{"$schema":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/json-schemas/R2.25/Lobbyregister-Registereintrag-schema-R2.25.json","source":"Deutscher Bundestag, Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung","sourceUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de","sourceDate":"2026-10-04T12:26:36.204+02:00","jsonDocumentationUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/informationen-und-hilfe/open-data-1049716","registerNumber":"R002106","registerEntryDetails":{"registerEntryId":70801,"legislation":"GL2024","version":12,"detailsPageUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/suche/R002106/70801","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/4b/31/798051/Lobbyregister-Registereintraege-Detailansicht-R002106-2026-07-01_09-46-28.pdf","validFromDate":"2026-07-01T09:46:28.000+02:00","fiscalYearUpdate":{"updateMissing":false,"lastFiscalYearUpdate":"2026-07-01T09:46:28.000+02:00"}},"accountDetails":{"activeLobbyist":true,"activeDateRanges":[{"fromDate":"2025-02-20T16:09:22.000+01:00"}],"firstPublicationDate":"2022-02-28T13:59:10.000+01:00","lastUpdateDate":"2026-07-01T09:46:28.000+02:00","registerEntryVersions":[{"registerEntryId":70801,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002106/70801","version":12,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2026-07-01T09:46:28.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":70797,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002106/70797","version":11,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2026-01-13T11:22:15.000+01:00","validUntilDate":"2026-07-01T09:46:28.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":66584,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002106/66584","version":10,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-11-26T10:40:54.000+01:00","validUntilDate":"2026-01-13T11:22:15.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":62531,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002106/62531","version":9,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-07-25T08:14:13.000+02:00","validUntilDate":"2025-11-26T10:40:54.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":56084,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002106/56084","version":8,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-07-23T10:14:49.000+02:00","validUntilDate":"2025-07-25T08:14:13.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"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}],"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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Um die Rahmenbedingungen für die Biogasbranche zu\r\nverbessern, unterhalten wir einen „interfraktionellen Dialog“. Mithilfe von\r\nPositionspapieren informieren wir über Herausforderungen und Potenziale\r\nvon der Bioenergie und machen Vorschläge für gesetzliche Regelungen zur Förderung\r\nder Energie-, Klima-, Landwirtschafts-, Verkehrs und Wirtschaftspolitik. Des Weiteren vernetzt der Verband seine Mitglieder mit\r\nPolitikerinnen und Politikern, um den direkten Dialog zu fördern. 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Hierbei geht es insbesondere um den Abbau von Bürokratie, der Stärkung von Anreizsystemen für den Ausbau Erneuerbarer-Energien-Anlagen, dem Abbau hemmender Regularien, der Ermöglichung neuer Geschäftsmodelle, einer praxisgerechten Umsetzung bestehender Regularien sowie der Förderung des Umwelt- und Klimaschutzes.","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_AF_FORESTRY","de":"Land- und Forstwirtschaft","en":"Agriculture and forestry"},{"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_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009590","title":"Umsetzung der REDIII in nationales Recht im Sinne der Brache unterstützen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Unterstützung bei einer für die Branche Praxistauglichen Umsetzung der EU-Vorgaben, insbesondere in Hinblick auf Umsetzungsfristen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über Anforderungen an eine nachhaltige Herstellung von Biomasse zur Stromerzeugung","shortTitle":"BioSt-NachV 2021","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/biost-nachv_2021"}],"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_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009591","title":"In der Fortschreibung der Nationalen Wasserstoffstrategie Biogas und Biomethan adressieren","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Fortschreibung der Nationalen Wasserstoffstrategie","printingNumber":"20/7910","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/079/2007910.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/fortschreibung-der-nationalen-wasserstoffstrategie/302519","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Das Gesetz zur Beschleunigung des Wasserstoffhochlaufs (WassBG) sollte in ein größeres Gesetz zum Hochlauf grüner Gase insgesamt eingebettet werden, das neben Wasserstoff und Wasserstoffderivaten auch Biogas und Biomethan adressiert. 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","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":true,"printedMatters":[{"title":"Verordnung zur Stärkung der Bewirtschaftung von gewerblichen Siedlungsabfällen und bestimmten Bau- und Abbruchabfällen","printingNumber":"20/13950","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/139/2013950.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/verordnung-zur-st%C3%A4rkung-der-bewirtschaftung-von-gewerblichen-siedlungsabf%C3%A4llen-und-bestimmten/318071","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz","shortTitle":"BMUV","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmuv.de/"}],"migratedDraftBill":{"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"}]}}],"draftBillPresent":false,"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_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"}]},{"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":"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_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_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource 