt. Grünabfälle dagegen, die ebenso dem Begriff Bioabfall unterliegen, sind mit der gleichen Menge von 67 Tonnen/Einwohner im Jahr 2021 angefallen, blieben bei der Festlegung des Schwellenwertes jedoch unberücksichtigt\r\n(Pro-Kopf-Bio- und Grünabfallaufkommen in Deutschland | Statista).\r\n4\r\n) vom 21.12.2023\r\nIn der Begründung des Referentenentwurfs der Vierten Verordnung zur Änderung der BSI-Kitis-Verordnung wird beim Begriff Siedlungsabfall (zu Nummer 1) auf die Begriffsbestimmung des Kreislaufwirtschaftsgesetzes wie folgt verwiesen:\r\n„Siedlungsabfälle sind gemäß § 3 Absatz 5a KrWG gemischt und getrennt gesammelte Abfälle\r\naus privaten Haushaltungen, insbesondere Papier und Pappe, Glas, Metall, Kunststoff, Bioabfälle, Holz, Textilien, Verpackungen, Elektro- und Elektronik-Altgeräte, Altbatterien und Altakkumulatoren sowie Sperrmüll, einschließlich Matratzen und Möbel, und aus anderen Herkunftsbereichen, wenn diese Abfälle auf Grund ihrer Beschaffenheit und Zusammensetzung mit Abfällen\r\naus privaten Haushaltungen vergleichbar sind.“\r\nDer Begriff des Siedlungsabfalls wird neben dem gerade dargestellten § 3 Absatz 5a Satz 1 KrWG durch\r\n§ 3 Absatz 5a Satz 2 KrWG weiter konkretisiert, indem folgende aufgelistete Stoffe von der Qualifizierung als Siedlungsabfall explizit ausgenommen werden:\r\n„Keine Siedlungsabfälle im Sinne des Satzes 1 sind\r\na) Abfälle aus Produktion,\r\nb) Abfälle aus Landwirtschaft,\r\nc) Abfälle aus Forstwirtschaft,\r\nd) Abfälle aus Fischerei,\r\ne) Abfälle aus Abwasseranlagen,\r\nf) Bau- und Abbruchabfälle und\r\ng) Altfahrzeuge.“\r\nSofern beim Schwellenwert von 33.500 Mg/Jahr auf „die Behandlungskapazität an Bioabfall“ abgestellt\r\nwird, werden also weitere Inputstoffe mit einbezogen, die - laut § 3 Absatz 5a, Satz 2 des KrWG - nicht\r\nSiedlungsabfall sind. Dies gilt insbesondere für Abfälle aus der Landwirtschaft.\r\nNeben den Bioabfällen aus der Produktion und der Landwirtschaft sind gemäß § 3 Absatz 7 KrWG auch\r\nweitere Bioabfälle nicht gleich unter den Begriff Siedlungsabfall zu fassen:\r\n„(7) Bioabfälle im Sinne dieses Gesetzes sind biologisch abbaubare pflanzliche, tierische oder\r\naus Pilzmaterialien bestehende\r\n1. Garten- und Parkabfälle,\r\n2. Landschaftspflegeabfälle,\r\n3. Nahrungsmittel- und Küchenabfälle aus privaten Haushaltungen, aus dem Gaststätten-, Kantinen- und Cateringgewerbe, aus Büros und aus dem Groß- und Einzelhandel sowie mit den\r\ngenannten Abfällen vergleichbare Abfälle aus Nahrungsmittelverarbeitungsbetrieben und\r\n4. Abfälle aus sonstigen Herkunftsbereichen, die den in den Nummern 1 bis 3 genannten Abfällen nach Art, Beschaffenheit oder stofflichen Eigenschaften vergleichbar sind.“\r\n3. Inputstoffe von Siedlungsabfall vergärenden Biogasanlagen\r\nBiogasanlagen sind häufig nicht nur auf ein Inputmaterial ausgelegt, so vergären Biogasanlagen die\r\nSiedlungsabfall einsetzen häufig auch Abfälle aus der Landwirtschaft und der Produktion wie Getreidespelzen, Treber und Trester. Diese Inputstoffe sind kein Siedlungsabfall, gelten allerdings gemäß\r\ndem Kreislaufwirtschaftsgesetz als Bioabfall, wenn ein Entledigungswille anzunehmen ist. Gemäß § 3\r\n5\r\n) vom 21.12.2023\r\n(3) BioAbfV kann gegebenenfalls für einzelne Stoffe eine Ausnahmegenehmigung an die hygienisierende Behandlung erteilt werden, wenn nach Art, Beschaffenheit und Herkunft der Bioabfälle keine Beeinträchtigung seuchen- und phytohygienischer Belange zu erwarten sind. Weiter können bestimmte\r\nunbehandelte Bioabfälle auf Böden aufgebracht werden, wenn sie gemäß § 10 BioAbfV von den Anforderungen an die Behandlung und Untersuchung freigestellt werden: Hierzu ist es notwendig, dass auf\r\nGrund der Art, Beschaffenheit oder Herkunft angenommen werden kann, dass die Anforderungen an\r\ndie Hygiene sowie Schad- und Fremdstoffe eingehalten werden und diese Bioabfälle im Anhang 1 Nummer 1 Spalte 3 der BioAbfV aufgeführt sind.\r\nAuch Mist und Gülle aus der Landwirtschaft werden sehr häufig in Siedlungsabfall vergärenden Anlagen\r\nzusätzlich eingesetzt. Aufgrund des geringen Trockensubstanzgehaltes machen diese Inputstoffe im\r\nVerhältnis zum Siedlungsabfall zumeist einen hohen bis sehr hohen Anteil der in den Siedlungsabfall\r\nvergärenden Anlagen eingesetzten Frischmasse in Mg/Jahr aus.\r\nLandwirtschaftliche Betriebe sind gemäß § 12 Abs. 3 der Düngeverordnung dazu verpflichtet Lagerkapazitäten für Gülle und Mist für mindestens 9 Monate vorzuhalten. Auch für andere landwirtschaftliche\r\nNebenprodukte besteht die Möglichkeit der Zwischenlagerung. Diese Inputstoffe werden in erster Linie\r\nzur Energieerzeugung und nicht zur Behandlung oder Entsorgung in den Siedlungsabfall vergärenden\r\nAnlagen eingesetzt. Wenn diese Inputstoffe in einer Siedlungsabfall vergärenden Anlagen nicht zur\r\nEnergieerzeugung eingesetzt werden können, können diese, ohne Entsorgungsengpässe oder Gefährdungen für die öffentliche Sicherheit, weiterhin zwischengelagert und/oder als Wirtschaftsdünger auf\r\nlandwirtschaftlichen Flächen ausgebracht werden. Es besteht für diese Inputstoffe, insbesondere für\r\nMist und Gülle, keine Behandlungspflicht vor der Ausbringung als Düngemittel.\r\n4. Forderung des Fachverband Biogas e.V.\r\nDer Fachverband Biogas ist daher der Ansicht, dass nicht pauschal alle Biogasanlagen, die Bioabfall\r\nmit vergären, bei Überschreiten des Schwellenwertes in Anhang 8 Teil 3 Nr. 2.3 als Kritische Infrastruktur der Siedlungsabfallentsorgung gelten. Das Bemessungskriterium muss daher - statt allgemein auf\r\n„Bioabfälle“ - explizit auf die genehmigte Behandlungskapazität von Siedlungsabfällen abstellen. Auch\r\neine alternative oder zusätzliche Konkretisierung über die einschlägigen Abfallschlüsselnummern AVV\r\n20 01 XX ist wünschenswert.\r\nMit einer solchen Klarstellung wird der Regelungsintention resilienter kritische Infrastrukturen Rechnung\r\ngetragen und es werden nur solche Anlagen erfasst, die – entsprechend den getroffenen Annahmen –\r\ntatsächlich eine im Sinne der Regelung kritische Dienstleistung für 500.000 Einwohner erbringen.\r\nVor dem Hintergrund, dass beim Festlegen des Schwellenwertes für „die biologische Behandlung von\r\nSiedlungsabfällen“ ausschließlich Bioabfälle aus der Biotonne jedoch nicht der Anfall anderer Bioabfälle,\r\nwie z.B. der Grünabfälle mit betrachtet wurden, darf das Spektrum an Mengeninput nicht willkürlich\r\nerweitert werden. Sollen andere Bioabfälle mit berücksichtigt werden, ist der Schwellenwert in der BSIKritisV entsprechend höher zu setzten. Dieser muss z.B. bei Einbezug von Grünabfall mind. auf 134 kg\r\npro Person pro Jahr erhöht werden. Dies entspricht einer genehmigten Behandlungskapazität an Bioabfall von 67.000 Mg/Jahr.\r\nSoweit eine klarstellende Anpassung unterbleibt, muss mit einem sehr hohen Erfüllungsaufwand, zahlreichen Nachfragen sowie nicht erforderlicher Unsicherheit in der Biogasbranche gerechnet werden.\r\nWeiter besteht die Gefahr, dass die von der Politik gewollte Vergärung von Mist, Gülle und Bioabfällen\r\nin Siedlungsabfall vergärenden Anlagen zu Lasten der Emissionsminderung und Energieerzeugung in\r\nden Siedlungsabfall entsorgenden Anlagen reduziert wird, um den Schwellenwert der BSI-KritisV nicht\r\nmehr zu überschreiten.\r\n6\r\n) vom 21.12.2023\r\nAnsprechpartner:\r\nFür Rückfragen stehen wir gerne zur Verfügung.\r\nFachverband Biogas e.V. Fachverband Biogas e.V.\r\nDipl.-Wirtschaftsing. (FH) Marion Wiesheu Dipl. - Ing. agr. (FH) Manuel Maciejczyk\r\nReferatsleitung Qualifizierung und Sicherheit Geschäftsführer\r\nmarion.wiesheu@biogas.org manuel.maciejczyk@biogas.org\r\n08161/984678 08161/984676"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat (BMI) (20. WP)","shortTitle":"BMI (20. 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Grundsätzliche Vorbemerkung\r\nBereits im Jahr 2023 wurden mit der vierten Verordnung zur Änderung der BSI-KritisV (Inkrafttreten \r\n1.1.2024) die Sektoren kritischer Infrastrukturen um den Sektor Siedlungsabfallentsorgung erweitert. \r\nDabei sind im Anhang 8, Teil 1, Nr. 1 unter 1.5 „Anlagen zur biologischen Behandlung von Siedlungs\u0002abfällen“ explizit Vergärungs- und Kompostierungsanlagen benannt. \r\nMit dem vorliegenden „Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie EU 2022/2557 und zur \r\nStärkung der Resilienz von Betreibern kritischer Anlagen“ des Bundesministeriums des Innern und für \r\nHeimat (BMI) werden an Anlagen, die der Siedlungsabfallentsorgung zuzuordnen sind, zukünftig auch \r\nAnforderungen an Registrierung, Risikoanalyse und Bewertung sowie Resilienzmaßnahmen gestellt. \r\nIn beiden Verfahren wurde der Fachverband Biogas e.V. nicht beteiligt. Aufgrund der unmittelbaren \r\nBetroffenheit unserer Mitglieder ist der Fachverband Biogas e.V. zukünftig mit einzubinden.\r\n2. Klarstellung in der BSI-KritisV erforderlich\r\nGemäß dem Entwurf werden Vergärungsanlagen, die der Siedlungsabfallentsorgung zuzuordnen sind, \r\nden Regelungen des KritisDach-Gesetzes unterworfen, sofern der in der BSI-KritisV bestimmte Regel\u0002schwellenwert erreicht oder überschritten wird. \r\nDieser Regelschwellenwert stellt auf das Bemesssungskriterium „genehmigte Behandlungskapazität\r\nvon Bioabfällen in Mg/Jahr“ ab (Anhang 8 Teil 3 Nr. 2.3 Spalte C). Der Begriff „Bioabfall“ ist aus Sicht \r\ndes Fachverband Biogas e.V. an dieser Stelle ausgesprochen unglücklich. Denn in Vergärungsanlagen \r\nwerden häufig nicht ausschließlich Siedlungsabfälle eingesetzt, sondern Siedlungsabfall gemeinsam \r\nmit anderen Stoffen/Substraten vergoren. Diese Stoffe/Substrate können durchaus auch „Bioab\u0002fälle“ sein, stammen aber nicht aus Herkunftsbereichen, die der kritischen Infrastruktur „Siedlungsab\u0002fallentsorgung“ zuzuordnen sind. \r\nDas Bemessungskriterium sollte daher, statt allgemein auf „Bioabfälle“, klarstellend explizit auf die ge\u0002nehmigte Behandlungskapazität von Siedlungsabfällen abstellen. Auch eine alternative oder zusätzli\u0002che Konkretisierung über die einschlägigen Abfallschlüsselnummern AVV 20 01 XX ist wünschenswert.\r\nMit einer solchen Klarstellung wird der Regelungsintention Rechnung getragen und solche Anlagen er\u0002fasst, die – entsprechend der getroffenen Annahmen – tatsächlich eine im Sinne der Regelung kritische \r\nDienstleistung erbringen, deren Resilienz sicherzustellen ist.\r\nAuf die Stellungnahme zur Vierten Verordnung zur Änderung der BSI-KritisV des Bundesverband der \r\nDeutschen Entsorgungs-, Wasser- und Kreislaufwirtschaft e.V. (BDE) vom 17.10.2023 wird in diesem \r\nKontext verwiesen.\r\nSoweit eine klarstellende Anpassung unterbleibt, muss sowohl der im vorliegenden Entwurf als auch \r\nder in der vierten Änderungsverordnung zur BSI-KritisV angenommene Erfüllungsaufwand in Frage ge\u0002stellt werden: der Kreis der betroffenen Anlagen ist – wenn das Bemessungskriterium weiterhin pau\u0002schal auf „Bioabfälle“ abstellt – deutlich über 50 Anlagen anzunehmen.\r\nAnsprechpartner:\r\nFür Rückfragen stehen wir gerne zur Verfügung.\r\nFachverband Biogas e.V. Fachverband Biogas e.V.\r\nDipl.-Wirtschaftsing. (FH) Marion Wiesheu Dipl. - Ing. agr. (FH) Manuel Maciejczyk\r\nReferatsleitung Qualifizierung und Sicherheit Geschäftsführer\r\nmarion.wiesheu@biogas.org manuel.maciejczyk@biogas.org\r\n08161/984678 08161/984676"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat (BMI) (20. WP)","shortTitle":"BMI (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nEntwurf der ersten Verordnung zur Änderung\r\nder Gewerbeabfallverordnung\r\n(GewAbfV)\r\nReferentenentwurf des BMUV vom 30.04.2024\r\nStand: 08.05.2024\r\nKontakt:\r\nFachverband Biogas e.V.\r\nAngerbrunnenstr. 12\r\n85356 Freising\r\nTelefon: 08161-984660\r\nTelefax: 08161-984670\r\nE-Mail: info@biogas.org\r\nInternet: www.biogas.org\r\nDer Fachverband Biogas e.V. hat sich seit seiner Gründung im Jahr 1992 zu Deutschlands und Europas\r\ngrößter und führender Interessensvertretung der Biogas-Branche entwickelt. Er vertritt Hersteller, Anlagenbauer, landwirtschaftliche wie auch industrielle Biogasanlagenbetreiber und Institutionen mit dem Ziel\r\nder Förderung des Umweltschutzes und der Sicherung einer nachhaltigen Energieversorgung. Satzungsgemäß verfolgt der Fachverband Biogas folgende Primärziele:\r\n• Förderung von technischen Entwicklungen im Biogasbereich,\r\n• Förderung, Auswertung und Vermittlung von wissenschaftlichen Erkenntnissen und praktischen\r\nErfahrungen aus dem Bereich der Biogastechnik zum Wohle der Allgemeinheit und der Umwelt,\r\n• Durchführung von Schulungen für Praxis und Beratung,\r\n• Herausgabe von Publikationen in Schrift, Bild und Ton,\r\n• Förderung des Erfahrungsaustausches durch Beteiligungen und Durchführung von Ausstellungen,\r\nTagungen und anderen Veranstaltungen,\r\n• Förderung des internationalen Erfahrungsaustausches durch Herstellung und Pflege von Kontakten im In- und Ausland,\r\n• Förderung eines Beratungsnetzes durch Mitglieder in den verschiedenen Regionen,\r\n• Erarbeitung von Qualitätsstandards für Planung und Errichtung von Biogasanlagen und Anlagenkomponenten.\r\n• Erarbeitung von Qualitätsstandards für Gärprodukte\r\n• Erarbeitung von Qualitätsstandards zum Betrieb von Biogasanlagen\r\nAuf europäischer Ebene wird der Fachverband Biogas von dem Europäischen Biogasverband (EBA) vertreten, der sich im Jahr 2009 gründete und nunmehr Mitglieder aus 25 EU-Mitgliedsstaaten umfasst.\r\n3\r\nStellungnahme: Entwurf der ersten Verordnung zur Änderung der Gewerbeabfallverordnung – Referentenentwurf des BMUV\r\n1. Vorbemerkung\r\nDer Fachverband Biogas e.V. (FvB) vereint die Interessen der Biogasbranche in Deutschland. Unter\r\nseinen knapp 5.000 Mitgliedern befinden sich Betreiber von Biogasanlagen, sowie Firmen aus verschiedenen Bereichen der Wertschöpfungskette. Ein gewisser Anteil dieser Mitglieder verarbeitet auch Bioabfälle und ist so von der Gesetzgebung zum Abfallrecht und auch von der Gewerbeabfallverordnung\r\nbetroffen. Wir bitten daher, die genannten Aspekte kritisch zu prüfen und den Referentenentwurf entsprechend anzupassen.\r\nGrundsätzlich befürwortet und begrüßt der FvB das Bestreben der Bundesregierung die bisherigen Regelungen der Gewerbeabfallverordnung noch stringenter und vollzugstauglicher zu gestalten, die behördliche Kontrolle der getrennten Sammlung von gewerblichen Siedlungsabfällen und Bau- und Abbruchabfällen zu stärken, um so die getrennte Sammlung zu verbessern und das Erreichen der angestrebten Recyclingquote bei der Vorbehandlung von Gemischen zu sichern.\r\nDer FvB sieht jedoch noch dringenden Änderungsbedarf an drei Stellen, um den – zugegeben komplexen – Sachverhalten in der Praxis gerecht zu werden. Dabei soll insbesondere auf die getrennte Sammlung von gewerblichem Bioabfall eingegangen werden. Diese Stoffströme, sowohl verpackte gewerbliche Bioabfälle als auch unverpackte gewerbliche Bioabfälle werden häufig im Rahmen von Biogasanlagen verarbeitet. Diese Verarbeitung im Sinne des Recyclings der EU-Abfallrahmenrichtlinie (Richtlinie\r\n2008/98/EG) (Abfallhierarchie) sollte, insbesondere mit Blick auf die Sortenreinheit der Bioabfälle und\r\ndie Reduktion der Fremdstoffanteile weiter gestärkt werden.\r\n2. Zusammenfassung der Forderungen\r\n• Konkretisierung der Sammelhilfen für gewerblichen Bioabfall, ggf. Verbot von Einsammelhilfen\r\nfür den Erzeuger von verpacktem gewerblichem Bioabfall\r\n• Kein entfallen der Pflichten zur getrennten Sammlung von unverpacktem gewerblichem Bioabfall und verpacktem gewerblichem Bioabfall\r\n• Verpflichtende getrennte Sammlung beim Erzeuger von verpacktem gewerblichem Bioabfall\r\nund unverpacktem gewerblichem Bioabfall\r\n4\r\nStellungnahme: Entwurf der ersten Verordnung zur Änderung der Gewerbeabfallverordnung – Referentenentwurf des BMUV\r\n3. Regelungen im Detail\r\nAbschnitt 2: Gewerbliche Siedlungsabfälle\r\n§ 3 (1) Nr. 7 Getrennte Sammlung, Vorbereitung zur Wiederverwendung und Recycling\r\nvon gewerblichen Siedlungsabfällen\r\nAktuell diskutieren die Vereinten Nationen (UN) über ein internationales Instrument zum Umgang mit\r\nder globalen Plastikverschmutzung (https://www.unep.org/inc-plastic-pollution). Auch auf EU-Ebene\r\nwird zum Beispiel durch die EU-Verpackungsverordnung versucht, den Plastikverbrauch und den damit\r\nverbundenen Eintrag in die Umwelt zu reduzieren. Auf deutscher/nationaler Ebene wurde durch die\r\nkleine Novelle der Bioabfallverordnung (BioAbfV) ebenso ein Instrument geschaffen, mit dem der Plastikeintrag in die Umwelt durch Bioabfälle und deren Folgeprodukte (Gärprodukte und Komposte) minimiert werden soll. Der FvB fordert deshalb, dass auch in der Gewerbeabfallverordnung hinterlegt wird,\r\ndass die Verwendung von zum Beispiel Plastiktüten als Einsammelhilfen von verpackten und unverpackten Bioabfällen verboten oder zumindest eingeschränkt wird. In der BioAbfV ist klar definiert, welche Bioabfälle als geeignete Einsatzstoffe für die Vergärung oder Kompostierung gelten. Demnach ist\r\njegliche Art von Kunststoff als nicht geeigneter Einsatzstoff definiert. Gleiches sollte auch in der Gewerbeabfallverordnung bzgl. verpackten und unverpackten gewerblichen Bioabfällen hinterlegt werden, um\r\neinen zusätzlichen Eintrag von Kunststoffen bereits bei der getrennten Erfassung zu vermeiden.\r\nÄnderungsvorschlag:\r\n[…] 7. Bioabfälle nach § 3 Absatz 7 des Kreislaufwirtschaftsgesetzes; unterteilt nach verpackten Bioabfällen, insbesondere verpackten Lebensmittelabfällen, und unverpackten Bioabfällen, mit unvermeidbaren Anteilen an Kunststoffen im Sinne der Verpackungen und lose gesammelt, ohne die Verwendung\r\nvon Sammelhilfen im Sinne von Kunststofftüten/ Plastiktüten, sowie […]\r\nAbschnitt 2: Gewerbliche Siedlungsabfälle\r\n§ 3 (2) Getrennte Sammlung, Vorbereitung zur Wiederverwendung und Recycling von\r\ngewerblichen Siedlungsabfällen\r\nDer FvB betont, dass grundsätzlich jeder Abfallentsorger, insbesondere bei Bioabfällen, in der Lage\r\nsein muss, getrennt zu sammeln. Aus diesem Grund sieht der FvB keine Begründungen, warum ein\r\nErzeuger von Bioabfällen den Pflichten einer getrennten Sammlung nicht nachkommen muss, wenn\r\n„die getrennte Sammlung der jeweiligen Abfallfraktion technisch nicht möglich oder wirtschaftlich nicht\r\nzumutbar ist“.\r\nÄnderungsvorschlag:\r\n(4) Absatz 2 gilt nicht für Erzeuger von gewerblichen Bioabfällen nach § 3 Absatz 7 des Kreislaufwirtschaftsgesetzes; unterteilt nach verpackten Bioabfällen, insbesondere verpackten Lebensmittelabfällen, und unverpackten Bioabfällen. Gewerbliche Bioabfälle sind vom Erzeuger getrennt zu sammeln\r\nunterteilt, nach den Fraktionen verpackt und unverpackt.\r\n5\r\nStellungnahme: Entwurf der ersten Verordnung zur Änderung der Gewerbeabfallverordnung – Referentenentwurf des BMUV\r\n§ 4a Umgang mit verpackten Bioabfällen\r\nDer FvB fordert, dass auch in der Gewerbeabfallverordnung hinterlegt wird, dass vorrangig eine lose\r\nSammlung in z.B. Umleerbehältern erfolgen muss. Die Verwendung von zum Beispiel Plastiktüten als\r\nEinsammelhilfen von verpackten und unverpackten Bioabfällen sollte verboten oder zumindest eingeschränkt werden.\r\nÄnderungsvorschlag:\r\n(3) Verpackte Bioabfälle sind mit dem Zusatz „verpackt“ oder „mit Verpackungsanteilen“ zu kennzeichnen. Die getrennte Sammlung beim Erzeuger dieser Fraktion ist ohne Einsammelhilfen wie z.B. Plastiktüten durchzuführen.\r\n4. Ansprechpartner\r\nFür Rückfragen stehen wir gerne zur Verfügung.\r\nFachverband Biogas e.V. Fachverband Biogas e.V.\r\nDipl.-Ing. Mathias Hartel Dr. Verena Pfahler\r\nReferatsleitung Fachreferentin\r\nReferat Abfall, Düngung und Hygiene Referat Abfall, Düngung und Hygiene\r\nmathias.hartel@biogas.org verena.pfahler@biogas.org\r\n08161/984666 08161/984667"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. 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Ein gewisser Anteil dieser Mitglieder verarbeitet auch Bio-\r\nabfälle und ist so von der Gesetzgebung zum Abfallrecht und auch von der Gewerbeabfallverordnung\r\nbetroffen. Wir bitten daher, die genannten Aspekte kritisch zu prüfen und den Referentenentwurf ent-\r\nsprechend anzupassen.\r\nGrundsätzlich befürwortet und begrüßt der FvB das Bestreben der Bundesregierung die bisherigen Re-\r\ngelungen der Gewerbeabfallverordnung noch stringenter und vollzugstauglicher zu gestalten, die be-\r\nhördliche Kontrolle der getrennten Sammlung von gewerblichen Siedlungsabfällen und Bau- und Ab-\r\nbruchabfällen zu stärken, um so die getrennte Sammlung zu verbessern und das Erreichen der ange-\r\nstrebten Recyclingquote bei der Vorbehandlung von Gemischen zu sichern.\r\nDer FvB sieht jedoch noch dringenden Änderungsbedarf an drei Stellen, um den – zugegeben komple-\r\nxen – Sachverhalten in der Praxis gerecht zu werden. Dabei soll insbesondere auf die getrennte Samm-\r\nlung von gewerblichem Bioabfall eingegangen werden. Diese Stoffströme, sowohl verpackte gewerbli-\r\nche Bioabfälle als auch unverpackte gewerbliche Bioabfälle werden häufig im Rahmen von Biogasan-\r\nlagen verarbeitet. Diese Verarbeitung im Sinne des Recyclings der EU-Abfallrahmenrichtlinie (Richtlinie\r\n2008/98/EG) (Abfallhierarchie) sollte, insbesondere mit Blick auf die Sortenreinheit der Bioabfälle und\r\ndie Reduktion der Fremdstoffanteile weiter gestärkt werden.\r\n2. Zusammenfassung der Forderungen\r\n• Konkretisierung der Sammelhilfen für gewerblichen Bioabfall, ggf. Verbot von Einsammelhilfen\r\nfür den Erzeuger von verpacktem gewerblichem Bioabfall\r\n• Kein entfallen der Pflichten zur getrennten Sammlung von unverpacktem gewerblichem Bioab-\r\nfall und verpacktem gewerblichem Bioabfall\r\n• Verpflichtende getrennte Sammlung beim Erzeuger von verpacktem gewerblichem Bioabfall\r\nund unverpacktem gewerblichem Bioabfall\r\n4\r\nStellungnahme: Entwurf der ersten Verordnung zur Änderung der Gewerbeabfallverordnung – Referentenentwurf des BMUV\r\n3. Regelungen im Detail\r\nAbschnitt 2: Gewerbliche Siedlungsabfälle\r\n§ 3 (1) Nr. 7 Getrennte Sammlung, Vorbereitung zur Wiederverwendung und Recycling\r\nvon gewerblichen Siedlungsabfällen\r\nAktuell diskutieren die Vereinten Nationen (UN) über ein internationales Instrument zum Umgang mit\r\nder globalen Plastikverschmutzung (https://www.unep.org/inc-plastic-pollution). Auch auf EU-Ebene\r\nwird zum Beispiel durch die EU-Verpackungsverordnung versucht, den Plastikverbrauch und den damit\r\nverbundenen Eintrag in die Umwelt zu reduzieren. Auf deutscher/nationaler Ebene wurde durch die\r\nkleine Novelle der Bioabfallverordnung (BioAbfV) ebenso ein Instrument geschaffen, mit dem der Plas-\r\ntikeintrag in die Umwelt durch Bioabfälle und deren Folgeprodukte (Gärprodukte und Komposte) mini-\r\nmiert werden soll. Der FvB fordert deshalb, dass auch in der Gewerbeabfallverordnung hinterlegt wird,\r\ndass die Verwendung von zum Beispiel Plastiktüten als Einsammelhilfen von verpackten und unver-\r\npackten Bioabfällen verboten oder zumindest eingeschränkt wird. In der BioAbfV ist klar definiert, wel-\r\nche Bioabfälle als geeignete Einsatzstoffe für die Vergärung oder Kompostierung gelten. Demnach ist\r\njegliche Art von Kunststoff als nicht geeigneter Einsatzstoff definiert. Gleiches sollte auch in der Gewer-\r\nbeabfallverordnung bzgl. verpackten und unverpackten gewerblichen Bioabfällen hinterlegt werden, um\r\neinen zusätzlichen Eintrag von Kunststoffen bereits bei der getrennten Erfassung zu vermeiden.\r\nÄnderungsvorschlag:\r\n[…] 7. Bioabfälle nach § 3 Absatz 7 des Kreislaufwirtschaftsgesetzes; unterteilt nach verpackten Bioab-\r\nfällen, insbesondere verpackten Lebensmittelabfällen, und unverpackten Bioabfällen, mit unvermeidba-\r\nren Anteilen an Kunststoffen im Sinne der Verpackungen und lose gesammelt, ohne die Verwendung\r\nvon Sammelhilfen im Sinne von Kunststofftüten/ Plastiktüten, sowie […]\r\nAbschnitt 2: Gewerbliche Siedlungsabfälle\r\n§ 3 (2) Getrennte Sammlung, Vorbereitung zur Wiederverwendung und Recycling von\r\ngewerblichen Siedlungsabfällen\r\nDer FvB betont, dass grundsätzlich jeder Abfallentsorger, insbesondere bei Bioabfällen, in der Lage\r\nsein muss, getrennt zu sammeln. Aus diesem Grund sieht der FvB keine Begründungen, warum ein\r\nErzeuger von Bioabfällen den Pflichten einer getrennten Sammlung nicht nachkommen muss, wenn\r\n„die getrennte Sammlung der jeweiligen Abfallfraktion technisch nicht möglich oder wirtschaftlich nicht\r\nzumutbar ist“.\r\nÄnderungsvorschlag:\r\n(4) Absatz 2 gilt nicht für Erzeuger von gewerblichen Bioabfällen nach § 3 Absatz 7 des Kreislaufwirt-\r\nschaftsgesetzes; unterteilt nach verpackten Bioabfällen, insbesondere verpackten Lebensmittelabfäl-\r\nlen, und unverpackten Bioabfällen. Gewerbliche Bioabfälle sind vom Erzeuger getrennt zu sammeln\r\nunterteilt, nach den Fraktionen verpackt und unverpackt.\r\n5\r\nStellungnahme: Entwurf der ersten Verordnung zur Änderung der Gewerbeabfallverordnung – Referentenentwurf des BMUV\r\n§ 4a Umgang mit verpackten Bioabfällen\r\nDer FvB fordert, dass auch in der Gewerbeabfallverordnung hinterlegt wird, dass vorrangig eine lose\r\nSammlung in z.B. Umleerbehältern erfolgen muss. Die Verwendung von zum Beispiel Plastiktüten als\r\nEinsammelhilfen von verpackten und unverpackten Bioabfällen sollte verboten oder zumindest einge-\r\nschränkt werden.\r\nÄnderungsvorschlag:\r\n(3) Verpackte Bioabfälle sind mit dem Zusatz „verpackt“ oder „mit Verpackungsanteilen“ zu kennzeich-\r\nnen. Die getrennte Sammlung beim Erzeuger dieser Fraktion ist ohne Einsammelhilfen wie z.B. Plastik-\r\ntüten durchzuführen"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. 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BImSchV)\r\nKontakt:\r\nFachverband Biogas e.V.\r\nAngerbrunnenstr. 12\r\n85356 Freising\r\nTelefon: 08161-984660\r\nTelefax: 08161-984670\r\nE-Mail: info@biogas.org\r\nInternet: www.biogas.org\r\nDer Fachverband Biogas e.V. wurde am 11.03.2024 über den Entwurf der Ersten Verordnung zur Änderung der Bekanntgabeverordnung (41. BImSchV) informiert. Gerne nehmen wir das Angebot zur Abgabe einer Stellungnahme an. Im Folgenden finden Sie die Stellungnahme des Fachverband Biogas\r\ne.V..\r\nDer Fachverband Biogas e.V. hat sich seit seiner Gründung im Jahr 1992 zu Deutschlands und Europas\r\ngrößter und führender Interessensvertretung der Biogas-Branche entwickelt. Er vertritt Hersteller, Anlagenbauer, landwirtschaftliche wie auch industrielle Biogasanlagenbetreiber und Institutionen mit dem Ziel\r\nder Förderung des Umweltschutzes und der Sicherung einer nachhaltigen Energieversorgung. Satzungsgemäß verfolgt der Fachverband Biogas folgende Primärziele:\r\n• Förderung von technischen Entwicklungen im Biogasbereich,\r\n• Förderung, Auswertung und Vermittlung von wissenschaftlichen Erkenntnissen und praktischen\r\nErfahrungen aus dem Bereich der Biogastechnik zum Wohle der Allgemeinheit und der Umwelt,\r\n• Durchführung von Schulungen für Praxis und Beratung,\r\n• Herausgabe von Publikationen in Schrift, Bild und Ton,\r\n• Förderung des Erfahrungsaustausches durch Beteiligungen und Durchführung von Ausstellungen,\r\nTagungen und anderen Veranstaltungen,\r\n• Förderung des internationalen Erfahrungsaustausches durch Herstellung und Pflege von Kontakten im In- und Ausland,\r\n• Förderung eines Beratungsnetzes durch Mitglieder in den verschiedenen Regionen,\r\n• Erarbeitung von Qualitätsstandards für Planung und Errichtung von Biogasanlagen und Anlagenkomponenten,\r\n• Erarbeitung von Qualitätsstandards für Gärprodukte,\r\n• Erarbeitung von Qualitätsstandards zum Betrieb von Biogasanlagen.\r\n3\r\nStellungnahme zum Entwurf der Ersten Verordnung zur Änderung der Bekanntgabeverordnung (41. BImSchV)\r\n1. Einführung\r\nDer Fachverband Biogas e.V. teilt die Einschätzung, dass das Thema Cybersicherheit weiter an Bedeutung gewinnt. Der Fachverband Biogas sieht aber keinen Bedarf zur geplanten Einführung eines neuen\r\nFachgebietes 10.2 Prozessleittechnik – Cyber-Security (IT/OT) in der 41 BImSchV.\r\nDies ist darin begründet, dass\r\n1. es bereits diverse Prüfgrundlagen in unterschiedlichen Rechtsbereichen für den Themenbereich Cybersicherheit auf Biogasanlagen gibt.\r\n2. bereits jetzt ein Defizit an Sachverständigen gem. §29b BImSchG für den Prüfbereich Biogasanlagen besteht. Die geplante Erweiterung um das Thema Cybersicherheit ergibt einen neuen\r\nzusätzlichen Bedarf an Sachverständigen, der in Anbetracht der vielen Biogasanlagen im Regelungsbereich kaum erfüllt werden kann.\r\n3. ein weiteres Fachgebiet die Kosten zur Erfüllung des BImSchG und des Themas Cybersicherheit unverhältnismäßig erhöht.\r\nDie aufgeführten Punkte werden im Folgenden detaillierter dargestellt.\r\n2. Prüfung der Cybersicherheit auf Biogasanlagen\r\nIn den vergangenen Jahren sind die Prüfpflichten und die darin geforderten Anforderungen an den sicheren und genehmigungskonformen Betrieb von Biogasanlagen bereits kontinuierlich erweitert worden. Dabei überschneiden sich Prüfgegenstände aus verschiedenen Rechtsbereichen (z.B.: Umweltschutz, Emissionsschutz, Wasserschutz, Arbeitsschutz, etc.), was dazu führt, dass der Prüfumfang immer unüberschaubarer wird.\r\nErst im März 2023 wurde die TRBS 1115-1 „Cybersicherheit für sicherheitsrelevante Mess-, Steuer- und\r\nRegelungseinrichtungen“ neu veröffentlicht, welche die Betriebssicherheitsverordnung (BetrSichV) im\r\nHinblick auf die Ermittlung und Festlegung erforderlicher Cybersicherheitsmaßnahmen für die dauerhafte Sicherstellung der Funktionsfähigkeit von sicherheitsrelevanten Mess-, Steuer und Regeleinrichtungen (MSR-Einrichtungen) konkretisiert. Hiermit besteht bereits eine Prüfgrundlage und eine Prüfpflicht durch Zugelassene Überwachungsstellen oder zur Prüfung befähigte Personen für den Bereich\r\nder Cybersicherheit auf Biogasanlagen, unabhängig von deren Genehmigungsstatus.\r\nDarüber hinaus bestehen für viele Biogasanlagen zusätzliche Anforderungen an die Cybersicherheit:\r\n• Für Betriebsbereiche der unteren und oberen Klassen gemäß der Zwölften Verordnung zur\r\nDurchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (12.BImSchV) gehört es zu den Grundpflichten Eingriffe Unbefugter und damit auch Cyberangriffe abzuwehren. Konkretisierende Hinweise hierzu gibt der Leitfaden KAS 51 „Maßnahmen gegen Eingriffe Unbefugter“.\r\n• Für Unternehmen im besonderen öffentlichen Interesse (UBI) besteht nach dem Gesetz über\r\ndas Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSIG) eine Meldepflicht für Störungen\r\nder IT-Sicherheit beim BSI.\r\n• Für Kritische Infrastrukturen wird durch das BSIG die Einhaltung des Standes der Technik in\r\nBezug auf die IT-Sicherheit eingefordert. Hierzu wird derzeit ein Branchenspezifischer Sicherheitsstandard für die Siedlungsabfallentsorgung erarbeitet. Die Einhaltung des Standes der\r\nTechnik ist gegenüber dem BSI alle 2 Jahre durch eine zu prüfende Stelle nachzuweisen.\r\nAus Sicht des Fachverband Biogas wird es daher als ausreichend eingestuft, wenn im Rahmen der\r\nRegelprüfung durch den Sachverständigen §29b BImSchG (Gesetz zum Schutz der Umwelt vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche\r\nVorgänge), das Vorhandensein von Unterlagen zur Cybersicherheit geprüft wird.\r\n3. Fachkräftemangel\r\nBereits jetzt haben Betreiber von Biogasanlagen erhebliche Probleme Sachverständige für die jeweils\r\nvon den Behörden geforderten Fachgebiete für die Prüfung ihrer Biogasanlagen gemäß § 29 BImSchG\r\nzu finden. Die Einführung eines weiteren Fachgebietes wird diese Mangelsituation weiter verschärfen,\r\n4\r\nStellungnahme zum Entwurf der Ersten Verordnung zur Änderung der Bekanntgabeverordnung (41. BImSchV)\r\nda davon auszugehen ist, dass die existierenden Sachverständigen das neue Fachgebiet nicht mit abdecken können. Hierzu ist eine erhebliche Zahl neuer Sachverständiger notwendig, die erst ausgebildet\r\nund berufen werden müssen. In der Konsequenz würden für die Prüfungen derzeit mind. zwei Prüfer\r\nnotwendig sein.\r\n4. Verwaltungskosten und Bürokratie\r\nErst im März 2024 hat der Gesetzgeber versucht, die Bürokratie und die Verwaltungskosten auch für\r\nArbeitgeber/Unternehmer über das „Vierte Gesetz zur Entlastung der Bürgerinnen und Bürger, der Wirtschaft sowie der Verwaltung von Bürokratie“ zu reduzieren. Derartige Entlastungsversuche haben keinerlei Effekt, wenn auf der anderen Seite weitere neue Fachgebiete für die Grundlage von zusätzlichen\r\nPrüfgegenständen geschaffen werden, welche bereits über andere Rechtsbereiche abgedeckt werden.\r\n5. Forderung des Fachverband Biogas e.V.\r\nDer Fachverband Biogas ist aus den oben genannten Gründen der Ansicht, dass ein neues Fachgebiet\r\n10.2 Prozessleittechnik – Cyber-Security (IT/OT) in der 41.BImSchV zum gegenwärtigen Zeitpunkt zu\r\nkeinem zusätzlichen Gewinn an Sicherheit für die Biogasbranche führt. Die Prüfung der Cybersicherheit\r\nauf Biogasanlagen ist bereits über die Betriebssicherheitsverordnung und die TRBS 1115-1 auf Biogasanlagen eingeführt worden.\r\nEin zusätzliches Fachgebiet in diesem Bereich führt derzeit lediglich zu weiterem Aufwand, weiteren\r\nKosten und weiterer Bürokratie und wird daher abgelehnt.\r\nAnsprechpartner:\r\nFür Rückfragen stehen wir gerne zur Verfügung.\r\nFachverband Biogas e.V. Fachverband Biogas e.V.\r\nDipl.-Wirtschaftsing. (FH) Marion Wiesheu Dipl. - Ing. agr. (FH) Manuel Maciejczyk\r\nReferatsleitung Qualifizierung und Sicherheit Geschäftsführer\r\nmarion.wiesheu@biogas.org manuel.maciejczyk@biogas.org\r\n08161/984678 08161/984676"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme zu dem\r\n„Entwurf einer Nationalen Kreislaufwirtschaftsstrategie\r\n(NKWS)“ vom 18.06.2024\r\nInhalt\r\nVorbemerkung ......................................................................................................................................... 2\r\nAnmerkungen im Detail ........................................................................................................................... 4\r\nZum Kapitel Nationale Kreislaufwirtschaftsstrategie - Zusammenfassung ............................................. 4\r\nZu 1. Transformation in eine ressourcenschonende zirkuläre Wirtschaft ............................................... 5\r\nZu 2. Leitlinien, Ziele, Indikatoren ........................................................................................................... 5\r\nZu 3.7 Zirkuläre Bioökonomie/biogene Rohstoffe (Arbeitstitel) ............................................................. 7\r\nZu 4.4 Fahrzeuge, Batterien und Mobilität .............................................................................................. 9\r\nKontakt\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nSandra Rostek\r\nLeiterin\r\nTel.: 030-2758179-00\r\nEmail: rostek@bioenergie.de\r\nBundesverband Bioenergie e.V.\r\nGerolf Bücheler\r\nGeschäftsführer\r\nTel: 030-2758179-21\r\nEmail: buecheler@bioenergie.de\r\nStand: 09.07.2024\r\n2\r\nVorbemerkung\r\nMit dem Entwurf der Nationalen Kreislaufwirtschaftsstrategie (NKWS) wird ein weiterer Punkt auf der\r\nAgenda aus dem Bereich Umwelt- und Naturschutz des Koalitionsvertrags der Ampelkoalition\r\numgesetzt. Der Bundesverband Bioenergie (BBE) und das Hauptstadtbüro Bioenergie (HBB) begrüßen\r\ndieses Strategiepapier und unterstützen die Ziele grundsätzlich: Sicherung der Rohstoffversorgung,\r\nErhöhung der Widerstandsfähigkeit der Lieferketten sowie der Rohstoffresilienz der Wirtschaft und\r\nDefossilisierung der Industrie. Es solle laut Entwurf außerdem der Verbrauch primärer Rohstoffe\r\ngesenkt, Stoffkreisläufe geschlossen und Abfall vermieden werden. Die Verbände betonen die\r\nNotwendigkeit der Anpassung und weiteren Ausarbeitung des Entwurfs, die in dieser Stellungnahme\r\nerläutert werden.\r\nFeste, flüssige und gasförmige Stoffe, die auf Biomasse basieren, sind Bestandteile eines land- und\r\nforstwirtschaftlichen Kreislaufsystems. Feste Biomasse, z.B. Holz, speichert beispielsweise CO2 aus der\r\nAtmosphäre. Holz wird als einer der nachhaltigsten Rohstoffe zu großen Teilen im Holzbau oder der\r\nstofflichen Nutzung eingesetzt, während stofflich nicht verwertbare Sortimente energetisch genutzt\r\nwerden. In vielen Fällen wird feste Biomasse am Ende einer langen Nutzungskaskade thermisch\r\ngenutzt (Altholz macht 55,6 % der Holzverwendung in Großfeuerungsanlagen aus) oder Stoffe, die\r\nanders nicht genutzt werden können (Waldrestholz, Landschaftspflegeholz etc.)1. Die\r\nBioenergieverbände kritisieren eine zu strenge Auslegung der Nutzungskaskade. Gegenwärtig wird\r\ndie stoffliche Nutzung an möglichen Einsatzbereichen schon heute durch den Markt selbst priorisiert.\r\nEs darf aber keine unsachgemäßen Beschränkungen der Bioenergie geben.\r\nDie NKWS sollte im Zusammenhang mit § 4 KrWG Nebenproduktstatus folgendes berücksichtigen:\r\ndurch die Anforderungen laut KrWG ist es aktuell sehr aufwendig, gewisse Stoffe, die nicht mehr in\r\nder Landwirtschaft verortet sind und demnach dem Abfallrecht unterliegen, als Abfall mit\r\nNebenprodukteigenschaft einzustufen. Dieser erhöhte Aufwand verhindert, dass diese bestimmten\r\nStoffe auch in nahegelegenen NawaRo-Biogasanlagen eingesetzt werden können. Dies ist nicht im\r\nSinne einer Kreislaufwirtschaft, wie sie im Entwurf des NKWS beschrieben wird. Um Rechtssicherheit\r\nfür diese Abfälle zu gewährleisten, eröffnet das KrWG die Möglichkeit, per Rechtsverordnung durch\r\ndie Bundesregierung für gewisse Abfälle Anforderungen festzulegen, um diese Abfälle mit\r\nNebenprodukteigenschaft auch in landwirtschaftlichen Biogasanlagen einsetzen zu können.\r\nAllerdings gibt es eine solche Rechtsverordnung bis zum gegenwärtigen Stand noch nicht.\r\nBezüglich der BioSt-NachV sollte in der NKWS berücksichtigt werden, dass anders als in anderen\r\nStaaten wie beispielsweise Dänemark Abfälle in Deutschland nicht per se als nachhaltig gelten. Um\r\ndie Nachhaltigkeit der Abfälle nachzuweisen, bedarf es einer Zertifizierung über\r\nZertifizierungsunternehmen wie SURE. Die mit einer Zertifizierung einhergehenden hohen Kosten\r\nsowie der personelle Aufwand führen dazu, dass nicht jeder Sammler, bzw. Abfallentstehungsbetrieb\r\nbereit ist, sich zertifizieren zu lassen. Dies wiederum hat zur Folge, dass Abfälle, v.a. Bioabfälle, ins\r\nAusland verlagert oder vermehrt in Kläranlagen eingesetzt werden.\r\nEin weiteres Manko, dass die Bioenergieverbände hier aufzeigen, ist das fehlende Ende der\r\nAbfalleigenschaft für Düngemittel. Im nationalen Recht gibt es kein Ende der Abfalleigenschaft für\r\nDüngemittel, die aus Bioabfällen erzeugt wurden. Ein Verweis auf die EU-Düngeprodukteverordnung\r\n1 FNR (2024). Basisdaten Bioenergie Deutschland 2024.\r\nhttps://www.fnr.de/fileadmin/Projekte/2023/Mediathek/Broschuere_Basisdaten_Bioenergie_2023_web.pdf\r\n3\r\n(Verordnung (EU) 2019/1009) ist in diesem Fall nicht zielführend, da flüssige Gärprodukte die\r\nAnforderungen dieser Verordnung nicht erfüllen können und dadurch in Zukunft nicht mehr genutzt\r\nwerden können. Eine Konsequenz daraus ist, dass Gärprodukte, die aus Bioabfällen erzeugt wurden,\r\nz.B. nicht ohne weiteres in Erdenwerken zur Herstellung von Torfersatzprodukten (siehe\r\nTorfminderungsstrategie der Bundesregierung) verwendet werden können, da mit dem Abfallstatus\r\nauch etliche höhere Auflagen bzgl. Lagerung und Transport verbunden sind. Reststoffe aus der\r\nthermischen Verwertung von Altholz oder naturbelassenem Holz können je nach Eignung sowohl in\r\nder Land- und Forstwirtschaft sowie im Zement und Beton eingesetzt werden und verringern so den\r\nbergmännischen Abbau von Kalk, Kalium und Phosphor. Auch hier behindert die\r\nGenehmigungssituation zu Lagerung, Bearbeitung und Transport den bioökonomischen Einsatz dieser\r\nwertvollen Rohstoffe.\r\nDie Bioenergieverbände kritisieren weiterhin den langen Prozess der nationalen Biomassestrategie\r\n(NABIS) und ihre noch anstehende Veröffentlichung. Wie bereits bei zahlreichen anderen Initiativen\r\nder Bundesregierung werden einige Punkte, insbesondere solche zur Zukunft und zu den\r\nRahmenbedingungen der Bioökonomie, offengelassen. Die offenen Punkte zur Nutzung von Biomasse\r\nsollen durch die Nationale Biomassestrategie geklärt werden. Allerdings wurde der Entwurf der\r\nNABIS bereits zum wiederholten Male verschoben. Die Bioenergieverbände fordern Klarheit und ein\r\nBekenntnis zur zukünftigen Nutzung von Bioenergie.\r\nDie Leistung der Bioenergie als erneuerbare Technologie: Die nachhaltige Bioenergie leistet einen\r\nunverzichtbaren Beitrag zu den Klima- und Energiezielen Deutschlands und einer sicheren und\r\nunabhängigen Energieversorgung. Sie stellt nicht nur gesicherte und flexibel regelbare Leistung für\r\nStrom und Wärme bereit, sondern ist auch im Verkehrsbereich bislang die einzig nennenswerte\r\nklimaschonende Antriebsoption. Feste, flüssige und gasförmige Bioenergieträger haben 2023 knapp\r\nüber 75,7 Mio. t CO2 vermieden. Biokraftstoffe stehen im Jahr 2023 für 81,6 Prozent der\r\nErneuerbaren Energien im Verkehrsbereich. Bei der erneuerbaren Wärmebereitstellung kommen\r\nbiogene Energieträger – allen voran Holz, aber auch Biogas – im Jahr 2023 auf einen Anteil von\r\ninsgesamt 83 Prozent. Im Strombereich erzeugt v.a. Biogas, aber auch Holzenergie, 18 Prozent des\r\nerneuerbaren Stroms2. Als Alleinstellungsmerkmal im Bereich der erneuerbaren Energien bietet\r\nBioenergie als Teil des pflanzlichen CO2-Kreislaufes zudem die Möglichkeit, zum Aufbau der für THG-\r\nNeutralität nötigen THG-Senken aktiv beizutragen. Technische Innovationen wie Bioenergie mit CO2-\r\nAbscheidung und Speicherung, sowie Nutzung (BECCS/U) ermöglichen dadurch, CO2-Kreisläufe zu\r\nschließen. Ein zentrales Ziel, dass auch durch die NKWS (Leitziel 2: Schließung von Stoffkreisläufen)\r\nverfolgt wird.\r\n2 Umweltbundesamt, AGEE Stat (2024). Erneuerbare Energien in Deutschland. Daten zur Entwicklung im Jahr\r\n2023.\r\nhttps://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/479/publikationen/2024_uba_hg_erneuerbaree\r\nnergien_dt.pdf\r\n4\r\nAnmerkungen im Detail\r\nZum Kapitel Nationale Kreislaufwirtschaftsstrategie -\r\nZusammenfassung\r\n9. Kreislaufwirtschaftsrecht weiterentwickeln\r\nRecyclingpotentiale gewerblicher Abfälle besser nutzen (S. IX): „Recyclingpotentiale gewerblicher\r\nAbfälle besser nutzen: Durch eine Novelle der GewAbfV soll die Verordnung noch stringenter und\r\nvollzugstauglicher gestaltet, die behördliche Kontrolle der getrennten Sammlung gewerblicher\r\nSiedlungsabfälle und Bau- und Abbruchabfälle gestärkt und das Erreichen der Recyclingquote bei der\r\nVorbehandlung abgesichert werden.“\r\nDie Bioenergieverbände begrüßen die beabsichtigte verbesserte Nutzung der Recyclingpotentiale\r\ngewerblicher Abfälle. Es sollte an dieser Stelle darauf geachtet werden, dass einige abfallerzeugende\r\nAkteure, z.B. Supermärkte, nicht so einfach auf eine getrennte Sammlung von verpackten und\r\nunverpackten Lebensmittelabfällen verzichten können. An dieser Stelle sollen verpackte Bioabfälle\r\nmit dem Zusatz „verpackt“ oder „mit Verpackungsanteilen“ gekennzeichnet werden. Für\r\nweiterführende Informationen siehe die Stellungnahme des Fachverbandes Biogas aus dem Mai\r\n2024.3\r\nRecyclingfähigkeit von Verpackungen (S. IX): eine Entsorgung von biologisch abbaubaren Kunststoffen\r\nin Biogasanlagen darf keine Option für solche Materialien sein. Sie verursachen verfahrenstechnische\r\nProbleme in Biogasanlagen und haben keinen Mehrwert für den Gasertrag im Biogasprozess oder\r\nNährstoffgehalt im Gärprodukt. Mit der Novelle der Bioabfallverordnung (BioAbfV) wird bereits das\r\nZiel verfolgt, den Plastikeintrag in die Umwelt durch Bioabfälle und deren Folgeprodukte zu\r\nreduzieren.\r\nMenge und Qualität an getrennt gesammelten Bioabfällen steigern (S. IX): „Die Bioabfallverwertung\r\nleistet einen wichtigen Beitrag zum Klima- und Ressourcenschutz. Für eine Neufassung der\r\nBioabfallverordnung wird geprüft, ob Vorgaben zur Konkretisierung bzw. Kriterien der getrennten\r\nSammlung von Bioabfällen festgelegt werden können, um die Menge und die Qualität getrennt\r\ngesammelter Bioabfälle zu steigern.“\r\nDies ist zu begrüßen, es sollte aber darauf geachtet werden, dass die Kriterien praxisnah und leicht\r\numsetzbar sind. Der Verbraucher sollte außerdem mehr mit in die Verantwortung gezogen werden.\r\nZu komplexe Kriterien können in der Praxis dazu führen, dass Stoffströme ins Ausland verlagert\r\nwerden, da es dort möglicherweise einfachere Regelungen gibt. Siehe dazu weiter oben unter BioSt-\r\nNachV.\r\nKurz erwähnt wird im Entwurf der NKWS die Novellierung der Altholzverordnung (AltholzV):\r\n„Vorrangige stoffliche Verwertung unbehandelten oder gering behandelten Holzes: Durch die geplante\r\nNeufassung der Altholzverordnung (AltholzV) soll unbehandeltes oder gering behandeltes Holz\r\nvorrangig stofflich verwertet werden.“ Da mögliche Änderungen erst in der geplanten\r\n3 Fachverband Biogas (2024). Stellungnahme zum Entwurf der ersten Verordnung zur Änderung der\r\nGewerbeabfallverordnung (GewAbfV). https://www.biogas.org/edcom/webfvb.nsf/id/DE-Stn-\r\nGewAbfV?open&ccm=030110030\r\n5\r\nAltholzverordnung eintreten, sollte im Entwurf im NKWS nicht weiter auf die Altholzverordnung\r\neingegangen werden. Es ist notwendig alle Altholzsortimente hochwertig und umweltverträglich zu\r\nverwerten, um die Ziele der Kreislaufwirtschaft zu erfüllen. Die energetische Verwertung von Altholz\r\nerfüllte eine wichtige Funktion in der Kreislaufwirtschaft, da aus qualitativen und auch aus\r\nquantitativen Gründen eine rein stoffliche Verwertung von Altholz nicht möglich ist. Die energetische\r\nVerwertung stellt sicher, dass es zu keiner Anreicherung von Schadstoffen in Holzprodukten kommt\r\nund dient damit dem Verbraucherschutz.\r\nZu 1. Transformation in eine ressourcenschonende zirkuläre\r\nWirtschaft\r\nAuf Seite 2 wird im Entwurf des NKWS darauf eingegangen, dass „Ein Großteil der fossilen Rohstoffe\r\nund Biomasse [...] energetisch genutzt oder für die Ernährung verbraucht [werden] und damit einer\r\nKreislaufführung nicht mehr zur Verfügung [stehen].“ Diese Aussage ist aus Sicht der\r\nBioenergieverbände irreführend, da sie nicht berücksichtigt, dass Bioenergieanwendungen zentraler\r\nBestandteil des CO2-Kreislaufes sind. Zudem wird außer Acht gelassen, welche Biomassen für eine\r\nenergetische Verwertung verwendet werden. Bei der Verwendung von Biomassen muss differenziert\r\nwerden, da eine stoffliche Verwendung – was im Text der NKWS wohl unter “Kreislaufführung” zu\r\nverstehen ist – bestimmte Voraussetzungen an Qualität, aber auch an Logistik (Transportwürdigkeit)\r\nstellt. Außerdem gilt es zu berücksichtigen, dass die Reststoffe der thermischen Verwertung wieder\r\nals Ausgangs- oder Zuschlagsstoffe in den Kreislauf gebracht werden können. Mit nachhaltiger\r\nBioenergie in Kombination mit CO2-Abscheidung, Nutzung und Speicherung (BECCS/U) ist es möglich\r\nNegativemissionen zu generieren. Dies wird im Kapitel 3.7 der Stellungnahme noch näher erläutert.\r\nZu 2. Leitlinien, Ziele, Indikatoren\r\nLeitziel 2: Schließung von Stoffkreisläufen\r\n„Das Ziel der EU, den prozentualen Anteil von Sekundärrohstoffen an der Gesamtmenge aller\r\ngenutzten Rohstoffe bis zum Jahr 2030 zu verdoppeln, wird national aufgegriffen und durch\r\nMaßnahmen in allen wichtigen Stoffströmen unterstützt (Indikator CMUR). Die Qualität von\r\nRecyclingprozessen soll signifikant erhöht werden.“\r\nDie Bioenergieverbände unterstreichen an dieser Stelle, dass durch ein Ende der Abfalleigenschaft\r\nvon Gärprodukten, die aus Bioabfällen erzeugt werden, eine Verwendung solcher Gärprodukte im\r\nSinne einer Kreislaufwirtschaft erleichtert und Nährstoffkreisläufe geschlossen werden können.\r\nDasselbe gilt für die Reststoffe (Aschen) einer thermischen Verwertung. Zudem können Gärprodukte\r\nneben der Nährstofflieferung auch einen Beitrag zum Humusaufbau leisten.\r\n6\r\nLeitziel 3: Rohstoffsouveränität und Rohstoffversorgungssicherheit erhöhen\r\nMit der NKWS wird das Ziel verfolgt, die Sicherheit der Rohstoffversorgung zu stärken und\r\nDeutschlands Importabhängigkeit bei kritischen und strategischen Rohstoffen zu reduzieren.\r\nZukünftig sollen entsprechend den EU-Zielen des Critical Raw Material Act, die Recyclingkapazität der\r\nEU ermöglichen, bis 2030 25 Prozent der strategischen Rohstoffe zu decken. Die Bioenergie kann dazu\r\neinen Teil beitragen.\r\nBiogasanlagen bieten weitere Vorteile, um Leitziel 3 zu erreichen. Gärprodukte enthalten wertvolle\r\nNährstoffe, u.a. Phosphor, welcher von der EU als kritischer Rohstoff eingestuft wurde. Eine\r\nFörderung der Verwertung von Bioabfällen in Biogasanlagen kann dazu beitragen, unabhängiger von\r\nPhosphorimporten zu werden. Der Angriffskrieg Russlands auf die Ukraine hat außerdem gezeigt, wie\r\nabhängig die Landwirtschaft von günstig (fossil basierten) produziertem Stickstoffdünger ist.\r\nGärprodukte sind ein wertvoller Stickstoffdünger und können zur Sicherung der landwirtschaftlichen\r\nProduktion in Deutschland beitragen und Stickstoffkreisläufe schließen. Der Prozess ist weitaus\r\nweniger energieintensiv als die Herstellung von mineralischen Stickstoffdüngern, was auch im Sinne\r\neiner nachhaltigen Kreislaufwirtschaft sein sollte. Neben der Nutzung von Gärprodukten, wird durch\r\nBiogasanlagen erneuerbare Energie bereitgestellt, die fossile Energie ersetzen kann.\r\nMit heimischer Biomasse betriebene Holzenergieanlagen und Biogasanlagen im Strom- und\r\nWärmebereich substituieren fossile Brennstoffe und sorgen so für eine geringere Abhängigkeit beim\r\nImport von fossilen Brennstoffen. Jährlich werden 13,05 Mrd. Liter Heizöl durch die\r\nWärmebereitstellung von Holz eingespart. Dies entsprecht 8,6 Prozent des gesamten deutschen\r\nMineralölimportes. Bei der Nutzung von Holzenergie werden außerdem Kosten gespart, die durch\r\nfossile Brennstoffe entstehen. Im Jahr 2023 wurden 9,9 Mrd. € Erdgaskosten vermieden.\r\nHolzheizkraftwerke bieten bei der Energieproduktion ebenfalls Nebenprodukte, die weiterverwendet\r\nwerden können. Kalkdünger aus Holzaschen enthalten neben basisch wirksamen Bestandteilen auch\r\nKalium und Phosphor, die anderenorts energieintensiv und durch einen massiven Eingriff in die\r\nUmwelt gefördert werden müssten.\r\nIm Bereich Verkehr können Biokraftstoffe die Rohstoffsouveränität und -versorgungssicherheit\r\nverbessern, indem sie fossile Brennstoffe ersetzen. Der Einsatz von Biokraftstoffen, beispielsweise im\r\nSchwerlastverkehr, führt außerdem dazu, dass deren Verwendung in Einsatzbereiche in\r\nBestandsflotten mit hohem Leistungsbedarf konzentriert werden kann. Die vergleichsweise teurere\r\nElektrifizierung oder auch die Einführung des Wasserstoff- oder Brennstoffzellenantriebs können\r\nmittelfristig bzw. erst nach einem längeren Zeitvorlauf in großem Umfang ergänzend zur\r\nDefossilisierung beitragen.\r\n2.3 Auswirkungen der Kreislaufwirtschaft auf Umwelt und Wirtschaft\r\nDie Bioenergie bietet zahlreiche Anwendungen, um THG-Emissionen einzusparen. Dazu gehören\r\nbeispielsweise die Vergärung von Gülle und Mist in Biogasanlagen. Mit nachhaltiger Bioenergie\r\n(Biogas, Biokraftstoffe und Holz) in Kombination mit CO2-Abscheidung, Nutzung und Speicherung\r\n(BECCS/U) ist es möglich Negativemissionen zu generieren. Der Betrieb von Biomasseanlagen trägt\r\nzur wirtschaftlichen Förderung von ländlichen Räumen bei (sozioökonomische Wirkung der\r\n7\r\nKreislaufwirtschaft). Insgesamt liefert der Betrieb von Biomasseanlagen in den Sektoren Strom,\r\nWärme und Verkehr wirtschaftliche Impulse in Höhe von 15,13 Mrd. €4.\r\nZu 3.7 Zirkuläre Bioökonomie/biogene Rohstoffe (Arbeitstitel)\r\nEin großer Vorteil der Bioenergie ist, dass sie nicht nur erneuerbar ist, sondern zudem\r\nanlagentechnisch CO2 abscheiden, speichern und nutzbar machen kann. CO2-Abscheidung aus\r\nBiomasse ist in Deutschland bislang kaum realisiert. Es gibt allerdings bereits Anlagen, die dies bei der\r\nPlanung berücksichtigen oder bestehende Anlagen mit entsprechender Abscheidungstechnologie\r\nausstatten. Die CO2-Abscheidung kann im bestehenden Anlagenpark von Holzheiz(kraft)werken,\r\nBiogasanlagen und Bioethanolanlagen umgesetzt werden. Die Kombination aus der Nutzung von\r\nBioenergie und gleichzeitiger Carbon Capture and Storage (BECCS = Negativemssionen) oder\r\nBioenergie mit Carbon Capture and Utilization (BECCU) kann einen wichtigen Beitrag leisten,\r\nTreibhausgasemissionen zu senken. Das Abscheidungspotential durch Biomasse ist enorm und dieses\r\nsollte an dieser Stelle hervorgehoben werden. Eine Potentialstudie im Auftrag des BBE5 ist zu dem\r\nErgebnis gekommen, dass je nach Ansatz zwischen 13 – 30 Mio. t CO2 aus der energetischen\r\nBiomassenutzung abgeschieden werden können. Dies entspricht einem Großteil (26,5 bzw. 61\r\nProzent) der erwarteten unvermeidbaren Restemissionen. Die Nutzung von abgeschiedenem CO2 ist\r\nallerdings nur eingeschränkt möglich. Das zurückgewonnene CO2 aus Biogas, Holzenergie und\r\nBioethanolanlagen kann theoretisch beispielsweise in der Getränkeindustrie verwendet werden.\r\nAktuell wird dies u.a. dadurch erschwert, dass aus Bioabfällen erzeugte CO2, nicht mit Lebensmitteln\r\nin Kontakt treten darf. Im Sinne einer Kreislaufwirtschaft sollte dies – unter Wahrung strenger\r\nqualitativer Vorgaben - erleichtert werden. Ein weiteres Beispiel dafür ist die Gewinnung von\r\nRohstoffen aus Biogas für die Herstellung von Wachsen für die (Kosmetik-) Industrie.\r\nDer Entwurf der NKWS geht an dieser Stelle auch auf die verpflichtende Getrenntsammlung von\r\nBioabfällen ein, die zwar seit 2015 gilt, allerdings teilweise Bioabfälle nicht erfasst und oft hohe\r\nVerunreinigungen mit Fremdstoffen enthalten. „Im Rahmen der Erarbeitung einer Neufassung der\r\nBioabfallverordnung wird daher geprüft, ob Vorgaben zur Konkretisierung bzw. Kriterien der\r\ngetrennten Sammlung von Bioabfällen festgelegt werden können, um die Menge und die Qualität an\r\ngetrennt gesammelten Bioabfällen weiter zu steigern. Zudem werden Vorgaben für eine hochwertige\r\nstoffliche sowie energetisch/stoffliche Verwertung getrennt erfasster Bioabfälle mit\r\nstoffstromlenkenden Vorgaben unter Berücksichtigung der Art und Beschaffenheit des Bioabfalls\r\ngeprüft. Das Rechtsetzungsverfahren ist für die nächste Legislaturperiode avisiert.“\r\nDie Bioenergieverbände merken an, dass es hier konkret um Bioabfälle und deren Qualität und\r\nQuantität geht. Kriterien bei der Definierung und Erfassung sollten, wie oben erwähnt, praxisnah und\r\nleicht umsetzbar sein. Der Verbraucher sollte mehr miteinbezogen werden. Bioabfälle sollten darüber\r\n4 Umweltbundesamt, AGEE Stat (2024). Erneuerbare Energien in Deutschland. Daten zur Entwicklung im Jahr\r\n2023.\r\nhttps://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/479/publikationen/2024_uba_hg_erneuerbareenergi\r\nen_dt.pdf\r\n5 BBE/ Seeger Engineering (2023). CO2-Abscheidung: Potenzial aus Biomasseanlagen.\r\nhttps://www.bioenergie.de/download_file/force/1820/201\r\n8\r\nhinaus, wenn möglich, primär in Biogasanlagen verwertet werden. Die Bioenergieverbände verweisen\r\ndazu gerne auf die EU Taxonomie BAT für Bioabfälle6.\r\nWeiter geht der Entwurf der NKWS auf die geplante Novellierung der Altholzverordnung ein: „Durch\r\ndie ebenfalls in der nächsten Legislaturperiode geplante Neufassung der Altholzverordnung (AltholzV)\r\nsoll die Kreislaufwirtschaft dahingehend gefördert werden, dass unbehandeltes oder gering\r\nbehandeltes Holz vorrangig stofflich verwertet werden soll. Die Regelungen der AltholzV sollen an die\r\nfünfstufige Abfallhierarchie nach dem Kreislaufwirtschaftsgesetz angepasst werden.“\r\nDie ordnungsrechtliche Gleichrangigkeit von stofflicher und energetischer Verwertung in der AltholzV\r\nmuss auch in Zukunft erhalten bleiben. Aufgrund der klimapolitischen Effekte sind Altholzrecycling\r\nund energetische Verwertung gleichwertig bedeutsam. In Paragraph 4 erkennt die AltholzV bisher die\r\nHochwertigkeit beider Verwertungswege an. Der Altholzmarkt ist sehr volatil und\r\nkonjunkturabhängig. Bereits heute übersteigt das Altholzaufkommen die Kapazitäten der rein\r\nstofflichen Nutzung. Für den Fall einer Bevorzugung der stofflichen Nutzung, würde sich diese\r\nProblematik weiter verschärfen, besonders bei entsprechender konjunktureller Lage. In dem Fall\r\nwürde Altholz ungenutzt in Lagerstätten ruhen. Daher darf die thermische Verwertung\r\nordnungsrechtlich nicht eingeschränkt werden. Altholzanlagenbetreiber sind und bleiben wichtige\r\nAbnehmer von Altholz. Die energetische Nutzung von Altholz hat noch einen weiteren Vorteil: Sie\r\nermöglicht es, insbesondere bei behandeltem Altholz, Schadstoffe zu entfernen und aus dem\r\nStoffkreislauf zu nehmen. Die Schadstoffe werden in der Holzasche aufgefangen und, wenn\r\nnotwendig, umweltverträglich in Deponien gelagert.\r\nHolzaschen aus unbehandeltem Holz ließen sich theoretisch weiterverwerten, allerdings ist dies in\r\nder Praxis kaum möglich. Die meist notwendige IED-Genehmigung für das Lagern und Behandeln von\r\nAbfällen ist insbesondere für die Aufbereitung von Holzaschen aus naturbelassenem Holz zu Dünger\r\noder für Altholzaschen, bzw. Zyklon und Filteraschen für die Verwendung im Beton oder Zement eine\r\nkaum überwindbare Hürde und verhindert somit die Verwertung von ca. 1 Mio. Tonnen Holzaschen.\r\nHier sei erwähnt, dass mit Wegfall der Kohleflugaschen ab dem Jahr 2030 Holzaschen immer\r\nwichtiger für die Bauindustrie (Zement / Beton) werden.\r\nAuf Seite 39 des Entwurfs wird auf die Vision und die Ziele eingegangen. Durch die Vergärung von\r\nbiogenen Materialien wird u.a. die Stickstoffverfügbarkeit erhöht. Außerdem hat eine neuere Studie\r\ngezeigt, dass die Humusreproduktionsfähigkeit von Gärprodukten in der Vergangenheit oft\r\nunterschätzt wurde7. Durch die Vergärung von biogenen Materialien wird nicht nur Biogas erzeugt,\r\ndas neben Wärme und Energie auch als Rohstoff für die chemische Industrie dienen kann, sondern\r\nauch wertvoller Dünger in Form von Gärprodukten erzeugt.\r\nIm Entwurf des NKWS heißt es weiter: „Biomassen, die die bei der Pflege von Grünflächen wie Gärten\r\nund Parks, Pflege des Straßenbegleitgrüns, auf Flächen des Biotop- und Artenschutzes oder auch im\r\nRahmen der Erhaltung der Kulturlandschaft anfallen und als Rohstoff genutzt werden können.“ Es ist\r\nwichtig an dieser Stelle die Formulierung anzupassen. Die zitierten Biomassen, die bei der\r\nLandschaftspflege anfallen, können nicht nur genutzt werden, sondern werden aktuell auch schon\r\ngenutzt, beispielsweise in Biogasanlagen und Heizkraftwerken.\r\n6 European Union. https://eur-lex.europa.eu/legal-\r\ncontent/DE/TXT/HTML/?uri=PI_COM:C(2021)2800&from=EN\r\n7 Kompost.de. https://www.kompost.de/fileadmin/user_upload/Dateien/HUK-\r\nDateien/2022/Q2_2022/Schnellmethode_zur_Charakterisierung_der_Humuswirkung_Q2_2022.pdf\r\n9\r\nAuf S. 39 des Entwurfs wird auf die Wiedergewinnung von lebensnotwendigen Nährstoffen\r\neingegangen. Es ist nicht nur möglich, Phosphor aus Klärschlamm und Klärschlammaschen\r\nzurückzugewinnen. Sondern die Rückgewinnung von Phosphor aus Gärprodukten und von Kalk,\r\nKalium und Phosphor aus Holzaschen sollte von der Bundesregierung auch unterstützt werden. Ein\r\nFokus auf Klärschlämme allein ist nicht im Sinne einer Kreislaufwirtschaft.\r\nZu 4.4 Fahrzeuge, Batterien und Mobilität\r\nWie der Titel schon zeigt, konzentriert sich das Kapitel insbesondere auf den Kreislauf aus der\r\nElektromobilität. Im ersten Satz wird noch auf die Gesamtanzahl der Fahrzeuge eingegangen: „Der\r\nFahrzeugbestand in Deutschland belief sich 2023 auf 48,8 Millionen PKW sowie weitere 3,6 Millionen\r\nLKW. Pro Haushalt stehen im Schnitt etwa 1,1 PKW zur Verfügung.“ Im weiteren Verlauf des Kapitels\r\nwird allerdings fast ausschließlich auf die Kreislaufwirtschaft für batteriebetriebene Fahrzeuge\r\nhingewiesen. Es ist aus Sicht der Bioenergieverbände notwendig, dass die NKWS auch erläutert, wie\r\nder Kreislauf von Fahrzeugen mit Verbrennungsmotoren, die mit erneuerbaren Kraftstoffen betrieben\r\nwerden, Berücksichtigung findet und geschlossen wird.\r\nDer ungeklärte Verbleib von stillgelegten Fahrzeugen wird im NKWS aufgegriffen: „Für relevante\r\nAnteile der endgültig stillgelegten Fahrzeuge ist der Verbleib nicht geklärt. In den letzten Jahren\r\nwurden rund 150.000 Altfahrzeuge jährlich offensichtlich von nicht anerkannten Betrieben demontiert\r\noder illegal exportiert.“ Allerdings ist zu kritisieren, dass es keine konkrete Zahl gibt. Als konkrete\r\nMaßnahme wird in der NKWS erwähnt, dass die Bundesregierung die Transparenz über den Verbleib\r\nvon (Alt-)Fahrzeugen erhöhen will. Allerdings ist nicht ersichtlich, wie die Transparenz erhöht werden\r\nsoll. Eine konkrete Maßnahme sollte in der NKWS vorgestellt werden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. 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Viele Kommunen und Industriebetriebe stehen vor der Herausforderung, ihre bisherige\r\nWärmeversorgung (Raumwärme, Prozesswärme etc.) zu defossilisieren, also Anlagen, die mit fossilen\r\nBrennstoffen betrieben werden, mit erneuerbaren Anlagen zu ersetzen.\r\nDer Einsatz von fester Biomasse, insbesondere Holz (z.B. Waldrestholz, Industrierestholz, Altholz), spielt\r\ndabei eine wichtige Rolle. Bei der steigenden Nachfrage nach fester Biomasse, bedingt durch die\r\nTransformation des Sektors, ist es umso wichtiger, dass alle Potenziale genutzt werden.\r\nIn der 44. BImSchV werden allerdings Holzabfälle durch die Brennstoffdefinition ausgeschlossen.\r\nDadurch fallen Holzabfälle aus Bau- und Abbruchabfällen aus der für thermische Nutzung vorgesehe-\r\nnen Sortimente heraus. Dabei gibt es Altholz, was aus Bau- und Abbruchabfällen stammt und weder\r\nmit Holzschutzmitteln, Schwermetallen oder halogenorganischen Verbindungen behandelt worden\r\nsind. Dazu zählen beispielsweise Baustellensortimente aus naturbelassenem Vollholz oder unbehan-\r\ndelte Abbruchhölzer.\r\nAus diesen Gründen darf die explizite Nennung von Bau- und Abbruchabfällen nicht dazu führen, dass\r\nalle Holzabfälle, die rein laut Definition unter den Begriff „Bau- und Abbruchabfälle“ fallen, aber an-\r\nsonsten das Erfordernis „nicht mit Holzschutzmitteln, Schwermetallen und halogenorganischen Ver-\r\nbindungen behandelt“ zu sein, erfüllen, nicht als Biomasse anerkannt werden. Der BEE fordert deshalb\r\ndie Streichung der Formulierung, da diese Regelung den Ausbau der erneuerbaren Energien unnötig\r\nbehindert und der Energiewende und Versorgungssicherheit entgegensteht. In der 44. BImSchV wurde\r\ndie Brennstoffdefinition aus der Industrial Emission Directive (2010/75/EU), einer EU-Verordnung,\r\nübernommen.\r\nVorschlag:\r\n„Biobrennstoffe“ im Sinne dieser Verordnung sind […}\r\n2. folgende Abfälle, falls die erzeugte Wärme genutzt wird: […]\r\nf) Holzabfälle mit Ausnahme von Holzabfällen, die infolge einer Behandlung\r\nmit Holzschutzmitteln oder infolge einer Beschichtung halogenorganische Ver-\r\nbindungen oder Schwermetalle enthalten können; hierzu gehören insbeson-\r\ndere Holzabfälle aus Bau- und Abbruchabfällen.“\r\nWeitere Informationen enthält die Stellungnahme zur 44. BImSchV des Haupt-\r\nstadtbüro Bioenergie.\r\nSeite 16\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\nAnlage 1:\r\nZusammenführung der Vorschläge zur Änderung des § 246d BauGB\r\n§ 246d BauGB Sonderregelungen für Biogasanlagen\r\n(1) Vor dem 1. September 2022 errichtete Anlagen zur Erzeugung von Biogas im Sinne des § 35 Absatz 1\r\nNummer 6 sind bis zum Ablauf des 31. Dezember 2024 abweichend von § 35 Absatz 1 Nummer 6 Buch-\r\nstabe a, b und d auch dann bauplanungsrechtlich zulässig, wenn die Biogasproduktion erhöht wird\r\nund die Biomasse überwiegend aus dem Betrieb oder überwiegend aus diesem und aus weniger als\r\n50 Kilometer entfernten Betrieben nach § 35 Absatz 1 Nummer 1, 2 oder 4 stammt, soweit Letzterer\r\nTierhaltung betreibt. Zu den in Satz 1 genannten Betrieben nach § 35 Absatz 1 Nummer 4 zählen auch\r\nsolche, die dem Anwendungsbereich des § 245a Absatz 5 Satz 1 oder 2 unterfallen.\r\n(2) Von § 35 Absatz 1 Nummer 6 werden bis zum 31. Dezember 2028 auch Vorhaben erfasst, die der\r\nenergetischen Nutzung von Biomasse im Rahmen eines am 1. Januar 2024 bestehenden Tierhaltung\r\nbetreibenden gewerblichen Betriebes dienen, der auf Grundlage der vor dem 20. September 2013 gel-\r\ntenden Fassung des § 35 Absatz 1 Nummer 4 zugelassen worden ist.\r\n(3) Bis zum Ablauf des 31. Dezember 2028 gilt § 35 Absatz 1 Nummer 6 Buchstabe b gilt mit der Maßgabe,\r\ndass die Biomasse zusätzlich auch aus zulässigerweise errichteten und am 1. Januar 2024 bestehenden,\r\nweniger als 50 Kilometer entfernten Betrieben aller Art stammen kann, soweit es sich um Biomasse\r\nhandelt, die in diesen Betrieben als Reststoff anfällt.\r\n[siehe Abschnitt A 2.3. der StN]\r\n(4) Im Außenbereich ist unbeschadet des § 35 Absatz 1 bis zum Ablauf des 31. Dezember 2028 ein\r\nVorhaben zulässig, das\r\n1. der Aufbereitung von Biogas zu Biomethan einschließlich des Anschlusses an das öffentliche Ver-\r\nsorgungsnetz dient, oder\r\n2. als Blockheizkraftwerk der Erzeugung von Strom einschließlich dessen Einspeisung in das öffent-\r\nliche Netz sowie der Erzeugung von Wärme zur Einspeisung in ein bestehendes lokales Wärmenetz\r\noder zur Wärmeversorgung von zulässigerweise errichteten Gebäuden in räumlicher Nähe zum Vorha-\r\nben dient,\r\nwenn das Vorhaben in einem räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer am 1. Januar 2024 be-\r\nstehenden, zulässigerweise nach § 35 Absatz 1 Nummer 6 errichteten Anlage steht und keine größere\r\nGrundfläche in Anspruch nimmt als diese Anlage und wenn das verwendete Biogas aus dieser Anlage\r\noder aus nahegelegenen Biogasanlagen Anlagen nach § 35 Absatz 1 Nummer 6 stammt.\r\n[siehe Abschnitt A 2.2 und 2.1.1der StN]\r\n(5) Im Außenbereich ist unbeschadet des § 35 Absatz 1 bis zum Ablauf des 31. Dezember 2028 ein Vor-\r\nhaben zulässig, das als Blockheizkraftwerk [technologieoffener: Kraftwärmekopplungsanlage] der Er-\r\nzeugung von Strom einschließlich dessen Einspeisung in das öffentliche Netz sowie der Erzeugung von\r\nWärme einschließlich deren Speicherung\r\n1. zur Einspeisung in ein bestehendes lokales Wärmenetz oder\r\n2. zur Wärmeversorgung von zulässigerweise errichteten Gebäuden\r\nSeite 17\r\nStellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten\r\nStadtentwicklung/BauGB Novelle – Stand: 16.08.2024\r\nin räumlicher Nähe zum Vorhaben dient, wenn das verwendete Biogas aus einer oder mehreren nahe-\r\ngelegenen Biogasanlagen stammt.\r\n[siehe Abschnitt A 2.1.1 und 2.1.2 der StN]\r\n(65) Die Befristung in den Absätzen 1 bis 4 bezieht sich nicht auf die Geltungsdauer einer Genehmigung,\r\nsondern auf den Zeitraum, bis zu dessen Ende bei der zuständigen Behörde ein Antrag eingegangen\r\nist. Die Änderung einer Anlage, die nach einem der Absätze 1 bis 4 zugelassen worden ist, ist auch nach\r\nAblauf der in den Absätzen 1 bis 4 genannten Frist nach dem 31. Dezember 2028 nach demselben Absatz\r\nzulässig, wenn durch die Änderung die Grundfläche oder Höhe der Anlage nicht oder nur insoweit\r\nvergrößert wird, als dies zur Erfüllung rechtlicher Anforderungen an die Anlage erforderlich ist.\r\n[siehe Abschnitt A 1. und 1.1 der StN"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB)","shortTitle":"BMWSB","url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-08-16"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014774","regulatoryProjectTitle":"Bürokratie eingrenzen in AVBFernwärme ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/16/70/483503/Stellungnahme-Gutachten-SG2502200021.pdf","pdfPageCount":13,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Seite 2\r\nStellungnahme zum RefE AVBFernwärmeV – Stand: 20.08.2024\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze ............................................................................................................................... 3\r\nÄnderungsvorschläge ................................................................................................................................... 4\r\nZu § 1 Gegenstand der Verordnung, Begriffsbestimmungen ............................................. 4\r\nZu § 1 Absatz 4, 5.) Definitionen ................................................................................................ 4\r\nZu § 1a Veröffentlichungspflichten ................................................................................................ 4\r\nZu § 1a Absatz 1, 5.) Netzverluste ............................................................................................. 4\r\nZu § 1a Absatz 1, 7.) Informationen zum sicheren Betrieb des Wärmenetzes..... 6\r\nZu § 1a Absatz 1, 8.) b) Jährliche Treibhausgasemissionen aus Kraft-Wärme-\r\nKopplungsanlagen .......................................................................................................................... 6\r\nZu § 1a Absatz 3 Berechnungsinstrument ............................................................................ 7\r\nZu § 1a Absatz 4 Privilegierung von Wärmeerzeugungsanlagen zur Versorgung\r\neines einzelnen Gebäudes, eines Gebäudenetzes oder eines Kleinstnetzes ..... 7\r\nZu § 3 Anpassung der Leistung ........................................................................................................ 8\r\nZu § 3 Absatz 1 Teilbedarfsbelieferung ................................................................................. 8\r\nZu § 3 Absatz 2 Anpassung der vertraglich vereinbarten Wärmeleistung ............ 8\r\nZu § 3 Absatz 3 Sonderkündigungsrecht, wenn Fernwärmeversorger ihren\r\nPflichten aus dem Wärmeplanungsgesetz nicht nachkommen ................................ 9\r\nZu § 3 Absätze 5 und 6 Unterscheidung Größe des Wärmenetzes bei der\r\nLeistungsanpassung ..................................................................................................................... 10\r\nZu § 6 Haftung bei Versorgungsstörungen .............................................................................. 10\r\nZu § 24 Absatz 1 Preisindizes bei Preisänderungsklauseln .............................................. 11\r\nZu § 25 Absatz 1 Rechnung und Abschlussrechnung .......................................................... 11\r\nZu § 25 Absatz 3 und Absatz 6 sowie §25 a Absatz 3 Digitale Rechnung und\r\nVerbrauchsinformationen für den Kunden .............................................................................. 12\r\nSeite 11\r\nStellungnahme zum RefE AVBFernwärmeV – Stand: 20.08.2024\r\nZu § 24 Absatz 1 Preisindizes bei Preisänderungsklauseln\r\nLaut Referentenentwurf dürfen Preisänderungsklauseln „nur so ausgestaltet sein, dass sie sowohl\r\ndie Kostenentwicklung bei Erzeugung und Bereitstellung der Fernwärme durch das Fernwärmeversor-\r\ngungsunternehmen (Kostenelement) als auch die jeweiligen Verhältnisse auf dem Wärmemarkt\r\n(Marktelement) angemessen berücksichtigen“. Als Marktelement wird der vom Statistischen Bundes-\r\namt veröffentlichte Wärmepreisindex abgebildet, der sich insbesondere aus „Betriebskosten für Gas-\r\nzentralheizungen“, „Betriebskosten für Ölzentralheizung“ und „Fernwärme“ zusammensetzt. Erneuer-\r\nbare Energien wie die Bioenergie nehmen dabei nur eine unterrepräsentierte Rolle ein, obwohl sie\r\nbei der Defossilisierung der Wärmenetze eine essenzielle Rolle spielen. Daraus ergibt sich, dass\r\nFernwärmeversorgungsunternehmen, die bereits zeitnah auf eine ausschließlich oder überwiegend\r\nauf erneuerbaren Energien basierende Erzeugungsstruktur umstellen, bei der Anwendung der gemäß\r\n§ 24 Abs. 1, S. 1 des Referentenentwurfs ausgestalteten Preisänderungsklausel trotz des tatsächlich\r\nnicht oder kaum vorhandenen Anteils fossiler Erzeugungsstrukturen, diese im Wege des Marktele-\r\nments berücksichtigen müssen. Beim Ziel der Defossilisierung des Wärmesektors bis ins Jahr 2045\r\nerscheint es widersprüchlich, dass sich Fernwärmepreise an fortbestehenden fossilen Verhältnissen\r\nauf dem Wärmemarkt richten, auch wenn Fernwärmesysteme teilweise schon defossilisiert sind.\r\nIm Referentenentwurf werden Indizes erwähnt, die im Rahmen der Preisänderungsklauseln für die\r\nÄnderung des Gesamtpreises wie der verschiedenen Preisbestandteile verwendet werden dürfen. Der\r\nEntwurf betont, dass die Indizes die tatsächlich eingesetzten Energieträger abbilden sollen. Es ist da-\r\nbei allerdings zu bemängeln, dass der Wärmepreisindex des Statistischen Bundesamts nicht die Kos-\r\nten der einzelnen Energieträger, sondern lediglich die Entwicklung des allgemeinen Fernwärmeprei-\r\nses beschreibt. Er könnte (alternativ bzw. ergänzend zum Öl- oder Gaspreis) dafür verwendet werden,\r\ndie allgemeine Wärmepreisentwicklung abzubilden. Die Forderung, die Preisentwicklung der tatsäch-\r\nlich eingesetzten Energieträger abzubilden, kann hiermit nicht erfüllt werden.\r\nVorschlag\r\nAnstatt einer Orientierung an einem allgemeinen Preisindex, bräuchte es von Seiten des Sta-\r\ntistischen Bundesamts (destatis.de) stattdessen spezifische Indizes für einzelne Energieträ-\r\nger. Insbesondere für die Haupt-Bioenergieträger wie Altholz, Landschaftspflegeholz, Silo-\r\nmais und andere pflanzliche Biomasse zur Biogaserzeugung etc. sind Indizes notwendig, wel-\r\nche die inhaltlichen Anforderungen der AVBFernwärmeV erfüllen können und die Marktreali-\r\ntäten abbilden.\r\nZu § 25 Absatz 1 Rechnung und Abschlussrechnung\r\nDas Fernwärmeversorgungsunternehmen soll verpflichtet werden, dem Kunden die Abschlussrech-\r\nnung spätestens sechs Wochen nach Beendigung des Lieferverhältnisses zu übermitteln. In der Ver-\r\nordnung sollte festgehalten werden, dass der Fernwärmeversorger diese Frist nicht einzuhalten\r\nbraucht, wenn die Messstation nicht rechtzeitig abgelesen werden kann.\r\nSeite 12\r\nStellungnahme zum RefE AVBFernwärmeV – Stand: 20.08.2024\r\nVorschlag\r\nDie Bioenergieverbände fordern eine Klarstellung, dass diese Frist bei Messeinrichtungen\r\nohne Fernablesbarkeit nur dann eingehalten werden muss, sofern der Kunde die für die Ab-\r\nrechnung notwendige Selbstablesung termin- und ordnungsgemäß durchgeführt und über-\r\nmittelt hat bzw. der Kunde den Zugang zu den Messeinrichtungen ermöglicht, damit das\r\nFernwärmeversorgungsunternehmen diese rechtzeitig ablesen kann.\r\nZu § 25 Absatz 3 und Absatz 6 sowie §25 a Absatz 3 Digitale Rechnung und\r\nVerbrauchsinformationen für den Kunden\r\nLaut Absatz 3 des Referentenentwurfs ist das Fernwärmeversorgungsunternehmen auf Wunsch des\r\nKunden verpflichtet, Abrechnungsinformationen und Verbrauchsinformationen elektronisch bereit-\r\nzustellen. Kleinstnetzbetreiber sollten von davon befreit werden. Laut Absatz 6 ist der Fernwärmever-\r\nsorger verpflichtet dem Kunden Abrechnungsinformationen einschließlich von Verbrauchsinformati-\r\nonen auf der Grundlage des tatsächlichen Verbrauchs monatlich zur Verfügung zu stellen, wenn beim\r\nKunden fernablesbare Messeinrichtungen installiert sind. Dies stellt für Fernwärmeversorger einen\r\nMehraufwand dar und Kleinstnetzbetreiber sollten von diesem Absatz befreit werden. Laut § 25a (In-\r\nhalt und Transparenz der Abrechnungen) Absatz 3 sollen Fernwärmeversorgungsunternehmen dem\r\nKunden „einen Vergleich des gegenwärtigen, witterungsbereinigten Wärmeverbrauchs des Kunden\r\nmit dessen witterungsbereinigtem Wärmeverbrauch im gleichen Zeitraum des Vorjahres in grafischer\r\nForm“ bereitstellen. Erneut wird hier ein Mehraufwand für Fernwärmeversorgungsunternehmen ent-\r\nstehen. Kleinstnetzbetreiber sollten auch von §25 a Absatz 3 befreit werden. Es ist möglich, dass\r\ndiese ansonsten z.B. teure Softwarelösungen einkaufen müssen, die die Kosten der Wärme unnötig\r\nerhöhen würde.\r\nVorschlag\r\nDie Bioenergieverbände schlagen vor, dass Kleinstnetzbetreiber von den Anforderungen aus\r\n§25 Absatz 3 und 6 sowie § 25 a Absatz 3 befreit werde"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Die Verlängerung von zehn auf 12 Jahre ist deshalb sehr zu be-\r\ngrüßen.\r\n5. Zum Maisdeckel: Weitere Absenkung ist technisch und/oder\r\nwirtschaftlich hochproblematisch (Art. 1 Nr. 7 Buchstabe a FrakE\r\nzur Änderung von § 39i Abs. 1 EEG 2023 streichen)\r\nFür neue und bestehende Biogasanlagen, die in den zweiten Vergütungszeitraum wechseln, soll die\r\nbereits bestehende Begrenzung des Einsatzes von Mais und Getreide von heute 35 Prozent (2024 &\r\n2025) bzw. 30 Prozent (ab 2026) auf 25 Prozent verschärft werden. Die Bioenergieverbände lehnen eine\r\nweitere Verschärfung des Maisdeckels ab. Energiewirtschaftlich und klimapolitisch sinnvoll wäre viel-\r\nmehr das Gegenteil.\r\nDie Biogasbranche ist sich der Diskussion rund um eine Nutzung von nachwachsenden Rohstoffen\r\nbewusst und ist bestrebt, den Anteil klassischer nachwachsender Rohstoffe zu reduzieren. Eine regu-\r\nlatorisch vorgegebene pauschale und drastische Reduzierung des Einsatzes Energiepflanzen ist jedoch\r\nstrikt abzulehnen.\r\nErstens: Eine saisonale Flexibilisierung von Biogasanlagen benötigt Einsatzstoffe mit hohem Energie-\r\ngehalt.\r\nEin großer energiepolitischer Vorteil der Stromerzeugung aus Biomasse ggü. anderen Flexibilitätsop-\r\ntionen wie Batteriespeichern ist die Möglichkeit der saisonalen Verschiebung der Stromproduktion auf\r\ndie Wintermonate. Im Fall einer saisonalen Flexibilisierung von Biogasanlagen werden in den Som-\r\nmermonaten Substrate mit niedrigem Energiegehalt (z.B. Gülle oder Zwischenfrüchte) eingesetzt, die\r\nin den Wintermonaten um Substrate mit hohem Energiegehalt (wie Mais) ergänzt werden. Eine Begren-\r\nzung des Maisanteils auf 25 Prozent würde diese energiewirtschaftlich extrem sinnvollen Anlagenkon-\r\nzepte verhindern.\r\nZweitens: Klassische Energiepflanzen sind zumindest als Co-Substrat notwendig, um alternative Sub-\r\nstrate wie Gülle oder Zwischenfrüchte erschließen zu können, insbesondere für Bestandsanlagen. Da\r\nviele Alternativen zu klassischen Energiepflanzen nur einen geringen Energieertrag haben und nicht\r\nüber weite Strecken transportierbar sind, müssen an vielen Standorten weiterhin energiereiche Ener-\r\ngiepflanzen eingesetzt werden, um wirtschaftliche Anlagengrößen zu generieren. Dies gilt insbeson-\r\ndere für Bestandsanlagen, die ursprünglich auf einen anderen Einsatzstoffmix ausgelegt wurden.\r\nDrittens: Alternative Einsatzstoffe sind teurer als klassische Energiepflanzen. Die Mehrkosten müssen\r\ngegenfinanziert werden. Die spezifischen Kosten bei der Herstellung von Biogas aus alternativen Ein-\r\nsatzstoffen sind in aller Regel höher als bei der Herstellung aus klassischen Energiepflanzen. Wenn\r\nbei der Biogaserzeugung künftig mehr auf alternative Einsatzstoffe gesetzt werden soll, müssen die\r\nMehrkosten durch eine zusätzliche Finanzierung gedeckt werden, z.B. eine höhere EEG-Vergütung.\r\nSeite 14\r\nStellungnahme zum Fraktionsentwurf eines Biomasse-Pakets vom 17.12.2024 – Stand: 20.12.2024\r\nViertens: Die Produktion von Energiepflanzen bereichert in vielen Regionen die Fruchtfolge oder er-\r\nmöglicht überhaupt erst wirtschaftliche Produktionssysteme. Nicht auf jedem Acker kann Brotweizen\r\nangebaut werden. Vorgaben zur Begrenzung des Maximalanteils einzelner Kulturen sind im Fachrecht\r\nzu regeln.\r\nVorschlag\r\nDer Maisdeckel sollte nicht weiter verschärft werden.\r\n6. Zur Anhebung des Flexibilitätszuschlags (Art. 1 Nr. 10 FrakE zur\r\nÄnderung von § 50a EEG 2023)\r\nDie Mehrkosten für die Flexibilisierung von Biogasanlagen sollten eigentlich über den Investitionszu-\r\nschuss im EEG (Flexibilitätszuschlag) zumindest teilweise gedeckt werden, damit Banken Kredite für\r\ndie notwendigen Investitionen gewähren. Aufgrund der mit der Inflation gestiegenen Preise für tech-\r\nnische und bauliche Anlagenkomponenten sowie der deutlich gestiegenen Zinsen ist der Flexibilitäts-\r\nzuschlag heute jedoch bei weitem nicht mehr Kosten deckend. Derzeit fehlt eine Anpassung des An-\r\nreizsystems an die gestiegenen Kosten. Nach einem zwischenzeitigen Investitionsschub für die Flexi-\r\nbilisierung stagniert diese inzwischen.\r\nEs ist deshalb sehr zu begrüßen, dass mit dem FrakE der Flexibilitätszuschlag auf 100 Euro/kW ange-\r\nhoben werden soll. Nach Berechnungen des Fachverband Biogas e.V. (FvB) muss der Flexibilitätszu-\r\nschlag jedoch auf mind. 120 Euro/kW erhöht werden, um die Inflation der letzten Jahre sowie die Zins-\r\nsteigerungen auszugleichen und den weiteren Zubau von Flexibilität zu ermöglichen\r\nVorschlag\r\nDer Flexibilitätszuschlag wird auf 120 Euro/kW erhöht. Die Erhöhung sollte im Übrigen\r\nauch für bereits bezuschlagte Anlagen gelten.\r\n7. Zur Quote für Bestandsanlagen an Wärmenetzen (Änderung von\r\nArt. 1 Nr. 4 FrakE zur Änderung von § 39d EEG 2023)\r\nMit dem FrakE soll im Ausschreibungsverfahren eine Quote für Bestandsanlagen, die an Wärmenetze\r\nangeschlossen sind, eingeführt werden. Die konkrete Ausgestaltung der Quote hat sich im FrakE ggü.\r\nder Ausgestaltung im KabE zwar verbessert. Dennoch sehen die Bioenergieverbände eine solche Quote\r\nkritisch.\r\nErstens: Auch die Formulierung der Quote im FrakE schließt sehr viele energiewirtschaftlich und kli-\r\nmapolitisch sinnvolle Wärmekonzepte aus. Ausgeschlossen sind u.a. Prozesswärmeanwendungen,\r\nNeuanlagen, neu errichtete Wärmenetze (unabhängig davon, ob Bestandsanlage oder Neuanlage) so-\r\nwie Wärmeerzeuger mit einer thermischen Leistung von weniger als 300 Kilowatt. Dafür ist keine fach-\r\nliche Begründung ersichtlich.\r\nZweitens: Es entsteht unnötig Bürokratie durch den zusätzlichen Gutachternachweis, die zum jetzigen\r\nZeitpunkt eher abgebaut und nicht erhöht werden sollte. Ebenfalls mit hoher Unsicherheit behaftet\r\nSeite 15\r\nStellungnahme zum Fraktionsentwurf eines Biomasse-Pakets vom 17.12.2024 – Stand: 20.12.2024\r\nist die Umsetzung der Quote innerhalb des Ausschreibungssystem. Das belegen Erfahrungen zur Süd-\r\nquote und der endogenen Mengensteuerung.\r\nVorschlag\r\nEs sollte keine Quote für Bestandsanlagen an Wärmenetzen eingeführt werden. Vielmehr\r\nsollte über anderweitige Anreizsysteme eine Sicherstellung von Wärmenutzungen erfol-\r\ngen. Dabei sollte nicht auf spezielle Anwendungsfälle abgestellt werden, sondern auf das\r\nZiel Wärmesenken zu bedienen"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme zum\r\nEntwurf des Bundes-\r\nwirtschaftsministeriums\r\nfür ein Gesetz zur Be-\r\nschleunigung von Geneh-\r\nmigungsverfahren für\r\nGeothermieanlagen,\r\nWärmepumpen und\r\nWärmespeichern\r\nSeite 2\r\nStellungnahme zum RefE GeoWG – Stand: 17.07.2024\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze ............................................................................................................................... 3\r\n1. Regulatorische Erleichterungen für die Errichtung von Wärmespeichern ..................... 4\r\n1.1. Wärmespeicher: Voraussetzung für eine nachhaltige und effiziente\r\nFlexibilisierung von Biogasanlagen ............................................................................................... 4\r\n1.2. Privilegierung von (Behälter-)Wärmespeichern im Außenbereich in § 35\r\nBauGB zur Flexibilisierung von Satelliten-BHKW im Außenbereich ............................... 5\r\n1.3. Ergänzung: Überarbeitung der Sonderregelung für Satelliten-BHKW im\r\nAußenbereich in § 246d Abs. 4 Nr. 2 BauGB .............................................................................. 6\r\n2. Ergänzung: Altholzpotenziale für thermische Nutzung freigeben (Änderung der § 2\r\nAbs. 7 Nummer 2 Buchstabe f 44. BImSchV) ...................................................................................... 7\r\nSeite 3\r\nStellungnahme zum RefE GeoWG – Stand: 17.07.2024\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\nEs ist zu begrüßen, dass das Bundeswirtschaftsministerium den Ausbau von Wärmespeichern erleich-\r\ntern möchte. Auch für die Errichtung und den Betrieb von Bioenergieanlagen sind Wärmespeicher,\r\ninsbesondere Behälterwärmespeicher, von besonderer Bedeutung. Mit der folgenden Stellungnahme\r\nwerden Vorschläge zur Ergänzung des RefE GeoWG unterbreitet, die besonders für die Wärmeerzeu-\r\ngung aus Biogas und Holzenergie relevant sind. Für eine allgemeine Bewertung des vorliegenden Re-\r\nferentenentwurfs (RefE GeoWG) wird auf die Stellungnahme des Bundesverband Erneuerbare Energie\r\ne.V. (BEE) verwiesen, die die Bioenergieverbände unterstützen.\r\nErstens: Flexible Biogas-Blockheizkraftwerke (BHKW) sind sowohl ein ideales Back-Up zum Ausgleich\r\nder schwankenden Stromerzeugung von Wind- und Solaranlagen als auch eine wichtige erneuerbare\r\nWärmequelle im ländlichen Raum. Damit Biogas-BHKW flexibel Strom erzeugen können, müssen Be-\r\nhälterwärmespeicher am BHKW-Standort errichtet werden, um Strom- und Wärmeerzeugung zeitlich\r\nzu entkoppeln.\r\nAn sogenannten Satelliten-BHKW im Außenbereich, die vom Standort der Biogaserzeugung abgesetzt\r\nund an eine Wärmesenke im Außenbereich versetzt wurden, können jedoch keine Wärmespeicher er-\r\nrichtet werden, da in § 35 Baugesetzbuch (BauGB) kein entsprechender Privilegierungstatbestand für\r\nWärmespeicher existiert. Um auch Satelliten-BHKW im Außenbereich flexibilisieren zu können, sollte\r\ndeshalb mit dem GeoWG § 35 BauGB um einen Privilegierungstatbestand für (Behälter-)Wärmespei-\r\ncher ergänzt werden.\r\nZweitens: Um die bestehenden Altholzpotenziale besser für die Wärmeerzeugung nutzen zu können,\r\nsollte mit dem GeoWG die Brennstoffliste in der 44. Bundesimmissionsschutzverordnung (BImSchV)\r\nentsprechend angepasst werden.\r\nSeite 8\r\nStellungnahme zum RefE GeoWG – Stand: 17.07.2024\r\nIn der 44. Bundesimmissionsschutzverordnung (BImSchV) werden allerdings Holzabfälle durch die\r\nBrennstoffdefinition ausgeschlossen. Dadurch fallen Holzabfälle aus Bau- und Abbruchabfällen aus\r\nder für thermische Nutzung vorgesehenen Sortimente heraus. Dabei gibt es Altholz, das aus Bau- und\r\nAbbruchabfällen stammt und weder mit Holzschutzmitteln, Schwermetallen oder halogenorganischen\r\nVerbindungen behandelt worden ist. Dazu zählen beispielsweise Baustellensortimente aus naturbe-\r\nlassenem Vollholz oder unbehandelte Abbruchhölzer.\r\nAus diesen Gründen darf die explizite Nennung von Bau- und Abbruchabfällen nicht dazu führen, dass\r\nalle Holzabfälle, die rein laut Definition unter den Begriff „Bau- und Abbruchabfälle“ fallen, aber an-\r\nsonsten das Erfordernis „nicht mit Holzschutzmitteln, Schwermetallen und halogenorganischen Ver-\r\nbindungen behandelt“ zu sein, erfüllen, nicht als Biomasse anerkannt werden. Die Bioenergieverbände\r\nfordern deshalb die Streichung der Formulierung, da diese Regelung den Ausbau der erneuerbaren\r\nEnergien unnötig behindert und der Energiewende und Versorgungssicherheit entgegensteht. In der\r\n44. BImSchV wurde die Brennstoffdefinition aus den europäischen Verordnungen MCPD-Medium Com-\r\nbustion Plant Directive (2015/2193/EU) und IED-Industrial Emission Directive (2010/75/EU) übernom-\r\nmen. Die Bundesregierung sollte sich zudem für die entsprechende Anpassung der europäischen Rah-\r\nmengesetzgebung in der MCP- und IED-Richtlinie einsetzen.\r\nVorschlag\r\nDie Bioenergieverbände schlagen daher folgende Änderung für § 2 7) 2. f) vor:\r\n„(7) „Biobrennstoffe“ im Sinne dieser Verordnung sind […}\r\n2. folgende Abfälle, falls die erzeugte Wärme genutzt wird: […]\r\nf) Holzabfälle mit Ausnahme von Holzabfällen, die infolge einer Behandlung mit Holz-\r\nschutzmitteln oder infolge einer Beschichtung halogenorganische Verbindungen oder\r\nSchwermetalle enthalten können; hierzu gehören insbesondere Holzabfälle aus Bau- und\r\nAbbruchabfällen.“\r\nDie Bund/Ländergemeinschaft Immissionsschutz (LAI) hat im Januar 2022 in ihrer Veröffentlichung\r\nempfohlen, welche Schadstoffgehalte in Holzabfällen der Altholzkategorie A II zulässig sind, um als\r\nBrennstoff im Sinne der 44. BImSchV zu gelten. Die LAI bezieht sich dabei auf die Grenzwerte der DIN\r\nEN ISO 17225-4, Tabelle 2, Klasse B2. Aus dem Anwendungsbereich der DIN EN ISO 17225-4 geht hervor,\r\ndass die Grenzwerte der Tab. 2 Klasse B2 nur für chemisch unbehandelte Gebrauchthölzer gelten. Diese\r\nHolzabfälle entsprechen naturbelassenen oder lediglich mechanisch bearbeiteten Althölzern der Ka-\r\ntegorie A I gem. § 2 (4a) der Altholzverordnung (AltholzV). Chemisch behandelte Gebrauchthölzer ent-\r\nsprechen hingegen der Altholzkategorie A II gem. § 2 (4b) AltholzV und fallen unter den Anwendungs-\r\nbereich der DIN EN ISO 17225-9. Die Anwendung der DIN EN ISO 17225-4 ist zur Beurteilung der Bio-\r\nbrennstoffeigenschaft von Holzabfällen fachlich nicht geeignet.\r\nDie Bioenergieverbände setzen sich dafür ein, die Biobrennstoffeigenschaft von Holzabfällen anhand\r\nder „EN ISO 17225-9:2021: Biogene Festbrennstoffe – Brennstoffspezifikationen und -klassen – Teil 9:\r\nKlassifizierung von grobem Schredderholz und Holzhackschnitzeln“ für die industrielle Verwendung\r\nnachzuweisen. Mit der DIN EN ISO 17225-9 liegt seit Oktober 2021 eine einschlägige internationale Norm\r\nvor, welche unter Tab. 2 I4 Brennstoffspezifikationen für Gebrauchthölzer definiert, die nicht mit Holz-\r\nschutzmitteln, Schwermetallen und halogenorganischen Verbindungen behandelt worden sind. Die\r\nSeite 9\r\nStellungnahme zum RefE GeoWG – Stand: 17.07.2024\r\nGrenzwerte der DIN EN ISO 17225-9 Tab. 2 I4 sollten im Rahmen eines Anhangs zur 44. BImSchV ver-\r\npflichtend eingeführt werden, um hier bundesweit Planungs- und Rechtssicherheit zu schaffen\r\nVorschlag für Grenzwerte\r\nDIN EN ISO 17225-9 Tab. 2 I4\r\nSpezifikation von klassifizierten grobem Schredderholz und klassifizierten Holzhackschnitzeln für die in-\r\ndustrielle Verwendung\r\nArsen ≤ 4 mg/kg, TM\r\nBlei ≤ 30 mg/kg, TM\r\nCadmium ≤ 2,0 mg/kg, TM\r\nChrom ≤ 30 mg/kg, TM\r\nKupfer ≤ 50 mg/kg, TM\r\nQuecksilber ≤ 0,1 mg/kg, TM\r\nChlor Cl0.1 ≤ 0,1 m.-%, TM\r\nStickstoff, N N 1.5 ≤ 1,5 m.-%, TM\r\nSchwefel, S S 0.1 ≤ 0,1 m.-%, TM\r\nNickel ≤ 10 mg/kg, TM\r\nZink ≤ 100 mg/kg, TM"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\nRegulierung des\r\nNetzanschlusses von\r\nBiomethaneinspeiseanlagen\r\n(Nachfolgeregelung zu §§\r\n31-33 GasNZV)\r\nSeite 2\r\nNachfolgeregelung zum Gasnetzanschluss – Stand: 28.01.2025\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze...............................................................................................................................3\r\nVorbemerkung .................................................................................................................................................4\r\n1. Vorschlag für Nachfolgeregelungen für den Netzanschluss in § 31-33 GasNZV ..........5\r\n1.1. Bestandsschutz für bereits beantragte Netzanschlussverfahren............................5\r\n1.2. Vorrangiger Gasnetzanschluss von Biogasanlagen........................................................5\r\n1.3. Privilegierung von Biogasanlagen bei den Netzanschlusskosten...........................6\r\n1.4. Möglichkeit zur Abweichung von gesetzlichen Anforderungen auf\r\nindividueller vertraglicher Basis .....................................................................................................8\r\n1.5. Anpassung der Transport- und Verteilnetze inkl. Untergrundspeicher ...............9\r\n1.6. Einheitliche Regulierung für alle erneuerbaren Gase (insbesondere\r\nBiomethan, synthetisches Methan und Wasserstoff) ...........................................................9\r\n2. Bewertung des BDEW-Diskussionspapiers zur Weiterentwicklung der\r\nGasnetzregulierung für die Biomethaneinspeisung....................................................................10\r\n2.1. Themengebiet Umbau der Gasinfrastruktur (Umstellung auf Wasserstoff;\r\nStilllegung)...............................................................................................................................................10\r\n2.1.1. Einfluss der Regulierung der Biomethaneinspeisung auf den Umbau der\r\nGasinfrastruktur (Transport- und Verteilnetze inkl. Untergrundspeicher) ........10\r\n2.1.2. Ausweisung von Vorranggebieten als Vorrausetzung für den\r\nGasnetzanschluss von Biogasanlagen................................................................................. 11\r\n2.2. Themengebiet Infrastrukturkosten...................................................................................... 12\r\n2.2.1. Grundsätzliches zu den Infrastrukturkosten des Ausbaus der\r\nBiomethaneinspeisung............................................................................................................... 12\r\n2.2.2. Ablehnung von Netzanschlussbegehren mit Verweis auf Gesamtkosten\r\nfür den Netzbetreibern............................................................................................................... 12\r\n2.2.3. Mindestverfügbarkeit weiterentwickeln ..................................................................13\r\n2.2.4. Festlegung von Mindesteinspeisemengen.............................................................13\r\n2.2.5. Kostenteilungsregelung: Berücksichtigung der Kosten für\r\nRückverdichtung in höhere Druckstufen............................................................................14\r\nAnhang: Vorschläge für die Senkung der Netzanschlusskosten von\r\nBiomethaneinspeiseanlagen..................................................................................................................16\r\nSeite 3\r\nNachfolgeregelung zum Gasnetzanschluss – Stand: 28.01.2025\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\nÜbergangsregelung: Unabhängig davon, wie die Nachfolge zu den Gasnetzanschlussregeln in der Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) im Detail geregelt wird, muss im Sinne des Investitions- und Vertrauensschutzes so schnell wie möglich klargestellt werden, dass sowohl für bestehende Anlagen als\r\nauch für Anlagen, für die bis zum 31.12.2025 ein Einspeisebegehren gestellt wurde, die bisherigen Regelungen der GasNZV gelten. Die Branche benötigt Bestands- und Investitionsschutz.\r\nEine Nachfolgeregelung sollte unbedingt folgende Aspekte berücksichtigen:\r\n• Vorrangiger Gasnetzanschluss von Biogasanlagen: Biogasanlagen müssen einen vorrangigen\r\nAnspruch auf die technische und wirtschaftliche Nutzung der Transport- und Verteilnetze inkl.\r\nUntergrundspeicher haben; Netzbetreiber müssen verpflichtet werden, die Transport- und\r\nVerteilnetze inkl. Untergrundspeicher ggf. entsprechend anzupassen.\r\n• Privilegierung von Biogasanlagen bei den Netzanschlusskosten: Der überwiegende Teil der\r\nNetzanschlusskosten muss vom Netzbetreiber getragen werden. Dies gibt Netzbetreibern einen Anreiz für eine kosteneffiziente Durchführung des Anschlusses, berücksichtigt die spezielle finanzielle Situation kleinerer und mittlerer Unternehmen und beugt einer Verschlechterung der Wettbewerbsfähigkeit von Biomethan vor.\r\n• Erweiterung des Spielraums von Anlagen- und Netzbetreibern, auf individueller vertraglicher\r\nBasis von den gesetzlichen Vorgaben abzuweichen. Eine größere Flexibilität bei der Vertragsgestaltung kann spezifischen Netzkonditionen vor Ort besser Rechnung tragen sowie betriebsund volkswirtschaftliche Kosten einsparen.\r\n• Bestandsschutz für bereits beantragte Netzanschlussverfahren. Dazu ist eine Übergangsregelung erforderlich.\r\nDer Netzanschluss in Deutschland ist im europäischen Vergleich unnötig teuer. Unabhängig von den\r\nRegelungen zum Gasnetzanschluss sollten deshalb weitere Maßnahmen zur Kostensenkung ergriffen\r\nwerden.\r\nSeite 4\r\nNachfolgeregelung zum Gasnetzanschluss – Stand: 28.01.2025\r\nVorbemerkung\r\nDie Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) und mit ihr die besondere Regulierung der Netzeinspeisung\r\nvon „Biogas“ tritt zum 31.12.2025 außer Kraft. Für die Gasnetzeinspeisung von Biomethan und anderen\r\nGasen, die unter die Definition von „Biogas“ im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) fallen (Wasserstoff,\r\nsynthetisch erzeugtes Methan etc.; § 3 Nr. 10g EnWG), gelten dann folglich nur noch die allgemeinen\r\nRegeln des EnWG, speziell § 17 Abs. 1 für den Gasnetzanschluss und § 20 Abs. 1 und Abs. 1b für den\r\nGasnetzzugang.\r\nDies stellt einen gravierenden Einschnitt in die Entwicklung der Biogas- und Biomethanerzeugung in\r\nDeutschland dar. Die spezielle Gasnetzregulierung für Biomethan in §§ 31-36 GasNZV waren ein zentraler Treiber für den bisherigen Ausbau der Biomethaneinspeisung in Deutschland sowie Voraussetzung für zahlreiche Biomethanprojekte, die sich noch in Planung und Umsetzung befinden. Eine ersatzlose Streichung dieser Regelungen, insbesondere in Bezug auf Gasnetzanschluss und Gasnetzzugang stellen eine deutliche Verschlechterung der Rahmenbedingungen für die Biomethaneinspeisung\r\nin Deutschland dar. Damit widerspräche eine ersatzlose Streichung zahlreichen politischen Vorgaben,\r\ninsbesondere den Biomethan-Ausbauzielen im RePowerEU-Paket der EU-Kommission, der novellierten\r\nEU-Gasbinnenmarktrichtlinie (RL EU 2024/1789) sowie der novellieren EU-Gasbinnenmarktverordnung\r\n(VO EU 2024/1789).\r\nIm Folgenden legen die Bioenergieverbände dar, warum die speziellen Regelungen zum Gasnetzzugang\r\nund Gasnetzanschluss, die sich jetzt in der GasNZV finden, nicht ersatzlos entfallen, sondern zeitnah\r\ndurch Nachfolgeregeln ersetzt werden müssen und wie die Nachfolgeregelungen insb. für den Gasnetzanschluss gefasst werden sollten.\r\nIn Bezug auf den Gasnetzzugang von Biogasanlagen (und anderen Anlagen zur Produktion grüner\r\nGase) hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) im Mai 2024 bereits mit einem Festlegungsverfahren begonnen, in dessen erstem Entwurf die BNetzA die weitgehende Fortführung der bisherigen Regelungen\r\nzum Gasnetzzugang vorsirht. Eine zweite Konsultation läuft.\r\nDie Regulierung des Gasnetzanschlusses von Biogasanlagen (insbesondere § 33 GasNZV: Kostenteilungsregelung, 96%-Mindestverfügbarkeit etc.) klammert die BNetzA jedoch bewusst aus. Hier muss\r\nalso eine Umsetzung in Form einer Verordnung oder eines Gesetzes erfolgen.\r\nSeite 5\r\nNachfolgeregelung zum Gasnetzanschluss – Stand: 28.01.2025\r\n1. Vorschlag für Nachfolgeregelungen für den Netzanschluss in §\r\n31-33 GasNZV\r\n1. Übergangsregelung: Unabhängig davon, wie die Nachfolge zu den Gasnetzanschlussregeln im Detail\r\ngeregelt wird, muss im Sinne des Investitions- und Vertrauensschutzes so schnell wie möglich klargestellt werden, dass sowohl für bestehende Anlagen als auch für Anlagen, für die bis zum 31.12.2025 ein\r\nEinspeisebegehren gestellt wurde, die bisherigen Regelungen der GasNZV gelten.\r\n2. Vorrangiger Gasnetzanschluss von Biogasanlagen: Biogasanlagen müssen einen vorrangigen Anspruch auf die technische und wirtschaftliche Nutzung der Transport- und Verteilnetze inkl. Untergrundspeicher haben; Netzbetreiber müssen verpflichtet werden, die Transport- und Verteilnetze inkl.\r\nUntergrundspeicher ggf. entsprechend anzupassen.\r\n3. Privilegierung von Biogasanlagen bei den Netzanschlusskosten: Der überwiegende Teil der Netzanschlusskosten muss vom Netzbetreiber getragen werden.\r\n4. Erweiterung des Spielraums von Anlagen- und Netzbetreibern, auf individueller vertraglicher Basis\r\nvon den gesetzlichen Vorgaben abzuweichen, z.B. bei der Mindestverfügbarkeit des Netzanschlusses\r\n(96%-Kriterium). Eine größere Flexibilität bei der Vertragsgestaltung kann spezifischen Netzkonditionen vor Ort besser Rechnung tragen sowie betriebs- und volkswirtschaftliche Kosten einsparen.\r\n5. Anpassung der Transport- und Verteilnetze inkl. Untergrundspeicher Dies muss ggf. einschließen,\r\ndass aus unteren Druckstufen in höhere Druckstufen gespeist werden kann, um saisonale Biomethanspeicherung zu ermöglichen.\r\n6. Einheitliche Regulierung für alle erneuerbaren Gase (insb. Biomethan, synthetisches Methan und\r\nWasserstoff).\r\n1.1. Bestandsschutz für bereits beantragte Netzanschlussverfahren\r\nDie Regulierung der Biomethaneinspeisung in der GasNZV treten zum 31.12.2025 außer Kraft. Für die\r\nGasnetzeinspeisung von Biomethan gelten dann folglich nur noch die allgemeinen Regeln des EnWG,\r\nspeziell § 17 Abs. 1 EnWG für den Gasnetzanschluss. Insbesondere ein ersatzloser Entfall der Netzanschlusspflicht, der Kostenbegrenzung für Anlagenbetreiber, der dauerhaften Verfügbarkeit des Netzanschlusses sowie der vorrangigen Durchleitung würden massive Verschlechterungen darstellen.\r\nUnabhängig davon, wie die Nachfolgeregelungen im Detail ausgestaltet sind, muss deshalb im Sinne\r\ndes Investitions- und Vertrauensschutzes so schnell wie möglich klargestellt werden, dass sowohl für\r\nbestehende Anlagen als auch für Anlagen, für die bis zum 31.12.2025 ein Einspeisebegehren gestellt\r\nwurde, die bisherigen Regelungen der GasNZV gelten.\r\n1.2. Vorrangiger Gasnetzanschluss von Biogasanlagen\r\nBiogasanlagen müssen einen vorrangigen Anspruch auf die technische und wirtschaftliche Nutzung\r\nder Transport- und Verteilnetze inkl. Untergrundspeicher haben; Netzbetreiber müssen verpflichtet\r\nwerden, die Transport- und Verteilnetze inkl. Untergrundspeicher ggf. – auch wegen europarechtlicher\r\nVorgaben - entsprechend anzupassen. Dabei sind ausreichend lange Abschreibungszeiträume von\r\nmindestens 15 (besser mind. 20) Jahren sicherzustellen.\r\nSeite 6\r\nNachfolgeregelung zum Gasnetzanschluss – Stand: 28.01.2025\r\nNach dem RePowerEU-Paket bedarf es der „Anpassung und Angleichung bestehender und dem Aufbau\r\nneuer Infrastrukturen für den Transport von mehr Biomethan über das Gasnetz der EU“ (RePowerEUPaket, S. 11). Dabei kommt dem deutschen Gasnetz als Binnenland eine besondere Bedeutung zu.\r\nFerner zielen sowohl die Gasbinnenmarktverordnung als auch die Gasbinnenmarktrichtlinie in ihrer\r\nGesamtheit darauf ab, die Erzeugung von nachhaltigem Biomethan zu fördern. Dies umfasst dann auch\r\nden Anschluss und den Zugang zum Gasnetz. Besonders deutlich wird dieses Ziel in Artikel 20 Abs. 1\r\nund Art. 36 Abs. 1 VO EU 2024/1789, wenn dort Fernleitungsnetzbetreiber und Verteilnetzbetreiber verpflichtet werden, verbindliche Kapazität für den Zugang der an ihr Netz angeschlossenen Erzeugungsanlagen für erneuerbares Gas (insbesondere Biomethan, synthetisches Methan und Wasserstoff) und\r\nkohlenstoffarmes Gas zu gewährleisten.\r\nFür die Umsetzung dieser EU-Vorgaben lohnt sich der Blick in die Vergangenheit. Daraus lässt sich\r\nableiten, dass der gesicherte und vorrangige Netzanschluss und sowie die gesicherte und vorrangige\r\nEinspeisung ein zentraler Grund für den Erfolg beim Ausbau der Erneuerbaren Energien im Stromsektor wie auch für den zügigen Ausbau der Biomethaneinspeisung zwischen 2006 und 2014 waren. Andere\r\nLänder haben diese Grundprinzipien erfolgreich übernommen und überholen uns gerade was die Errichtung neuer Biomethananlagen und die Produktion von Biomethan betrifft.\r\nDaher sollte für die zukünftige Ausgestaltung der Gasnetzregulierung die bisherige GasNZV Vorbild\r\nsein. Dazu gehören insbesondere auch die Netzanschlusspflicht: Netzbetreiber müssen Biogasanlagen\r\nvorrangig anschließen (§ 33 Abs. 1 GasNZV).\r\n1.3. Privilegierung von Biogasanlagen bei den Netzanschlusskosten\r\nZusätzlich zum vorrangigen Netzanschluss müssen und können Betreiber von Biogasanlagen bei den\r\nNetzanschlusskosten privilegiert werden. Der überwiegende Teil der Netzanschlusskosten muss vom\r\nNetzbetreiber getragen werden. Denn im RePowerEU-Paket schlägt die EU-Kommission „vor, die wichtigsten Hindernisse im Hinblick auf eine gesteigerte nachhaltige Erzeugung und Verwendung von Biomethan anzugehen und seine Einführung in den Erdgasbinnenmarkt zu erleichtern, indem [...]\r\n- Anreize für die Aufbereitung von Biogas zu Biomethan geboten werden;\r\n- die Anpassung und Angleichung bestehender und der Aufbau neuer Infrastrukturen für\r\nden Transport von mehr Biomethan über das Gasnetz der EU gefördert werden” (S. 11)\r\nAuch die RL EU 2024/1788 besagt: „Der Rahmen für die Berechnung und Erhebung von Anschlusskosten\r\nund -gebühren für Erzeuger von Biomethan spielt eine wichtige Rolle bei der Ermöglichung der Integration von nachhaltigem Biomethan in die Erdgasnetze der Union. Die Mitgliedstaaten sollten einen\r\nRechtsrahmen schaffen, um einen effizienten Anschluss von Biomethanerzeugungsanlagen an die\r\nFernleitungs- oder Verteilernetze zu erleichtern.“ (Erwägungsgrund 137)\r\nDies wird in Art. 58 Abs. 1 RL EU 2024/1788 konkretisiert und normiert: „Die Mitgliedstaaten sehen einen\r\nRegulierungsrahmen für Biomethanerzeugungsanlagen vor, der die Anschlussentgelte und -kosten,\r\ndie ihnen durch den Anschluss an die Fernleitungs- oder Verteilernetze entstehen, regelt. Mit diesem\r\nRegulierungsrahmen wird sichergestellt, dass […] dabei die Grundsätze der Transparenz und der Nichtdiskriminierung, das Erfordernis stabiler Finanzierungsrahmen für bestehende Investitionen, die Fortschritte bei der Einführung von erneuerbarem Gas und kohlenstoffarmem Gas in dem betreffenden\r\nMitgliedstaat und — sofern zweckmäßig — bestehende alternative Fördermechanismen für die verstärkte Nutzung von erneuerbarem oder kohlenstoffarmem Gas berücksichtigt werden.“ (Art. 58 Abs. 1).\r\nSeite 7\r\nNachfolgeregelung zum Gasnetzanschluss – Stand: 28.01.2025\r\nIm nationalen Recht konkretisiert § 33 GasNZV die allgemeine Regelung des EnWG zum Gasnetzanschluss noch bis 31.12.2025. Nach diesem Zeitpunkt würde dann § 17 EnWG gelten. Dort ist allerdings\r\nkeine Kostentragungsregel für den Gasnetzanschluss von Biogasanlagen normiert, sodass nach allgemeinen Grundsätzen davon auszugehen ist, dass diese Kosten ausschließlich vom antragstellenden\r\nAnlagenbetreiber zu zahlen sind. Wiederum zeigt allerdings der Blick zurück, dass sich die differenzierende Regelung des § 33 GasNZV im Wesentlichen bewährt hat und in diversen europäischen Ländern\r\nzur Anwendung kommt. Wie oben beschrieben sollte deshalb die GasNZV Vorbild für die zukünftige\r\nAusgestaltung der Gasnetzregulierung sein. Dazu gehört eben auch die Kostenbegrenzung für Anlagenbetreiber: Der Anteil von Biogasanlagenbetreibern an den Kosten des Gasnetzanschlusses wird\r\ninsbesondere für den ersten Leitungskilometer (inkl. der Einspeiseanlage) und hinsichtlich der\r\ndarüberhinausgehenden Leitungskilometer auf 25 Prozent der dafür anfallenden Kosten begrenzt (§\r\n33 Abs. 1 GasNZV in der Auslegung aus dem Jahr 2010, siehe BR-Drs. 312/10, S. 911\r\n).\r\nDies hat mehrere Gründe:\r\n• Ursprünglich wollte der Verordnungsgeber durch diese Kostenaufteilung gewährleisten, „dass\r\ndie Hauptverantwortung bei der Anschlussplanung beim Netzbetreiber liegt, gleichzeitig aber\r\nauch das Interesse des Biogaseinspeisers an einer effizienten Umsetzung des Netzanschlusses\r\nsichergestellt wird. Darüber hinaus wird gewährleistet, dass für den Netzbetreiber ein besonderer Anreiz zur kosteneffizienten Durchführung des Anschlusses besteht. Zu den Anschlusskosten zählen auch die Kosten für die Anlagen zur Qualitätsmessung und zur Verdichtung. Der\r\nNetzbetreiber ist Eigentümer des Anschlusses und ist für die Wartung verantwortlich.“ Diese\r\nGrundsätze gelten auch heute noch.\r\n• Berücksichtigung kleinerer- und mittlerer Unternehmen: Die Kosten für den Netzanschluss liegen bei rund 3 bis 5 Millionen Euro; allein für die Antragstellung fallen Kosten im vier- bis\r\nfünfstelligen Bereich an; aktuell liegen die Prüfkosten im Bereich von ca. 2.000 bis ca. 15.000 €,\r\nje nachdem, wie hoch der Detaillierungsgrad der Prüfung ist. Ein großes Potenzial für den Ausbau der Biomethanerzeugung in Deutschland liegt in der Umrüstung und ggf. Clusterung bestehender Biogasverstromungsanlagen. Die bestehenden Biogasanlagen werden in den meisten Fällen von Landwirten betrieben, also „kleinen“, nicht besonders finanzstarken Akteuren,\r\ndie Investitionen überwiegend fremdfinanzieren müssen. Müssten die Betreiber von Biomethananlagen einen zu großen Anteil der Netzanschlusskosten tragen, wären Landwirte und\r\ndamit der überwiegende Teil der bestehenden Biogasanlagen von der Biomethaneinspeisung\r\nausgeschlossen. Dies würde der Aufforderung im RePower-Paket widersprechen, es sollten\r\n1 BR-Drs. 312/10, S. 91: „Absatz 1 sieht vor, dass die Kosten für den Anschluss zu 75 Prozent vom Netzbetreiber zu\r\nzahlen sind. Die verbleibenden Kosten sind zu 25 Prozent vom Anschlussnehmer zu zahlen. Für den Netzanschluss\r\nund die Verbindungsleitung von bis zu einem Kilometer Länge wird eine Kostendeckelung eingefügt. Durch diese\r\nKostenaufteilung wird gewährleistet, dass die Hauptverantwortung bei der Anschlussplanung beim Netzbetreiber\r\nliegt, gleichzeitig aber auch das Interesse des Biogaseinspeisers an einer effizienten Umsetzung des Netzanschlusses sichergestellt wird. Darüber hinaus wird gewährleistet, dass für den Netzbetreiber ein besonderer Anreiz zur kosteneffizienten Durchführung des Anschlusses besteht. Zu den An-schlusskosten zählen auch die Kosten für die Anlagen zur Qualitätsmessung und zur Ver-dichtung. Der Netzbetreiber ist Eigentümer des Anschlusses\r\nund ist für die Wartung verantwortlich. Die Kosten für Verbindungsleitungen mit einer Länge zwischen einem und\r\nzehn Kilometern Länge werden nach dem Schlüssel in Satz 1 und 2 geteilt, d.h. der Netzbetreiber trägt 75 Prozent\r\nund der Anschlussnehmer 25 Prozent der Kosten. Der Kostendeckel gilt in diesem Fall jedoch nicht. Soweit die\r\nVerbindungsleitung zehn Kilometer überschreitet, hat der Anschlussnehmer die darauf entstehenden Mehrkosten\r\nzu tragen. Damit werden Anreize für eine Optimierung der Standortwahl gesetzt. Der Netzbetreiber trägt insbesondere die Betriebskosten für die Messeinrichtungen und die Einrichtung für die Druckerhöhung.“\r\nSeite 8\r\nNachfolgeregelung zum Gasnetzanschluss – Stand: 28.01.2025\r\n„zusätzliche Maßnahmen ergriffen werden, um Erzeuger von Biogas zu ermutigen, Energiegemeinschaften zu bilden“ (S. 11).\r\n• Wettbewerbsfähigkeit von Biomethan ggü. Erdgas nicht verschlechtern: Biogasanlagenbetreiber müssen erhöhte Kosten für Gasnetzanschlüsse über den Biomethanpreis an ihre Kunden\r\nweitergeben. Dies verschlechtert die relative Wettbewerbsfähigkeit von Biomethan ggü. Erdgas,\r\nläuft also dem politischen Ziel, den Biomethananteil zu erhöhen, zuwider. Ein höherer Betreiberanteil an den Netzanschlusskosten führt also letztlich dazu, dass andere Maßnahmen, z.B.\r\nder CO2-Preis auf Erdgas oder die EEG-Vergütung für Biomethan-Kraftwerke höher ausfallen\r\nmüssen, um das gewünschte Ziel eines höheren Biomethan-Anteils zu erreichen.\r\n1.4. Möglichkeit zur Abweichung von gesetzlichen Anforderungen auf individueller vertraglicher Basis\r\nGrößeren Anpassungsbedarf ggü. den geltenden Regeln der GasNZV sehen wir vor allem bei den Möglichkeiten der Vertragsgestaltung in Bezug auf gesetzliche Vorgaben. Die Regelungen der GasNZV sind\r\nsehr starr und ermöglichen im Rahmen der fortlaufenden Ausarbeitung der Kooperationsvereinbarung\r\nGas (derzeit KoV XIV) nur in begrenztem Rahmen eine individuelle Ausgestaltung des Anschlussvertrags\r\nzwischen Anlagen- und Netzbetreiber. Obwohl sichere Rahmenbedingungen für Anlagenbetreiber unerlässlich sind, sollte die Gasnetzregulierung Anlagen- und Netzbetreibern doch einen angemessenen\r\nSpielraum einräumen, um vertragliche Regelungen zu treffen, die von den gesetzlichen Vorgaben abweichen, insofern dies gesamtwirtschaftlich optimal ist. Dabei bietet eine größere Flexibilität bei der\r\nVertragsgestaltung das Potential, die betriebs- und volkswirtschaftlichen Kosten für Netzanschluss\r\nund Netzbetrieb zu senken. Dazu gehört insbesondere:\r\n• Abweichung vom 96%-Kriterium auf individueller vertraglicher Basis. Ursprünglich zielte das\r\n96%-Kriterium darauf ab, den wirtschaftlichen Betrieb der Biogasanlage zu gewährleisten und\r\nzu garantieren.2 So können Kosten für den Netzanschluss reduziert werden, insofern dies zum\r\nAnlagenkonzept und den Netzgegebenheiten passt. Durch den Wegfall von zusätzlichen Investitionen zur Sicherstellung der Verfügbarkeit (z.B. redundante Technik für Wartung/Betriebsausfall, Technik für die Rückverdichtung ins nächste übergelagerte Netz) könnten erhebliche\r\nKosten eingespart werden und auch den Netzanschluss erheblich beschleunigen.\r\n• Ausdrückliche Ermöglichung für die Einspeiser, die Einspeiseanlage selbst zu errichten und\r\ndas Biomethan dann gemäß den Vorgaben des Netzbetreibers (Druck, Qualität etc.) einzuspeisen. Hierzu sind klare Vorgaben der Netzbetreiber, wie bereits jetzt über die DVGW G-260 und\r\nG-685 geregelt, zu definieren. Hierzu wäre es gut einen einheitlichen Kriterienkatalog zu entwickeln, der für alle Netzbetreiber bindend ist. Entsprechende netzdienliche Effekte durch die\r\nEinspeiser wie z.B. die zusätzliche Druckhaltung sind dem Einspeiser in angemessen Rahmen\r\nzu entlohnen. Somit könnte der Netzanschluss in diesen Fällen evtl. schneller realisiert werden, weil der Anlagenbetreiber anders als der Netzbetreiber den Bauauftrag nicht öffentlich\r\nausschreiben muss.\r\n• Abweichung von der Vorgabe, dass immer der naheliegendste Netzverknüpfungspunkt zu wählen ist, auf individueller vertraglicher Basis. Der naheliegendste Netzverknüpfungspunkt sollte\r\nnur die Grundlage für die Ermittlung des Kostenanteils für den Anlagenbetreiber bilden\r\n(250.000 € für den ersten km Leitung inkl. Einspeiseanlage plus ggf. für weitere km-Leitung im\r\n2 BR-Drs. 312/10, S. 91/92.\r\nSeite 9\r\nNachfolgeregelung zum Gasnetzanschluss – Stand: 28.01.2025\r\nVerhältnis ¼ zu ¾). Darüber hinaus anfallende Kosten im Falle des Anschlusses an einem\r\nweiterentfernten Verknüpfungspunkt mit dem Netz sollte der Netzbetreiber tragen. So könnten\r\ndennoch ggf. Kosten für Netzverstärkungsmaßnahmen vermieden werden, insofern dies zu\r\nden Netzgegebenheiten passt.\r\nAuch das RePowerEU-Paket stützt den Ansatz, Anlagen- und Netzbetreiber auf individueller vertraglicher Basis von den allgemeinen Vorgaben abzuweichen. So zielt das Paket darauf ab, „die wichtigsten\r\nHindernisse im Hinblick auf eine gesteigerte nachhaltige Erzeugung und Verwendung von Biomethan\r\nanzugehen und seine Einführung in den Erdgasbinnenmarkt zu erleichtern, indem [...]\r\n- Anreize für die Aufbereitung von Biogas zu Biomethan geboten werden;\r\n- die Anpassung und Angleichung bestehender und der Aufbau neuer Infrastrukturen für den\r\nTransport von mehr Biomethan über das Gasnetz der EU gefördert werden” (S. 11)\r\nEin Schritt hin zu einer „Angleichung“ wäre, dass vertragliche Abweichungen ermöglicht werden, sofern\r\nund soweit dies zu den Netzgegebenheiten und zum geplanten Anlagenbetrieb passt.\r\nAuch die RL EU 2024/1788 besagt: „Der Rahmen für die Berechnung und Erhebung von Anschlusskosten\r\nund -gebühren für Erzeuger von Biomethan spielt eine wichtige Rolle bei der Ermöglichung der Integration von nachhaltigem Biomethan in die Erdgasnetze der Union. Die Mitgliedstaaten sollten einen\r\nRechtsrahmen schaffen, um einen effizienten Anschluss von Biomethanerzeugungsanlagen an die\r\nFernleitungs- oder Verteilernetze zu erleichtern.“ (Erwägungsgrund 137)\r\n1.5. Anpassung der Transport- und Verteilnetze inkl. Untergrundspeicher\r\nDer größte energiewirtschaftliche Vorteil der Biomethaneinspeisung ist, dass die Transport- und Verteilnetze inkl. Untergrundspeicher als saisonaler Speicher genutzt werden können, d.h. dass Biomethan im Sommer eingespeist und im Winter wieder entnommen werden kann. Wenn im Verteilnetzgebiet, an das die Biomethananlage angeschlossen ist, im Sommer nicht ausreichend Abnehmer vorhanden sind, ist eine Rückspeisung in diesen Monaten unerlässlich. Mit zunehmendem Rückgang der Gasverbraucher am Niederdruck-Verteilnetz und einem Ausbau der Biomethaneinspeisung ist davon auszugehen, dass der Gasfluss von niedrigen auf höhere Druckebenen sogar die Regel wird.\r\nErforderlich ist daher, dass aus unteren Druckstufen in höhere Druckstufen gespeist werden kann,\r\num saisonale Biomethanspeicherung zu ermöglichen\r\n1.6. Einheitliche Regulierung für alle erneuerbaren Gase (insbesondere Biomethan, synthetisches Methan und Wasserstoff)\r\nDie Herstellung von synthetischem Methan aus grünem Wasserstoff und biogenem CO2 ist eine wichtige Option, um das Potenzial von erneuerbarem Methan zu erhöhen und das Koppelprodukt der Biogasaufbereitung – das biogene CO2 – wirtschaftlich zu nutzen. Bei der Methanisierung von grünem\r\nWasserstoff an Biogasaufbereitungsanlagen wird das Biomethan und das synthetische Methan gemeinsam ins Gasnetz eingespeist.\r\nUm diese Projekte zu ermöglichen, muss es also eine einheitliche Regulierung für alle erneuerbaren\r\nGase (insb. Biomethan, synthetisches Methan und Wasserstoff) geben. In den Begriffsbestimmungen\r\neiner GasNZV-Nachfolgeregelung sollte deshalb bei der Definition von „Biogas“ weiterhin auf die entsprechenden Begriffsbestimmungen des EnWG verwiesen (§ 2 Nr. 8 GasNZV), wo nicht nur Biomethan,\r\nsondern auch Wasserstoff und andere grüne Gase als „Biogas“ definiert werden (§ 3 Nr. 10g EnWG).\r\nSeite 10\r\nNachfolgeregelung zum Gasnetzanschluss – Stand: 28.01.2025\r\n2. Bewertung des BDEW-Diskussionspapiers zur Weiterentwicklung\r\nder Gasnetzregulierung für die Biomethaneinspeisung\r\nDer Bundesverband der Deutschen Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW) hat in einem Diskussionspapier Möglichkeiten zur Weiterentwicklung der Gasnetzregulierung für die Biomethaneinspeisung\r\ndargestellt.\r\n2.1. Themengebiet Umbau der Gasinfrastruktur (Umstellung auf Wasserstoff;\r\nStilllegung)\r\n2.1.1. Einfluss der Regulierung der Biomethaneinspeisung auf den Umbau der Gasinfrastruktur (Transport- und Verteilnetze inkl. Untergrundspeicher)\r\nDer BDEW sieht in der Vorgabe, dass der Netzbetreiber den Gasnetzzugang für Biomethananlagen an\r\n96 Prozent des Kalenderjahres sicher zu stellen habe (§ 33 Abs. 2 Satz 1 GasNZV), einen möglichen\r\nKonflikt mit der politisch oder wirtschaftlich bedingten Umstellung von Gasabschnitten auf Wasserstoff oder der Stilllegung von Netzabschnitten.\r\nBewertung\r\nDiese Beschreibung der Herausforderungen zwischen der Gasnetzregulierung der Biomethaneinspeisung und dem Umbau der Gasinfrastruktur teilen wir in dieser Form nicht.\r\nErstens: Technische Spannungsverhältnisse zwischen der Biomethaneinspeisung und dem Umbau der\r\nGasinfrastruktur entstehen bestenfalls nur langfristig und in einzelnen Regionen.\r\n• Für den Wasserstoffhochlauf wird nur ein kleiner Teil der heutigen Methaninfrastruktur benötigt. In den BMWK-Langfristszenarien werden in Deutschland für den vollständigen Wasserstoffhochlauf bis 2045 ca. 7.200 bis 8.000 km Wasserstoffnetz benötigt, die zu rund 90 Prozent\r\nauf Umwidmungen von Methannetzen zurückgehen. Dem gegenüber steht ein heutiger Bestand von 40.000 Kilometern Fernleitungsnetz und 550.000 Kilometer Verteilnetz, die für die\r\nEinspeisung, den Transport und die Speicherung von Methan geeignet sind. Zudem bestehen\r\nbereits heute redundante Strukturen, sodass Methan- und Wasserstoffnetze parallel betrieben werden können.\r\n• Ein Teil der deutschen Gasinfrastruktur wird auf absehbare Zeit für den innereuropäischen\r\nMethantransit bzw. Import nach Europa benötigt.\r\n• Von Stilllegungen sind vor allem Niederdruck-Verteilnetze betroffen; Biomethananlagen speisen aber vor allem über Mittel- und Hochdruck-Verteilnetze ein und ein Transport zu Speichern oder Großabnehmer erfolgt über Fernleitungen.\r\nZweitens: Insofern es perspektivisch in Einzelfällen zu technischen Konflikten zwischen Wasserstoffhochlauf und Biomethaneinspeisung kommen sollte, bestehen Möglichkeiten, diesen Konflikt aufzulösen:\r\n• Methanisierung des Wasserstoffs: Der Wasserstoffhochlauf kann in bestimmten Netzabschnitten über methanisierten Wasserstoff erfolgen; Biomethan kann das dafür notwendige CO2 liefern.\r\nSeite 11\r\nNachfolgeregelung zum Gasnetzanschluss – Stand: 28.01.2025\r\n• Umstellung auf Dampfreformierung: Biogasanlagen können von der Gasaufbereitung (Biomethan) auf die Dampfreformierung (Wasserstoff) umstellen und so auch in Wasserstoffnetze\r\neinspeisen.\r\n• Verlegung von Einspeisepunkten: Einspeisepunkte können von umzustellenden bzw. still zu\r\nlegenden Netzabschnitten auf andere Netzabschnitte verlegt werden.\r\nDrittens: Es ist keine oder nur eine geringe Anpassung der Regulierung der Biomethaneinspeisung\r\nnotwendig, um in Einzelfällen bestehende Konflikte aufzulösen:\r\n• Bestehende Vorgaben der wirtschaftlichen Zumutbarkeit: Grundsätzlich haben Netzbetreiber\r\nbereits heute die Möglichkeit, in Einzelfällen Einspeisebegehren abzulehnen, insofern ein Anschluss wirtschaftlich unzumutbar wäre (§ 33 Abs. 8 GasNZV i.V.m. § 17 Abs. 2 EnWG).\r\n• Neue Vorgabe zum Umgang mit Bestandskunden: Unabhängig von der Regulierung der Biomethaneinspeisung im speziellen, müssen ohnehin Regeln für den Fall geschaffen werden,\r\ndass ein Gasnetz stillgelegt oder auf Wasserstoff umgestellt werden soll, sich aber noch bestehende Methanverbraucher am Netz befinden. Diese könnte ggf. auf Biomethananlagen\r\nübertragen werden; eine Einschränkung der speziellen Regulierung der Biomethaneinspeisung\r\nist demnach unnötig.\r\n2.1.2. Ausweisung von Vorranggebieten als Vorrausetzung für den Gasnetzanschluss von Biogasanlagen\r\nZur Auflösung vermeintlicher Spannungsverhältnisse zwischen Biomethaneinspeisung einerseits und\r\ndem Umbau der Gasinfrastruktur andererseits stellt der BDEW zur Diskussion, im Rahmen einer zentralen Planung Netzgebiete daraufhin zu überprüfen, ob sie sich auch langfristig für die Einspeisung\r\nvon Biomethan eignen (Biomethan-Vorranggebiet) oder ob eher eine Stilllegung oder Umstellung auf\r\nWasserstoff zu erwarten ist, und die spezielle Regulierung der Biomethaneinspeisung auf Anlagen bzw.\r\nGasnetze in diesen Vorranggebiete zu beschränken.\r\nBewertung\r\nEine zentrale Zusammenstellung von Informationen auf deren Basis Marktakteure einschätzen können, wie sich die Rahmenbedingungen für den Betrieb einer Biomethananlage an einem bestimmten\r\nStandort mittel- bis langfristig zu entwickeln werden, wäre durchaus zu begrüßen. Dazu gehören beispielsweise Prognosen zur Entwicklung des Gasverbrauchs, Pläne zum Umbau der Gasinfrastruktur,\r\nbereits vorhandene Biogasanlagen sowie Biomassepotenziale. Tatsächlich sind viele dieser Informationen bereits aus den kommunalen Wärmeplänen ggf. in Verbindung mit der Netzentwicklungsplanung\r\nder Gasnetzbetreiber ablesbar.\r\nKlar abzulehnen ist jedoch, aus einer solchen Informationssammlung rechtsverbindliche Konsequenzen bzgl. der Rechte und Pflichten von Gasnetz- und Biogasanlagenbetreibern zu ziehen. Alle relevanten Parameter unterliegen hohen Unsicherheiten, Einschätzungen dazu ändern sich regelmäßig und\r\ndie Ableitung möglicher politischer Konsequenzen wie der Ausweisung von „Vorranggebieten“ variiert\r\nmit jeweils aktuellen politischen Prioritäten. Aus gutem Grund werden die Netzentwicklungsplanung\r\nder Verteilnetzbetreibern sowie die kommunalen Wärmepläne regelmäßig überarbeitet und haben\r\nkeine unmittelbaren rechtlichen Konsequenzen für Marktakteure. Die Gasnetzregulierung von Biomethan mit der Ausweisung von „Vorranggebieten“ zu verknüpfen, schafft beträchtliche Investitionsunsicherheit und widerspricht damit direkt den Vorgaben der novellierten Gasbinnenmarktrichtlinie und\r\nder novellierten Gasverordnung, die Rahmenbedingungen für Investitionen in die Biomethaneinspeisung zu verbessern.\r\nSeite 12\r\nNachfolgeregelung zum Gasnetzanschluss – Stand: 28.01.2025\r\n2.2. Themengebiet Infrastrukturkosten\r\n2.2.1. Grundsätzliches zu den Infrastrukturkosten des Ausbaus der Biomethaneinspeisung\r\nDer BDEW weist auf die Infrastrukturkosten hin, die beim Anschluss von Biomethananlagen ans Gasnetz und ggf. Netzverstärkungsmaßnahmen für die Rückspeisung auf höhere Druckebenen anfallen\r\nkönnen.\r\nBewertung\r\nSelbstverständlich müssen die Kosten für die Defossilisierung der Gasversorgung immer im Auge behalten und möglichst geringgehalten werden. Jedoch sollte man die Infrastrukturkosten, die beim\r\nHochlauf der Biomethaneinspeisung entstehen, immer ins Verhältnis zur jeweiligen Alternative setzen,\r\nnämlich dem Aufbau eines Wasserstoffnetzes.\r\nGemäß der BMWK-Langfristszenarien fallen für die Umwidmung von Methannetzen auf Wasserstoff,\r\ndie für die Errichtung eines Wasserstoffkernnetzes in Länge von 7.200 bis 8.000 km bis 2045 notwendig\r\nist, Infrastrukturkosten in Höhe von 15 bis 18 Milliarden Euro allein auf der Fernleitungsnetzebene an.\r\nDiese Kosten sowie die analogen Kosten auf Verteilnetzebene lassen sich reduzieren, wenn durch die\r\nVerwendung von erneuerbarem Methan die Umwidmungen entsprechend geringer ausfallen.\r\n2.2.2. Ablehnung von Netzanschlussbegehren mit Verweis auf Gesamtkosten für den Netzbetreibern\r\nDer BDEW stellt zur Diskussion, dass zukünftig im Rahmen einer Netzzugangsprüfung betrachtet wird,\r\nwelche Kosten dem Netzbetreiber durch einen konkreten Netzanschluss inkl. möglicher Netzverstärkungsmaßnahmen über eine angenommene Betriebszeit entstehen, und diese Betrachtung als Ablehnungsgrund für ein Netzanschlussbegehren dienen kann.\r\nBewertung\r\nOhne einen konkreten Vorschlag, wie die Gesamtkosten eines Netzanschlusses objektiv und transparent ermittelt und inwiefern auf dieser Basis eine Netzanschlussbegehren abgelehnt werden kann, ist\r\nder Vorschlag abzulehnen.\r\nSelbstverständlich sollten die Infrastrukturkosten für den Hochlauf der Biomethaneinspeisung möglichst geringgehalten werden. Dies lässt sich jedoch besser gestalten, indem:\r\n• Anlagen- und Netzbetreibern eine größere Flexibilität bei der individuellen Ausgestaltung von\r\nNetzanschlussverträgen gegeben wird, so dass sie einvernehmlich möglichst günstige Konzepte realisieren können. Sollte der Netzbetreiber tatsächlich Möglichkeiten zur Senkung der\r\nNetzintegrationskosten identifizieren, könnte er einen Teil dieser Kosteneinsparungen an den\r\nAnlagenbetreiber im Gegenzug zu Änderungen der Anschlussmodalitäten weitergeben. Dazu\r\ngehört beispielsweise eine Abweichung von der ganzjährigen Verfügbarkeit des Netzanschlusses oder die Wahl eines anderen Standorts für den Netzanschluss.\r\n• Generell sollen die Kosten für Errichtung und Betrieb von Netzanschlüssen gesenkt werden.\r\nVorschläge dazu finden sich im Anhang dieses Positionspapiers.\r\nSeite 13\r\nNachfolgeregelung zum Gasnetzanschluss – Stand: 28.01.2025\r\n2.2.3. Mindestverfügbarkeit weiterentwickeln\r\nDer BDEW stellt zur Diskussion, die Verpflichtung der Netzbetreiber zu überarbeiten, die Verfügbarkeit\r\ndes Netzanschlusses an 96 Prozent des Jahres sicher zu stellen. Dies soll gesamtwirtschaftlich günstigere Konzepte anreizen. Konkret könnte die 96%-Anforderung durch „flexible, aber planbare Ansätze“\r\nersetzt werden, die „regionale Bedarfe stärker einbeziehen“. Mögliche Ansätze seien:\r\n• „individuell vertraglich zu verhandelnde Verfügbarkeiten“, wobei Nachteile für den Anlagebetreiber durch eine geringere Verfügbarkeit kompensiert werden müssten; sowie\r\n• verbindliche unterjährige Einspeise-Kapazitätsbuchungen\r\nBewertung\r\nGrundsätzlich können unter bestimmten Bedingungen Konzepte, bei denen der Netzanschluss nicht\r\n96-Prozent des Jahres verfügbar ist, gesamtwirtschaftlich günstiger sein. Dies ist jedoch stark vom\r\nStandort abhängig.\r\nAus diesem Grund ist es auch sinnvoll, Anlagen- und Netzbetreiber mehr Flexibilität bei der individuellen Ausgestaltung des Netzanschlussvertrags zu gewähren, auch bei der Mindestverfügbarkeit des\r\nNetzanschlusses. Wenn ein Netzbetreiber Möglichkeiten identifiziert, durch eine geringere Verfügbarkeit die Gesamtkosten eines Netzanschlusses zu senken, dann kann er dem Anlagenbetreiber einen\r\nTeil dieser Kosteneinsparung weitergeben; im Gegenzug akzeptiert der Anlagenbetreiber die vom Netzbetreiber vorgeschlagene Verfügbarkeit.\r\nEine pauschale Streichung, Absenkung oder Einschränkung der 96%-Anforderung ist jedoch klar abzulehnen. Sie widerspricht den Vorgaben der Gasbinnenmarktrichtlinie sowie der Gasverordnung. Der\r\ngesicherte und vorrangige Netzanschluss und sowie die gesicherte und vorrangige Einspeisung war\r\nein zentraler Grund für den Erfolg beim Ausbau der Erneuerbaren Energien im Stromsektor wie auch\r\nfür den zügigen Ausbau der Biomethaneinspeisung zwischen 2006 und 2014.\r\n2.2.4. Festlegung von Mindesteinspeisemengen\r\nBei Biomethananlagen, die nur geringe Mengen in das Netz einspeisen, sind die spezifischen Kosten\r\nfür den Netzanschluss vergleichsweise hoch. Um Infrastrukturkosten einzusparen, stellt der BDEW zur\r\nDiskussion, Mindesteinspeisemengen festzulegen. Kleine Biogasanlagen müssten dann ggf. mit anderen Anlagen mittels Rohgas-Sammelleitungen für eine gemeinsame Gasaufbereitung und Biomethaneinspeisung zusammengeschlossen werden.\r\nDabei spricht sich der BDEW gegen einen festen Grenzwert aus. Vielmehr sollte bei jedem Anschlussbegehren individuell geprüft werden, ab welcher Biomethanmenge ein Anschluss an dem betreffenden\r\nEinspeisepunkt gesamtwirtschaftlich sinnvoll ist.\r\nBewertung\r\nDie Bioenergieverbände sehen es auch als sinnvoll an, kleine Biogasanlagen vor dem Anschluss an\r\ndas Gasnetz mittels Rohgas-Sammelleitungen für eine gemeinsame Aufbereitung und Einspeisung zusammen zu schließen. Solche Biogas-Cluster sollten regulatorisch erleichtert werden, z.B. durch ein\r\nim Gesetz verankertes Recht zur Verlegung von Rohgas-Sammelleitungen bei Grundstücken im Eigentum der öffentlichen Hand (wie auch für Stromleitungen in § 11a EEG 2023).\r\nSeite 14\r\nNachfolgeregelung zum Gasnetzanschluss – Stand: 28.01.2025\r\nEinen dringenden regulatorischen Handlungsdruck bei der Gasnetzregulierung sehen wir an dieser\r\nStelle nicht. Die Einspeisebegehren von sehr kleinen Biogasanlagen in den Jahren 2022 und 2023 wurden durch die zeitweise sehr hohen Preise bei der Treibhausgasminderungsquote (THG-Quote) im\r\nKraftstoffsektor ausgelöst. Inzwischen sind die THG-Quotenpreise gegenüber der Preisspitze um ca. 75\r\nProzent gefallen und sehr viele Einspeiseprojekte, insbesondere von kleinen Anlagen, wurden zurückgestellt.\r\nInsofern eine Mindesteinspeisemenge festgelegt wird, schlagen wir folgende Ausgestaltung vor:\r\n• Für Anschlussbegehren bzw. Anschlüsse, deren Einspeisung oberhalb von 150 m3\r\n Biomethan\r\npro Stunde liegt (gemessen am Einspeisepunkt), können sich Anschlussnehmer auf die vollen\r\nRechte der Biomethan-Regulierung berufen kann (Netzanschlusspflicht, Kostenbegrenzung,\r\ndauerhafte Verfügbarkeit des Netzanschlusses, vorrangige Durchleitung etc.)\r\n• Für Anschlussbegehren bzw. Anschlüsse, deren Einspeisung unterhalb von 150 m3\r\n Biomethan\r\npro Stunde entfällt die Anschlusspflicht und die Kostenbegrenzung. Vielmehr gelten für den\r\nNetzanschluss nur die Regeln des EnWG (nicht-diskriminierender Zugang; § 17 Abs. 1 und 2\r\nEnWG) und die Kostenbegrenzung wird durch einen fixen Baukostenzuschuss vom Netzbetreiber ersetzt. Alle weiteren Aspekte der Biomethan-Regulierung (dauerhafte Verfügbarkeit des\r\nNetzanschlusses, vorrangige Durchleitung etc.), gelten weiterhin.\r\n• Eine individuelle Prüfung, die ggf. auch höhere Mindesteinspeisemengen ergeben können, ist\r\nklar abzulehnen. Individuelle Prüfungen verringern die Investitionssicherheit, weil diese sehr\r\nintransparent und kaum objektiv nachprüfbar ist, und verzögern das bereits sehr langwierige\r\nAnschlussverfahren. Eine Abweichung von den Vorgaben sollte ohnehin auf individueller vertraglicher Basis möglich sein.\r\n2.2.5. Kostenteilungsregelung: Berücksichtigung der Kosten für Rückverdichtung in höhere Druckstufen\r\nDer BDEW stellt zur Diskussion, die Kosten für eine Rückverdichtung in höhere Druckstufen bzw. eine\r\ndirekte Einspeisung in das Hochdrucknetz in die Gesamtkosten für den Netzanschluss einzubeziehen.\r\nBewertung\r\nDer Vorschlag ist abzulehnen.\r\nErstens: Die Einspeisung von Biomethan in höhere Druckebenen über Rückverdichtung oder direkten\r\nAnschluss sind energie- und klimapolitisch sehr sinnvoll und sollten nicht behindert werden.\r\nDer größte energiewirtschaftliche Vorteil der Biomethaneinspeisung ist, dass die Gasinfrastruktur als\r\nsaisonaler Speicher genutzt werden kann, d.h., dass Biomethan im Sommer eingespeist und im Winter\r\nwieder entnommen werden kann. Wenn im Verteilnetzgebiet, an das die Biomethananlage angeschlossen ist, im Sommer nicht ausreichend Abnehmer vorhanden sind, ist eine Rückspeisung in diesen\r\nMonaten unerlässlich. Mit zunehmendem Rückgang der Gasverbraucher am Niederdruck-Verteilnetz\r\nund einem Ausbau der Biomethaneinspeisung ist davon auszugehen, dass der Gasfluss von niedrigen\r\nauf höhere Druckebenen sogar die Regel wird.\r\nSeite 15\r\nNachfolgeregelung zum Gasnetzanschluss – Stand: 28.01.2025\r\nZweitens: Keine Pönalisierung von „First-Movern“\r\nEs ist absehbar, dass mit sinkendem Erdgasverbrauch und dem Ausbau der dezentralen Biomethaneinspeisung sich immer öfter die Gasflüsse in den unteren Druckstufen umkehren bis die Hochspeisung sogar zur Regel wird. Wenn die Investitionskosten für Netzverstärkungsmaßnahmen, die für eine\r\nRückspeisung notwendig sind, auf die Anlagenbetreiber gewälzt werden, führt dies zu einer überproportionalen Belastung von Anlagen, die zuerst angeschlossen werden, während spätere Anlagen die\r\ndann bereits ausgebaute Rückspeiseinfrastruktur bereits nutzen können, ohne zusätzlich belastet zu\r\nwerden. Diese Ungleichbehandlung ist nicht sachgerecht und im Sinne des Ausbaus der Biomethaneinspeisung auch nicht zielführend.\r\nDrittens: Berücksichtigung kleinerer- und mittlerer Unternehmen\r\nWie oben beschrieben liegt ein großes Potenzial für den Ausbau der Biomethanerzeugung in Deutschland in der Umrüstung und ggf. Clusterung bestehender Biogasverstromungsanlagen, die von „kleinen“, nicht besonders finanzstarken Akteuren betrieben werden. Eine zu hohe finanzielle Belastung\r\ndieser Akteure, wäre der überwiegende Teil der bestehenden Biogasanlagen von der Biomethaneinspeisung ausgeschlossen.\r\nViertens: Wettbewerbsfähigkeit von Biomethan ggü. Erdgas nicht verschlechtern\r\nBiogasanlagenbetreiber müssen erhöhte Kosten für Gasnetzanschlüsse über den Biomethanpreis an\r\nihre Kunden weitergeben. Dies verschlechtert die relative Wettbewerbsfähigkeit von Biomethan ggü.\r\nErdgas, läuft also dem politischen Ziel, den Biomethananteil zu erhöhen, zuwider. Ein höherer Betreiberanteil an den Netzanschlusskosten führt also letztlich dazu, dass andere Maßnahmen, z.B. der CO2-\r\nPreis auf Erdgas oder die EEG-Vergütung für Biomethan-Kraftwerke höher ausfallen müssen, um das\r\ngewünschte Ziel eines höheren Biomethan-Anteils zu erreichen.\r\nSeite 16\r\nNachfolgeregelung zum Gasnetzanschluss – Stand: 28.01.2025\r\nAnhang: Vorschläge für die Senkung der Netzanschlusskosten von\r\nBiomethaneinspeiseanlagen\r\nDer Netzanschluss in Deutschland ist im europäischen Vergleich unnötig teuer. Während in Deutschland ein typischer Netzanschluss 3 bis 5 Millionen Euro kostet, kann in Frankreich ein analoger Netzanschluss für 1 bis 2 Millionen Euro errichtet werden. Die Bioenergieverbände schlagen folgende Maßnahmen zur Kostensenkung vor:\r\n• Flexibilisierung bei der Vertragsgestaltung: Wie oben beschrieben sind die Vorgaben der GasNZV sehr starr und ermöglichen nur in begrenztem Rahmen eine individuelle Ausgestaltung\r\ndes Anschlussvertrags zwischen Anlagen- und Netzbetreiber. Dabei bietet eine größere Flexibilität bei der Vertragsgestaltung das Potential, die betriebs- und volkswirtschaftlichen Kosten\r\nfür Netzanschluss und Netzbetrieb zu senken (siehe oben). Es wird daher explizit gefordert,\r\ndass eine bilaterale Einigung zwischen Einspeiser und Gasnetzbetreiber möglich ist.\r\n• Standardisierter Netzanschluss: Der Föderalismus im Gasnetz hat zur Folge, dass 720 Gasnetzbetreiber den Netzanschluss von Biomethananlagen regeln und somit eine extrem große Varianz bei der Ausgestaltung der Netzanschlüsse und den damit verbundenen Vorgaben vorliegt. Das erhöht den Aufwand zur Erfüllung der Netzanschlussbedingungen erheblich, da kein\r\nstandardisierter Netzanschluss möglich ist. Eine stärkere Standardisierung bei der Technik\r\nwürde die Kosten senken und die Netzanschlussgeschwindigkeit erheblich erhöhen.\r\n• Brennwerteinstellung: Beispiele aus dem Ausland zeigen, dass die Brennwertanpassung mit\r\nPropangas nicht immer notwendig ist. Intelligente Simulationen, Brennwertrekonstruktionssysteme (Transportnetz) und Beispiele aus Dänemark zeigen hier einen erheblichen Hebel für\r\nKostensenkungen.\r\n• Messtechnik: Projekte im Ausland zeigen ferner, dass die bisher in Deutschland notwendigen\r\nGaschromatographen zur Ermittlung der Gasqualität auch mit niedrigeren Genauigkeiten und\r\ntechnischen Ausstattungen möglich sind. Hierzu sollte auch nochmal mit der PhysikalischTechnischen Bundesanstalt (PTB) über Erleichterungen im Eichrecht verhandelt werden. Teilweise werden Herstellerlisten von zugelassener Messtechnik durch die Netzbetreiber und Behörden vorgeschlagen. Das sorgt für Transparenz und Kostenoptimierung. Denkbar wäre es\r\nauch eichfähige Kalorimeter zuzulassen, die die Abrechnungsvorgaben erfüllen.\r\n• DVGW-Standards überarbeiten: Das DVGW-Regelwerk wurde in den letzten Jahren weiterentwickelt, wobei der dringend notwendigen Kostensenkungsbedarf nicht vorrangig berücksichtigt wurde. Es wird daher angeregt im DVGW eine Prüfung und Anpassung aller Regelwerke auf\r\nKostensenkungspotential vorzunehmen. Auch eine PTB-Zulassung sollte angepasst werden an\r\nandere Länder.\r\nSeite 17\r\nNachfolgeregelung zum Gasnetzanschluss – Stand: 28.01.2025\r\nKontakt\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nSandra Rostek\r\nLeiterin\r\nTel.: 030-2758179-00\r\nEmail: rostek@bioenergie.de\r\nDr. Guido Ehrhardt\r\nReferatsleiter Politik des Fachverband Biogas e.V. (FvB)\r\nTel.: 030-2758179-16\r\nEmail: guido.ehrhardt@biogas.org\r\nDr. Andrea Bauer\r\nReferatsleiterin Energierecht & -handel des Fachverband Biogas e.V. (FvB)\r\nTel.: 08161-9846-806\r\nEmail: andrea.bauer@biogas.org"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Versorgungssicherheit gewährleisten\r\nEnergie aus Biomasse liefert Strom- und Wärme, wenn der Wind nicht weht und die Sonne nicht\r\nscheint.\r\nHolzheizkraftwerke und Biogasanlagen stellen systemrelevante, steuerbare und gesicherte Leistung\r\nfür Strom- und Wärmenetze bereit. Biogasanlagen sind ein flexibles Back-Up zur Überbrückung länge-\r\nrer Zeiten mit niedriger Wind- und Solarenergieeinspeisung, insbesondere im Winter. Holzenergie und\r\nBiomassewärmenetze stellen Wärme weitgehend unabhängig vom Stromsystem zur Verfügung und\r\nsorgen so für Entlastung und Sicherheit in Zeiten mit geringer Stromerzeugung und gleichzeitig erhöh-\r\nter Nachfrage. Für die Biomethaneinspeisung kann die bestehende Gasinfrastruktur als Langfristspei-\r\ncher genutzt werden.\r\nBioenergie macht unabhängig von Energieimporten und fördert die Nachhaltigkeit.\r\nDas in Deutschland genutzte Biogas und die Holzenergie werden fast ausschließlich in Deutschland\r\nproduziert; die Rohstoffbasis stammt aus der heimischen Land- und Forstwirtschaft. Eine produktive\r\nund nachhaltig bewirtschaftete Land- und Forstwirtschaft ist damit auch für die Energieversorgung\r\nund den Klimaschutz unerlässlich. Die Biokraftstoff-Nachhaltigkeitsverordnung setzt für die Nachhal-\r\ntigkeitszertifizierung umfassende, weltweit zu erfüllende Anforderungen.\r\nEmpfehlungen\r\n1. An Biomassepaket anknüpfen & EEG noch 2025 verbessern: Mit dem im Januar vom Bundestag ver-\r\nabschiedeten „Biomassepaket“ wurden im EEG wichtige Verbesserungen für die Strom- und Wärmeer-\r\nzeugung aus Biogas und Holzenergie vorgenommen. Allerdings wurden gleichzeitig ambitionierte An-\r\nforderungen an den Anlagenbetrieb eingeführt, die zum Teil zu kurzfristig greifen und für manche\r\nAnlagen ohne einen Übergangszeitraum nicht umsetzbar sind oder zum Teil auch über das Ziel hin-\r\nausschießen. Zudem wurde die notwendige Erhöhung des Ausschreibungsvolumens nur für 2025 und\r\n2026 vorgenommen. Die neue Bundesregierung muss deshalb so schnell wie möglich auf das Bio-\r\nmassepaket aufbauen. Dazu gehört insbesondere:\r\n• Übergangsregeln für bestehende Anlagen, deren EEG-Vergütung bereits 2025 oder 2026 aus-\r\nläuft und die deshalb nicht ausreichend Zeit haben, die neuen, extrem ambitionierten Anfor-\r\nderungen zu erfüllen. Dies betrifft insbesondere die neue Systematik der Überbauungsanfor-\r\nderungen (Umstellung von einer Begrenzung der jährlichen Volllaststunden auf eine Begren-\r\nzung der jährlichen Betriebsstunden).\r\n• Verbesserungen, die besonders Kleinanlagen, güllebetonte Biogasanlagen und wärmegeführte\r\nAnlagen adressieren. Auch hier ist die neue Systematik der Überbauungsanforderungen be-\r\nsonders problematisch.\r\n• Abschaffung der sachlich nicht begründbaren Begrenzung des Einsatzes von Mais in Biogas-\r\nanlagen.\r\n• Anhebung der Ausschreibungsvolumina für die Jahre ab 2027.\r\n• Verpflichtung von Netzbetreibern zur Überbauung von Netzverknüpfungspunkten, um den An-\r\nschluss stark flexibler Biogasanlagen kosteneffizient und zügig zu ermöglichen.\r\n• Regeln für bereits bezuschlagte Anlagen: Möglichkeit schaffen, weiter zu flexibilisieren und in\r\ndas neue System wechseln zu können; Einführung eines „Inflationsausgleichs“.\r\nSeite 3\r\n10 Empfehlungen für die nächste Legislaturperiode – Stand: 05.02.2025\r\n2. Besonderheiten der Bioenergie im neuen Strommarktdesign berücksichtigen: Bei der Weiterentwick-\r\nlung der Finanzierung für erneuerbare Energien müssen die Besonderheiten der Bioenergie berück-\r\nsichtigt werden. Dazu gehört, dass Bioenergieanlagen im Gegensatz zu Wind- und Solaranlagen steu-\r\nerbar sind, aber Brennstoffkosten haben; die Anlagen benötigen also entsprechend höhere Einnah-\r\nmen, insbesondere auch aus der flexiblen Stromerzeugung. Bei der Ausgestaltung eines Kapazitäts-\r\nmarkts müssen ebenfalls die Besonderheiten der Bioenergie berücksichtigt werden. Dazu gehört, dass\r\nBioenergieanlagen im Gegensatz zu fossilen Kraftwerken klimaneutrale Energie produzieren; eine Her-\r\nangehensweise, die nicht zwischen fossilen und klimaneutralen Brennstoffen differenziert, ist also\r\nnicht angemessen, um die Bioenergie in einen Kapazitätsmarkt zu integrieren.\r\n3. Biomethaneinspeisung erleichtern: Die novellierte EU-Gasbinnenmarktrichtlinie muss noch im Jahr\r\n2025 ambitioniert in deutsches Recht übertragen werden, um den Anschluss von Biomethananlagen\r\nund umgerüsteten bestehenden Biogasanlagen ans Gasnetz zu erleichtern. Neben der Fortführung der\r\nbestehenden Regelungen aus der Gasnetzzugangsverordnung sollte auch der Zusammenschluss be-\r\nstehender Biogasanlagen unterstützt sowie die Biomethanmärkte gestärkt und vor Missbrauch ge-\r\nschützt werden (insbesondere bei den Treibhausgasminderungsquoten im Kraftstoffmarkt, siehe un-\r\nten). Die Nationale Wasserstoffstrategie sollte zu einer Nationalen Strategie für Grüne Gase weiterent-\r\nwickelt werden, die neben Wasserstoff auch alle biogenen Gase sowie gasförmige Wasserstoffderivate\r\nadressiert.\r\nSeite 4\r\n10 Empfehlungen für die nächste Legislaturperiode – Stand: 05.02.2025\r\n2. Kosteneffizienter Klimaschutz & soziale Akzeptanz\r\nBürgern und Unternehmen sollte beim Klimaschutz eine möglichst große technische und wirtschaftli-\r\nche Freiheit eingeräumt werden. Mit der Mobilisierung biogener Brenn- und Kraftstoffe wird das Lö-\r\nsungsspektrum für den Klimaschutz erweitert.\r\nEin resilientes, kosteneffizientes und sozial akzeptiertes klimaneutrales Energiesystem muss auf eine\r\nbreite Lösungspalette an erneuerbaren Energien setzen. Das Energiesystem der Zukunft ist auch auf\r\nklimaneutrale Moleküle angewiesen, z.B. als Energiespeicher oder als klimaneutraler Kraftstoff. Grüner\r\nWasserstoff ist jedoch auf absehbare Zeit teuer und knapp. Bioenergie ist deutlich günstiger und hat\r\nein großes heimisches Potenzial.\r\nMit Bioenergie können bestehende Vermögenswerte wie die bestehende Gas- und Fernwärmeinfra-\r\nstruktur genutzt werden und Netzentgelte stabilisiert werden.\r\nWo wirtschaftlich sinnvoll, sollten bestehende und Infrastrukturen genutzt werden, um unnötige In-\r\nvestitionskosten und Aufwand für neue Technik und Infrastruktur zu vermeiden. Mit Bioenergieträgern\r\nkönnen die bestehenden Gas- und Fernwärmeinfrastruktur bzw. bestehende Heiztechnik und Fahr-\r\nzeuge genutzt und Klimaschutz betrieben werden. Ländliche Nahwärmenetze sind zudem die Bürger-\r\nenergie der Wärmewende und sorgen durch breite Einbeziehung der Bevölkerung vor Ort für Akzep-\r\ntanz.\r\nBei der Bioenergienutzung fällt klimaneutrales CO2 als Koppelprodukt an.\r\nZukünftig wird immer mehr klimaneutrales CO2 für die Herstellung von E-Fuels, die stoffliche Nutzung\r\nin der Industrie oder für Negativemissionen benötigt. Die Gewinnung von CO2 aus der Atmosphäre ist\r\naktuell noch energieaufwändig und teuer. Bei der Biogasaufbereitung, an Holzheizkraftwerken und in\r\nBioethanolanlagen kann CO2 hingegen als Koppelprodukt der Energie- bzw. Kraftstofferzeugung abge-\r\nschieden werden; dies ist die wirtschaftlichste Form der grünen CO2-Gewinnung und bereits in der\r\nPraxis etabliert.\r\nBioenergie sichert die soziale Akzeptanz der Mobilitätswende.\r\nDie Mobilitätswende steht auch vor einer sozialen Herausforderung: Trotz ambitionierter Flottengrenz-\r\nwerte, die das Inverkehrbringen von E-Fahrzeugen begünstigen, wird der Fahrzeugbestand lange von\r\nVerbrennern dominiert bleiben. E-Fahrzeuge sind sowohl neu als auch gebraucht deutlich teurer, zu-\r\nsätzlich erfordern sie eine neue Ladeinfrastruktur. Dies benachteiligt einkommensschwache Haus-\r\nhalte. Erneuerbare Kraftstoffe bieten hier eine Lösung: Sie ermöglichen klimafreundliche Mobilität\r\nohne teure Neuanschaffungen und verhindern soziale Ausgrenzung im Kontext der Verkehrswende.\r\nDazu müssen höhere Beimischungsanteile in den Markt gebracht werden (z.B. E20, B10 oder B30 für\r\ngeschlossene Benutzergruppen). Die Bestandsflotte kann so aktiv zum Klimaschutz beitragen.\r\nEmpfehlungen\r\n1. Level-Playing-Field beim Klimaschutz: Generell muss es einen fairen und technologieneutralen Wett-\r\nbewerb zwischen allen klimaneutralen Energieträgern und –quellen geben; eine einseitige Priorisie-\r\nrung von Elektrolyse-Wasserstoff oder Diskriminierung von Bioenergie, z.B. bei regulatorischen Anfor-\r\nderungen, Anreizsystemen, der kommunalen Wärmeplanung oder in Förderprogrammen, darf es nicht\r\ngeben.\r\nSeite 5\r\n10 Empfehlungen für die nächste Legislaturperiode – Stand: 05.02.2025\r\n2. Abbau von Hemmnissen und Bürokratie bis Ende 2026: Die Bundesregierung sollte bis Ende 2026 ein\r\numfangreiches Gesetzes- und Verordnungspaket zur Beseitigung von diskriminierenden, praxisfernen\r\noder unverhältnismäßigen regulatorischen Anforderungen für die Erzeugung, Nutzung und Förderung\r\nnachhaltiger Bioenergie vorlegen. Bei der Umsetzung der RED III im Strombereich darf es zu keinen\r\nzusätzlichen überzogenen Anforderungen kommen. Hierzu zählen v.a. auch die Vorgaben an die Treib-\r\nhausgas-Einsparung. Neben praxisgerechten und pragmatischen Umsetzungsvorgaben müssen alle in\r\nder RED III eingeräumten Übergangszeiträume und Vereinfachungsmöglichkeiten für die Zertifizierung\r\ngenutzt werden.\r\n3. Ambitionierte Umsetzung der RED-III-Klimaschutzziele im Verkehrssektor: Die Treibhausgasminde-\r\nrungsquote setzt marktwirtschaftliche und technologieneutrale Anreize zur Reduktion von Treibhaus-\r\ngasen im Verkehr und zur Investition in innovative Mobilitäts- und Kraftstofftechnologien. Mit einer\r\nambitionierten Umsetzung der Erneuerbare Energien Richtlinie der EU (RED III) sollte die Quote deut-\r\nlich angehoben und bis 2040 fortgeschrieben werden. Für die THG-Minderungsquote ist eine Anhebung\r\nauf mindestens 37% bis 2030 erforderlich, um alle verfügbaren Klimaschutzoptionen zu nutzen. Dabei\r\nsind Gestaltungs- und Vereinfachungsspielräume zu nutzen. Eine Doppelanrechnung bei Übererfül-\r\nlung der Unterquote für fortschrittliche Biokraftstoffe sollte untersagt werden, wenn das Herkunfts-\r\nland des Kraftstoffes oder der Produzent selbst keine Kontroll-Audits deutscher Behörden zulässt.\r\n4. Realistische Klimaziele für den Bereich Land- und Forstwirtschaft (LULUCF) setzen: Die vierte Bun-\r\ndeswaldinventur (BWI 4) hat gezeigt, dass die Treibhausgasspeicherung des Waldes aufgrund des Al-\r\nters der Wälder und der großflächigen Klimaschäden zurückgeht. Die im Klimaschutzgesetz veranker-\r\nten Ziele für die Treibhausgasbindung im Bereich Land- und Forstwirtschaft (LULUCF-Sektor) sind da-\r\nmit nicht erreichbar und müssen überarbeitet werden.\r\nSeite 6\r\n10 Empfehlungen für die nächste Legislaturperiode – Stand: 05.02.2025\r\n3. Bioenergie als Innovationsmotor und für Wertschöpfung im\r\nländlichen Raum nutzen\r\nBioenergie ist ein bedeutender Wirtschaftsfaktor im ländlichen Raum, insbesondere für die Land- und\r\nForstwirtschaft und die damit verbundenen Wertschöpfungsketten.\r\nIn Deutschland sind rund 114.000 Personen in der Bioenergiebranche beschäftigt, sowohl in Land- und\r\nForstwirtschaft als auch im Maschinenbau und Handwerk. Die Erzeugung und Nutzung von Bioenergie\r\nin den Sektoren Strom, Wärme und Kraftstoff in Deutschland sorgt jährlich für Wertschöpfung in Höhe\r\nvon rund 15 Mrd. Euro. Deutschland ist seit Jahren die Nr. 1 in der europäischen Biogasproduktion, aber\r\nauch andere EU-Länder beschleunigen den Ausbau und holen erfreulicherweise auf. Noch wird die\r\nHälfte des europäischen Biogases in Deutschland produziert.\r\nDeutschland ist internationaler Technologieführer im Bereich Bioenergie.\r\nDie deutschen Hersteller von Bioenergieanlagentechnik sind international zumindest aktuell noch\r\nführend. Zwar sind insbesondere die Maschinenbaufirmen stark exportorientiert, aber da es sich über-\r\nwiegend um kleinere und mittelständische Unternehmen handelt, sind sie auch auf einen funktionie-\r\nrenden Heimatmarkt angewiesen, um Innovationen voranzutreiben.\r\nEmpfehlungen\r\n1. Heimatmarkt fördern: Deutschland muss auch weiterhin auf eine heimische Produktion und Nach-\r\nfrage von Bioenergieträgern setzen, mit starker regionaler Verankerung in der Land- und Forstwirt-\r\nschaft sowie kleinen und mittelständischen Unternehmen, die vielfach zur Weltspitze in ihrem Bereich\r\ngehören. Eine pragmatische und unbürokratische Umsetzung von EU-Vorgaben, die nationale Gestal-\r\ntungs- und Vereinfachungsspielräume beispielsweise bei der RED III nutzt, ist unerlässlich für die Stär-\r\nkung des Standorts Deutschland.\r\n2. Politisches Bekenntnis zur Bioenergie: Für langfristige Verlässlichkeit und Planbarkeit in Investitio-\r\nnen bedarf es eines politischen Bekenntnisses zur Holzenergie, zu Biogas und Biokraftstoffen als es-\r\nsenzielle erneuerbare Energieform und Wirtschaftskraft im ländlichen Raum (z.B. in Form einer „Initi-\r\native Pro Holzenergie“). Auch die dauerhafte Befreiung der Biokraftstoffe in der Land- und Forstwirt-\r\nschaft von der Energiesteuer muss zeitnah umgesetzt werden, da nur so das Vertrauen für die not-\r\nwendigen Investitionen erzeugt werden kann.\r\n3. Betrug bei Importen und ausländischen Projekten verhindern: Rohstoff- und Biokraftstoffimporte\r\nsowie Klimaschutzprojekte im außereuropäischen Ausland dürfen nur auf die Treibhausgasminde-\r\nrungs-quote angerechnet werden, wenn die Nachhaltigkeit über Vorort-Kontrollen bzw. ein behördli-\r\nches Zulassungsverfahren für besonders privilegierte, fortschrittliche Biokraftstoffe sichergestellt wird.\r\nBetrugsfälle müssen konsequent aufgeklärt und der entgangene Klimaschutz nachgeholt werden"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitales und Verkehr (BMDV) (20. WP)","shortTitle":"BMDV (20. 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Berücksichtigung der flexiblen Strom- und Wärmeerzeugung aus Bioenergie als\r\nErgänzung von Wasserstoffkraftwerken ..............................................................................................4\r\n1.1. Eine einseitige Fokussierung auf Wasserstoff als Flexibilitätsoption\r\nwiderspricht grundsätzlichen Vorgaben der Regierungsfraktionen. .............................4\r\n1.2. Allein durch die Flexibilisierung des Biogasanlagenbestands ließen sich bei\r\ngleicher Biomassemenge 12 GW installierte Leistung bis 2030 bereitstellen, bis\r\n2040 sogar 24 GW. ..................................................................................................................................4\r\n1.3. Für die saisonale Energiespeicherung und die Befeuerung von\r\nGaskraftwerken und flexiblen KWK-Anlagen eignet sich Methan besser als\r\nWasserstoff................................................................................................................................................5\r\n1.4. Dezentrale Biogasanlagen und Holzheiz(kraft)werken sind in regionale\r\nStoffkreisläufe und Wertschöpfungsketten eingebunden..................................................6\r\n1.5. Viele Biomassesortimente eignen sich aus technischer, wirtschaftlicher\r\nsowie umwelt- und klimapolitischer Sicht am besten für den Einsatz in\r\ndezentralen KWK-Anlagen oder Heizwerken.............................................................................6\r\n2. Berücksichtigung der Umstellung von Gasinfrastruktur auf erneuerbares Methan\r\nals Alternative zur Umstellung auf Wasserstoff .............................................................................. 7\r\n2.1. Die Mengenpotenziale von erneuerbarem Methan werden deutlich\r\nunterschätzt. ............................................................................................................................................. 7\r\n2.2. Für die saisonale Energiespeicherung und die Befeuerung von\r\nGaskraftwerken und flexiblen KWK-Anlagen eignet sich Methan besser als\r\nWasserstoff................................................................................................................................................9\r\n2.3. Methannetze eignen sich für den Transport von Kohlenstoffmolekülen für\r\ndie stoffliche Nutzung, Wasserstoffnetze nicht. ......................................................................9\r\n2.4. Bei der Biomethanproduktion fällt klimaneutrales CO2 als Koppelprodukt an,\r\nbei der Elektrolyse nicht. ..................................................................................................................10\r\n2.5. Für den Seetransport eignen sich Kohlenwasserstoffe wie synthetisches\r\nMethan besser als reiner Wasserstoff........................................................................................ 11\r\n2.6. Deutschlands Gasnetz ist in den internationalen Gastransit eingebunden,\r\nder auf absehbare Zeit auf Methan basiert............................................................................. 11\r\n3. Weitere Anmerkungen zu den Annahmen in den Bereichen Verkehr und Industrie\r\n12\r\nSeite 3\r\nStellungnahme zu den vorläufigen Ankerpunkten der Systementwicklungsstrategie – Stand: 03.06.2024\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\n1. Die Ankerpunkte implizieren, dass gesicherte und flexible Leistung in der Strom- und/oder Fernwärmeerzeugung ausschließlich durch Wasserstoffkraftwerke bzw. Wasserstoff-KWK-Anlagen bereitgestellt wird. Diese einseitige Fokussierung auf Wasserstoff ist nicht sinnvoll, denn sie\r\n• widerspricht der politischen Einigung der Regierungsfraktionen, die im Entschließungsantrag\r\nzum Solarpaket 1 der Flexibilität aus Biomasse eine hohe Bedeutung zur Bereitstellung gesicherter Leistung einräumen, im selben Maße wie Wasserstoffkraftwerken;\r\n• ignoriert die immensen Potenziale flexibler Bioenergieanlagen für die Bereitstellung gesicherter und flexibler Leistung;\r\n• ignoriert die vielen technischen und wirtschaftlichen Vorteile des Einsatzes von Methan ggü.\r\ndem Einsatz von Wasserstoff (z.B. bessere Speicherbarkeit);\r\n• begünstigt den Rückbau der relevantesten steuerbaren Erneuerbare Energien Technologie, die\r\ndem Markt aktuell zur Verfügung steht.\r\n2. Die Ankerpunkte besagen, dass kein Bedarf einer überregionalen Gasinfrastruktur für Methan besteht, sondern ausschließlich einer Infrastruktur für Wasserstoff. Diese einseitige Fokussierung auf\r\nWasserstoff ist nicht sinnvoll, denn sie\r\n• unterschätzt die großen Potenziale von erneuerbarem Methan (nicht nur Biomethan, sondern\r\nauch synthetischem Methan);\r\n• ignoriert die vielen technischen und wirtschaftlichen Vorteile des Einsatzes und Transports\r\nvon Methan ggü. dem Einsatz und Transport von Wasserstoff (z.B. bessere Speicherbarkeit,\r\nCO2-Quelle für Industrie);\r\n• ignoriert die Einbindung von Deutschland in den internationalen Methantransit.\r\nSeite 4\r\nStellungnahme zu den vorläufigen Ankerpunkten der Systementwicklungsstrategie – Stand: 03.06.2024\r\n1. Berücksichtigung der flexiblen Strom- und Wärmeerzeugung aus\r\nBioenergie als Ergänzung von Wasserstoffkraftwerken\r\nIm Stromsektor stellen über 10.000 Biogasanlagen, Holzheizkraftwerke, Biomethan-Blockheizkraftwerke und andere Bioenergieanlagen rund 45 TWh verlässlich Strom und Wärme zur Verfügung. Insbesondere Biogas- und Biomethan-BHKW eignen sich für eine umfassende Flexibilisierung der Stromerzeugung bei gleichzeitiger Wärmenutzung. Mit dem Bestand an Bioenergieanlagen zur Strom- und\r\nWärmeerzeugung existiert bereits eine erneuerbare Energieerzeugungsinfrastruktur, die vorrangig zum\r\nAusgleich und zur Ergänzung der variablen Stromerzeugung aus Wind- und Solarenergie sowie als\r\nregionale klimaneutrale Wärmequelle genutzt werden sollte. Dadurch ließen sich die noch anstehenden Kosten der Transformation des Energiesystems minimieren. Zudem reduzieren Biomasse-KWKAnlagen Lastspitzen im Stromnetz, indem sie durch die Wärmeauskopplung die Nachfrage nach Elektrizität zur Wärmeerzeugung dämpfen. Damit fallen geringere Kosten für den Ausbau von Speicher- und\r\nFlexibilitätsoptionen im Stromsystem an.\r\nDie Ankerpunkte der Systementwicklungsstrategie (SES) ignorieren jedoch die Vorteile und Potenziale\r\nflexibler Bioenergieanlagen, insb. von Biogas und Biomethan, aber auch von gesicherter Leistung aus\r\nHeizkraftwerken, für die Bereitstellung gesicherter und flexibler Leistung für die Strom- und Fernwärmeerzeugung. Vielmehr implizieren die Ankerpunkte, dass im Bereich der Strom- und Fernwärmeerzeugung gesicherte und flexible Leistung ausschließlich durch Wasserstoffkraftwerke bzw. Wasserstoff-KWK-Anlagen bereitgestellt wird.\r\nDie einseitige Fokussierung auf Wasserstoffkraftwerke und -KWK-Anlagen ist jedoch grundfalsch. Aus\r\nmehreren Gründen und aus volkswirtschaftlichen Überlegungen sollten flexible Bioenergieanlagen\r\nebenfalls als Flexibilitätsoption im Strom- und Wärmesektor berücksichtigt und die bestehende Bioenergieinfrastruktur genutzt werden.\r\n1.1. Eine einseitige Fokussierung auf Wasserstoff als Flexibilitätsoption widerspricht grundsätzlichen Vorgaben der Regierungsfraktionen.\r\nZusammen mit dem Solarpaket, das vor allem Änderungen des EEG enthält, beschlossen die Regierungsfraktionen im Bundestag einen Entschließungsantrag. In diesem heißt es:\r\n„Steuerbare klimaneutrale Energieerzeugung ist ein entscheidender Baustein einer sicheren, klimaneutralen Stromversorgung. Neben Wasserstoff-Kraftwerken werden hier auch andere Anlagen (z. B.\r\nBiomasseanlagen) entscheidende Beiträge leisten können.“ (S. 5)\r\nDies ist ein klares politisches Bekenntnis der Regierungsfraktionen zur Stromerzeugung aus Biomasse als wichtige Ergänzung von Wasserstoffkraftwerken und sollte dementsprechend in der SES\r\nberücksichtigt werden.\r\n1.2. Allein durch die Flexibilisierung des Biogasanlagenbestands ließen sich\r\nbei gleicher Biomassemenge 12 GW installierte Leistung bis 2030 bereitstellen, bis 2040 sogar 24 GW.\r\nDer Biogasanlagenpark mit ca. 10.000 Anlagen in Deutschland hat heute eine installierte Leistung von\r\n5,9 Gigawatt (GW) und sie bilden perspektivisch ein ideales regionales Backup für die dezentral Strom\r\neinspeisenden Quellen Wind und Solar und die klimaneutrale Wärmeversorgung.\r\nSeite 5\r\nStellungnahme zu den vorläufigen Ankerpunkten der Systementwicklungsstrategie – Stand: 03.06.2024\r\nDie Flexibilisierung von Biogasanlagen ermöglicht es, die Stromerzeugung aus Biogas auf die Zeiten zu\r\nverschieben, in denen Wind- und Solaranlagen nicht ausreichend Strom produzieren. Dafür muss die\r\ninstallierte Leistung der Anlagen erhöht („überbaut“) und müssen zusätzliche Gas- und Wärmespeicher\r\ngebaut werden, um Biogas in Zeiten mit hohem Solar- und Windstromanteil zu speichern.\r\nUmgekehrt kann in Zeiten mit niedriger Wind- und PV-Einspeisung das gespeicherte Biogas mit höherer Leistung verstromt werden. Weil die Anlagen dann deutlich kürzer laufen, erhöht sich die Stromerzeugungskapazität, nicht aber die Biogaserzeugung an sich. Läuft heute ein 500 kW Motor 24 Stunden,\r\num 12.000 kWh Strom zu produzieren, laufen 5 x 500 kW Motoren am selben Standort also künftig nur\r\nnoch knapp 5 Stunden, um ebenfalls 12.000 kWh zu erzeugen.\r\nIn den Substratlagern an den Standorten der Biogasanlagen lagern gewöhnlich Substrate für 1-2 Jahre.\r\nDie Biogasanlage kann deshalb saisonal unterschiedlich gefüttert und so die Strom-/Wärme-Erzeugung saisonal verschoben werden. Werden die BHKW an das Gasnetz angeschlossen, können die BHKW\r\nin den Zeiten, in denen die Biogasspeicher leer sind, mit Biomethan aus dem Gasnetz versorgt werden\r\nund insbesondere in Zeiten ohne Sonne und Wind als Lösung dienen.\r\nAllein durch die Flexibilisierung des Biogasanlagenbestands ließen sich bei gleicher Biomassemenge\r\n12 GW installierte Leistung bis 2030 bereitstellen, bis 2040 sogar 24 GW.\r\nWeiterhin muss berücksichtigt werden, dass bereits jetzt auf einen bestehenden Biogasanlagenpark\r\nzugegriffen werden kann. Der erneuerbare Anteil im deutschen Stromsystem lag im Jahr 2023 bei 56\r\nProzent. Werden die anderen Sektoren ausgeklammert, ist die Energiewende damit gerade zur Hälfte\r\nerfüllt. Berücksichtigt man die Annahmen der Übertragungsnetzbetreiber im Szenariorahmen zum\r\nNetzentwicklungsplan Strom und die Tatsache, dass sich der Strombedarf durch die Sektorenkopplung\r\nauf über 1.100 TWh im Jahr 2045 ggü. 570 TWh im Referenzjahr 2018 verdoppelt, wird deutlich, dass erst\r\nein Bruchteil der Energiewende im Stromsektor geschafft ist. Betrachtet man zusätzlich die aktuellen\r\nmassiven Probleme bei der Netzintegration der fluktuierenden Erneuerbaren Energien, die sich in steigenden Redispatch-Volumnia, Netzanschlussverfahren über mehrere Jahre oder Materialengpässen\r\nwiderspiegeln, erscheint es fahrlässig einen bestehenden Biogasanlagenpark zugunsten einer theoretischen Wasserstoffverstromung zu gefährden.\r\n1.3. Für die saisonale Energiespeicherung und die Befeuerung von Gaskraftwerken und flexiblen KWK-Anlagen eignet sich Methan besser als Wasserstoff.\r\nMethan kann problemlos in den heute bestehenden Gasspeichern in ausreichendem Umfang saisonal\r\ngelagert werden. Wird bei der saisonalen Speicherung ausschließlich auf Wasserstoff gesetzt, müssen\r\nnicht nur bestehende Gasspeicher umgerüstet werden, sondern es ist auch der Bau neuer Gasspeicher\r\nin großem Umfang notwendig. Denn im Vergleich zu Methan benötigt Wasserstoff insbesondere in\r\nKavernenspeichern ein dreimal so hohes Volumen für die gleiche Energiemenge.\r\nDie Ankerpunkte nennen für Deutschland im Jahr 2045 einen Bedarf zur Speicherung von Gas in Höhe\r\nvon 70-100 TWh (dort in Form von Wasserstoff). In Form von Methan würden für diese Energiemenge\r\ndie bestehenden Gasspeicher ausreichen (aktuelle Kapazität bei Methan: 256 TWh). Aufgrund anderer\r\nphysikalischer Eigenschaften von Wasserstoff und der technischen Auslegung der Gasspeicher auf Methan, ist jedoch nur ein Teil dieser Kapazität für Wasserstoff nutzbar. Konkret können die bestehenden\r\nSeite 6\r\nStellungnahme zu den vorläufigen Ankerpunkten der Systementwicklungsstrategie – Stand: 03.06.2024\r\nGasspeicher laut einer Studie der Initiative Energien Speichern (INES) maximal 32 TWh Wasserstoff\r\nspeichern.1\r\nSolange nicht in großem Stil neue Wasserstoffspeicher gebaut, ausreichend bestehende Gasspeicher,\r\nFernleitungs-, Hochdruck- und Mitteldruckverteilnetze, Gaskraftwerke und KWK-Anlagen auf die Wasserstofffähigkeit umgerüstet sowie ausreichend Wasserstoff bereitgestellt werden kann, muss weiterhin eine Netzinfrastruktur auf Basis von Methan vorgehalten werden, um die Strom- und Fernwärmeversorgung auch in den Wintermonaten sicher zu stellen.\r\n1.4. Dezentrale Biogasanlagen und Holzheiz(kraft)werken sind in regionale\r\nStoffkreisläufe und Wertschöpfungsketten eingebunden.\r\nDie regionale Einbindung von Bioenergieanlagen trägt zur sozialen Akzeptanz der Energiewende bei\r\nund setzt wirtschaftliche Impulse im ländlichen Raum. Die wirtschaftlichen Impulse aus Biomasseanlagen zur Strom- und Wärmeerzeugung beliefen sich 2023 auf über 10 Mrd. € im Jahr.2 Großkraftwerke,\r\ndie mit Wasserstoff betrieben werden, setzten derartige Impulse nicht.\r\n1.5. Viele Biomassesortimente eignen sich aus technischer, wirtschaftlicher\r\nsowie umwelt- und klimapolitischer Sicht am besten für den Einsatz in dezentralen KWK-Anlagen oder Heizwerken.\r\nIm Entwurf der Systementwicklungsstrategie bzw. den dahinter liegenden Langfristszenarien wird angenommen, Biomasse würde zukünftig nicht mehr im Umwandlungssektor (Strom, Fernwärme), sondern stattdessen in der Industrie genutzt. Viele Biomassesortimente eignen sich jedoch nicht für den\r\nEinsatz in wenigen zentralen großtechnischen Produktionsanlagen wie sie in der chemischen Industrie\r\nsowie in der Kalk- und Zementherstellung üblich sind, sondern nur für den Einsatz in dezentralen\r\nKWK-Anlagen, die dann flexibel Strom- und Wärme erzeugen können. Dabei handelt es sich insbesondere um:\r\n• Biomassesortimente, die dezentral anfallen und aufgrund ihrer geringen Energiedichte nicht über\r\nweite Strecken transportierbar sind. Dazu gehören neben Gülle, Bioabfällen und Ernteresten, die\r\nauch in den Langfristszenarien für eine dezentrale Nutzung in Biogasanlagen vorgesehen sind,\r\nauch Zwischenfrüchte/Zweitkulturen, der Aufwuchs von Dauergrünland, Blühflächen und wiedervernässten Mooren. Auch Rest- und Schadhölzer sowie Stroh sind nicht über weite Strecken wirtschaftlich transportierbar. Ihre Nutzbarkeit für die Industrie hängt also stark von den lokalen Gegebenheiten ab.\r\n• Weiterhin sollten alle Biomassesortimente aus dem landwirtschaftlichen Segment sowie aus Bioabfällen aus ökonomischen Gründen sowie Gründen des Umweltschutzes wieder in die Landwirtschaft zurückgeführt werden. Der Gärrest aus Biogasanlagen ist als klimaneutraler Dünger bzw. für\r\nden Aufbau von Humus und damit der CO2-Bindung im Boden zentraler Bestandteil der Landwirtschaft, insbesondere in einer klimaneutralen Volkswirtschaft. Nährstoffe aus dezentral anfallender\r\nBiomasse kann jedoch nicht auf den Acker zurückgeführt werden, wenn die Biomasse in zentralen\r\n1\r\nInitiative Energien Speichern (2023), Vorschläge für einen Marktrahmen zur Entwicklung von Wasserstoffspeichern\r\n2 Umweltbundesamt / AGEE Stat (2023): Zeitreihen zur Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland.\r\nhttps://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/372/dokumente/agee_stat-zeitreihen_zur_entwicklung_der_erneuerbaren_energien_in_deutschland_deu_uba.xlsx\r\nSeite 7\r\nStellungnahme zu den vorläufigen Ankerpunkten der Systementwicklungsstrategie – Stand: 03.06.2024\r\ngroßtechnischen Anlagen der chemischen Industrie oder in der Kalk- und Zementherstellung eingesetzt wird.\r\n2. Berücksichtigung der Umstellung von Gasinfrastruktur auf erneuerbares Methan als Alternative zur Umstellung auf Wasserstoff\r\nDie Ankerpunkte suggerieren an vielen Stellen, die Zukunft der überregionalen Gasinfrastruktur und\r\nweitestgehend auch der Verteilnetzinfrastruktur bestünde ausschließlich in der Umrüstung auf den\r\nTransport und die Speicherung von Wasserstoff, wenn nicht gar in der Stilllegung. Die Umstellung der\r\nüberregionalen Infrastruktur auf den Transport und die Speicherung von erneuerbarem Methan (Biomethan, synthetisches Methan) wird als keine relevante Perspektive betrachtet.\r\nDiese grundsätzliche Ausrichtung der Diskussion ist nach Ansicht der Bioenergieverbände völlig verfehlt, weil sie die potenzielle Rolle von erneuerbarem Methan in einem klimaneutralen Energiesystem\r\nsowie die Zusammenhänge im europäischen Gasbinnenmarkt deutlich unterschätzt. Vielmehr sollte\r\nzielgerichtet und ergebnisoffen untersucht werden, wo Wasserstoffinfrastruktur und wo Infrastruktur\r\nmit erneuerbarem Methan vorteilhaft ist. Diese Untersuchung sollte ein synergetisches Nebeneinander\r\nvon nachhaltiger deutschlandweiter Methaninfrastruktur (Bestands-Porenspeicher, Bestands-Transport- und Verteilnetzstruktur) und nachhaltiger Wasserstoffinfrastruktur zum Ziel haben.\r\n2.1. Die Mengenpotenziale von erneuerbarem Methan werden deutlich unterschätzt.\r\nIn den Ankerpunkten wird suggeriert, dass das deutsche Biomethanpotenzial nicht höher sei als die\r\naktuelle Produktion von 11 TWh. Dies ist jedoch völlig falsch.\r\nAktuell werden in Deutschland gut 90 TWh Biogas erzeugt, von denen 11 TWh als Biomethan ins Gasnetz\r\neingespeist werden. Der Fachverband Biogas e.V. (FvB) geht davon aus, dass in den nächsten Jahren\r\ndie Biogasproduktion durch den verstärkten Einsatz von Substraten, die in keiner zusätzlichen Konkurrenz zur Nahrungs- und Futtermittelproduktion stehen, bis auf 130 TWh ausgeweitet und klassische\r\nEnergiepflanzen teilweise ersetzt werden können. Mittelfristig kann folgender Substratmix angenommen werden:\r\nSeite 8\r\nStellungnahme zu den vorläufigen Ankerpunkten der Systementwicklungsstrategie – Stand: 03.06.2024\r\nGemäß einer Studie von Guidehouse Economics3 beträgt das langfristige Potential solcher Stoffe in\r\nDeutschland etwa 150 TWh, so dass perspektivisch der Einsatz klassischer Energiepflanzen weiter reduziert und/oder die Biogasproduktion ausgeweitet werden kann.\r\nDas bei der Gasaufbereitung abgeschiedene biogene CO2 kann wiederum genutzt werden, um aus Wasserstoff aus Elektrolyse synthetisches erneuerbares Methan herzustellen.\r\nDer FvB geht davon aus, dass perspektivisch 60 Prozent des in Deutschland erzeugten Biogases für die\r\nBiogasaufbereitung zur Verfügung steht. Davon ausgehend ergibt sich folgendes mittelfristige Potenzial für erneuerbares Methan, das von Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland bereitgestellt werden kann:\r\n3 Guidehouse (2022), Biomethane production potentials in the EU\r\nSeite 9\r\nStellungnahme zu den vorläufigen Ankerpunkten der Systementwicklungsstrategie – Stand: 03.06.2024\r\nMittelfristiges nationales Potenzial für erneuerbares Methan aus Biogasanlagen\r\nBiogas 130 TWh FvB-Prognose 2030 auf Basis von Guidehouse\r\nDavon Biomethan 78 TWh FvB: 60% Biogasaufbereitung\r\nMethan aus strombasiertem Wasserstoff mit CO2 aus Biogasaufbereitung\r\n72 TWh 48% CO2-Anteil im Rohbiogas\r\nErneuerbares Methan zur Einspeisung ins Gasnetz\r\n150 TWh Biomethan & Methan aus strombasiertem\r\nWasserstoff mit CO2 aus Biogasaufbereitung\r\nDie Ankerpunkte nennen für Deutschland im Jahr 2045 einen Bedarf an gasförmigen Energieträgern in\r\nHöhe von 360-500 TWh (im angenommenen Szenario ausschließlich Wasserstoff). Das bedeutet, dass\r\nin Deutschland erzeugtes erneuerbares Methan (Biomethan + synthetisches Methan mit biogenem\r\nCO2) langfristig bis zu 42 Prozent des angenommen Gasverbrauchs decken kann; dazu kommen natürlich noch Methanimporte, so wie in den Ankerpunkten auch umfangreiche Wasserstoffimporte angenommen werden.\r\nEs ist also realistisch anzunehmen, dass auch langfristig Methan noch eine bedeutende Rolle in der\r\ndeutschen Gasversorgung spielt, sei es in Form von Biomethan, inländisch erzeugtem synthetischem\r\nMethan oder Methanimporten.\r\n2.2. Für die saisonale Energiespeicherung und die Befeuerung von Gaskraftwerken und flexiblen KWK-Anlagen eignet sich Methan besser als Wasserstoff.\r\nWie oben bereits beschrieben, kann Methan problemlos in den heute bestehenden Gasspeichern in\r\nausreichendem Umfang saisonal gelagert werden; wird aber bei einer saisonalen Speicherung ausschließlich auf Wasserstoff gesetzt, müsste die Speicherkapazität zwei- bis dreimal so hoch sein wie\r\nheute.\r\n2.3. Methannetze eignen sich für den Transport von Kohlenstoffmolekülen für\r\ndie stoffliche Nutzung, Wasserstoffnetze nicht.\r\nEinige Industriezweige benötigen unabhängig von der Art der Energieversorgung Kohlenstoffmoleküle\r\nals Grundstoff für ihre Produktionsprozesse („stoffliche Nutzung“). Hier sind allen voran die 12 großen\r\ndeutschen Chemieparks betroffen. Die deutsche Chemieindustrie gehört zu den besten weltweit und\r\nhat mit ihren 12 größten Chemieparks eine hohe volkswirtschaftliche Bedeutung. Aber auch Raffinerien\r\nfür SAF E-Fuels, also nachhaltiges Kerosin, oder die Abluftbehandlung in z.B. Lackieranlagen. Diese\r\nProzesse können nicht ohne technischen Austausch auf die Nutzung von Methan verzichten, aber sehr\r\nwohl ohne Zusatzinvestitionen auf erneuerbares Methan umgestellt werden. Eine Umstellung der\r\nTechnik führt zu erheblichen Mehrinvestitionen, die insbesondere mittelständische Unternehmen\r\nüberfordern.\r\nSelbst wenn die gesamte Energieversorgung Deutschlands ohne Kohlenwasserstoffe organisiert werden könnte, so blieben doch Wirtschaftsbereiche, die klimaneutrale Kohlenstoffmoleküle mindestens\r\nfür die stoffliche Verwendung benötigen.\r\nSeite 10\r\nStellungnahme zu den vorläufigen Ankerpunkten der Systementwicklungsstrategie – Stand: 03.06.2024\r\nUm die chemischen Produktionsprozesse bei einem vollständigen Erdgasausstieg bis 2045 aufrecht zu\r\nerhalten, benötigt die Chemieindustrie Kohlenstoff. Dieser kann ohne zusätzliche Investitionen in Form\r\nvon Biomethan über das Gasnetz von den Regionen, in denen die Biomasse anfällt, zu den industriellen Abnehmern transportiert werden. Dies muss bei einem geplanten Rückbau der Verteilnetze unbedingt beachten werden, um Kollateralschäden zu vermeiden.\r\nDaher muss mindestens auf der mittleren und hohen Druckstufe der Verteilnetzebene sowie der\r\nTransportebene ein Methan-Backbone erhalten bleiben, an das regionale Biogasanlagen ihr Gas z.B.\r\nper Rohgassammelleitung liefern können. Als Alternative zur Stilllegung macht es in Regionen mit hoher Biogasdichte daher Sinn, aufgegebene Verteilnetze auf unterer Druckstufe zu Rohbiogassammelleitungen umzufunktionieren, um dann zentral das Biogas aufzubereiten und in die mittlere Druckstufe\r\neinzuspeisen. Dies könnte die volkswirtschaftlichen Kosten der Überführung von Biomethan in das\r\nGasnetz deutlich senken.\r\n2.4. Bei der Biomethanproduktion fällt klimaneutrales CO2 als Koppelprodukt\r\nan, bei der Elektrolyse nicht.\r\nBiogas besteht neben Methan aus CO2, das bei der Erzeugung der eingesetzten Biomasse zuvor der\r\nLuft entnommen wurde – das CO2 ist also klimaneutral. Wenn Biogas zu Biomethan aufbereitet wird,\r\nfällt das CO2 als Koppelprodukt an.\r\nDieses CO2 kann entweder zur Defossilisierung von Produktionsprozessen verwendet werden (z.B. für\r\ndie Produktion von synthetischem Methan [s.o., Abschnitt 2.1.] oder in der Industrie [s.o., Abschnitt 2.3.])\r\noder und/oder dauerhaft gespeichert werden, um Negativemissionen zum Ausgleich von nicht vermeidbaren Restemissionen zu erzeugen. Die Nutzung von biogenem CO2 für die Bereitstellung von\r\nNegativemissionen ist auch zentraler Bestandteil der entsprechenden Strategie des BMWK. Würde ein\r\nTeil der deutschen Gasversorgung auch langfristig über Biomethan abgedeckt, ergäben sich so klimapolitische Synergieeffekte zwischen erneuerbarer Gasversorgung, Defossilisierung von Produktionsprozessen sowie der Bereitstellung von Negativemissionen.\r\nSeite 11\r\nStellungnahme zu den vorläufigen Ankerpunkten der Systementwicklungsstrategie – Stand: 03.06.2024\r\n2.5. Für den Seetransport eignen sich Kohlenwasserstoffe wie synthetisches\r\nMethan besser als reiner Wasserstoff.\r\nDer deutsche Gasbedarf wird auch langfristig zu großen Teilen durch Importe gedeckt werden, die\r\nunter anderem über den Seeweg erfolgen sollen. Ein Schiffstransport von Kohlenwasserstoffen (wie\r\nverflüssigtem Methan [LNG]) ist jedoch mit geringeren Energieverlusten verbunden und weist geringere Technikkosten auf als der Schiffstransport von flüssigem Wasserstoff. Insbesondere da Deutschland inzwischen über eine gut ausgebaute LNG-Importinfrastruktur verfügt, gibt es gute Gründe, dass\r\ndie deutsche Gasversorgung auch langfristig nicht ausschließlich über (reinen) Wasserstoff, sondern\r\nzumindest teilweise auch über Methan gedeckt wird.\r\n2.6. Deutschlands Gasnetz ist in den internationalen Gastransit eingebunden,\r\nder auf absehbare Zeit auf Methan basiert.\r\nSelbst wenn Deutschland langfristig anstrebt, die Gasversorgung vollständig auf Wasserstoff umzustellen, so ist aufgrund der beschriebenen Vorteile von Methan davon auszugehen, dass andere Länder\r\nweiterhin auf die Nutzung von Methan setzen: Langfristig entweder in Form von erneuerbarem Methan\r\n(Biomethan, synthetisches Methan) oder in Form von Erdgas mit CO2-Abscheidung. Ein europaweiter\r\nPlan für den vollständigen Ausstieg aus der Methannutzung ist nicht zu sehen.\r\nSo hat die Europäische Kommission im RePowerEU-Paket vielmehr das Ziel ausgegeben, die Biomethan-Produktion in der EU bis 2030 auf 35 Milliarden Kubikmeter zu erhöhen.4\r\nEntsprechend verpflichtet die novellierte Gasbinnenmarktrichtlinie die EU-Mitgliedstaaten dazu, den\r\nerneuerbaren und CO2-armen Gasen den Marktzugang und Zugang zur Infrastruktur zu gewährleisten,\r\n4 Quelle Für Grafik: European Biogas Association (2022).\r\nSeite 12\r\nStellungnahme zu den vorläufigen Ankerpunkten der Systementwicklungsstrategie – Stand: 03.06.2024\r\nsowohl für die Fernleitungs- als auch für die Verteilnetzebene, und dies nicht nur für Wasserstoff,\r\nsondern auch für erneuerbares Methan (Artikel 30 und Erwägungsgründe).\r\nDie Ausbaupläne der EU sehen für beide Gase annähernd gleich große Mengen vor. Nach Ansicht der\r\nBioenergieverbände und weiterer Experten beginnt die Versorgung mit Wasserstoff in einem Kernnetz,\r\ndas sich an Erzeugung und insbesondere den Verbrauchern (Industrie) orientiert. Die Biogas- und Biomethanproduktion wird in den meisten europäischen Länder aktuell stark ausgeweitet. Viele Länder\r\nhaben Ziele für die Biogas- und Biomethanproduktion erlassen oder die Rahmenbedingungen für die\r\nEinspeisung von Biomethan ins Gasnetz verbessert. In Bezug auf die für den deutschen Gashandel\r\nrelevanten Länder gehören dazu insbesondere Österreich, Kroatien, Tschechien, Dänemark, Estland,\r\nFrankreich, Ungarn, Italien, Lettland, Litauen, Luxemburg, die Niederlande, Polen, die Slowakei, Slowenien, Spanien sowie die Schweiz. Dänemark strebt sogar an, seine Gasversorgung bis 2030 vollständig\r\nauf Biomethan umzustellen.5\r\nDeutschland ist im internationalen Gashandel ein bedeutender Knotenpunkt, so dass zumindest ein\r\nTeil der deutschen Fernleitungsnetze für den internationalen Transit von Methan benötigt wird, mit\r\ndem auch dezentral eingespeistes erneuerbares Methan transportiert werden kann.\r\n3. Weitere Anmerkungen zu den Annahmen in den Bereichen Verkehr und Industrie\r\nDie SES sollte auf aktuellen und realistischen Zahlen und Daten aufbauen. Die Korrektheit der Angaben\r\ngilt es jedoch anzuzweifeln.\r\nSo wird z.B. auf S. 5 bei den Zwischenschritten davon ausgegangen, dass im Jahr 2030 15 Mio. E-PKW\r\nerreicht werden. Mit Blick auf den aktuellen PKW-Bestand von 49 Mio. Fahrzeugen, davon lediglich 1,4\r\nMio. batterieelektrisch betriebene Fahrzeuge, sind 15 Mio. E-PKW angesichts von jährlichen Gesamtzulassungszahlen für PKW von rund 2,5 Mio. keine realistische Annahme.\r\n6\r\nEine weitere Annahme, die es zu hinterfragen gilt, ist die Annahme zur Elektrifizierung der Prozesswärme und des damit verbundenen Anstiegs des Stromverbrauchs in der Industrie. Für die industrielle\r\nDampferzeugung aus Strom sind Gesamtkosten (Fixkosten inkl. Abschreibung sowie Betriebskosten)\r\nvon rund 190-280 €/MWh zu veranschlagen, während die industrielle Dampferzeugung aus fester Biomasse (Holz) deutlich günstiger im Bereich 40-50 €/MWh liegt (bei Überwindung der hohen Anfangsinvestitionskosten). Deshalb ist davon auszugehen, dass die Prozesswärmeerzeugung aus Biomasse für\r\nviele Unternehmen eine wirtschaftlich sinnvolle Alternative darstellt, sofern die hohen Investitionskosten überwunden werden können, die um den Faktor 4-5 höher liegen können als bei der Wärmeerzeugung aus Strom. Entsprechend ist nicht davon auszugehen, dass es zu einer kompletten Elektrifizierung der Prozesswärme in der Industrie kommen wird.\r\n5 Eine Übersicht findet sich in: European Biogas Association (2023), Statistical Report 2023\r\n6 Kraftfahrtbundesamt (2024): https://www.kba.de/DE/Themen/ZentraleRegister/ZFZR/zfzr_node.html Eine umfassende Darstellung der Entwicklung des Marktes für batterieelektrische PKW findet sich in den „Mobilitätsszenarien 2045“ des Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE).\r\nSeite 13\r\nStellungnahme zu den vorläufigen Ankerpunkten der Systementwicklungsstrategie – Stand: 03.06.2024\r\nKontakt\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nSandra Rostek\r\nLeiterin\r\nTel.: 030-2758179-00\r\nEmail: rostek@bioenergie.de\r\nDr. Guido Ehrhardt\r\nReferatsleiter Politik des Fachverband Biogas e.V. 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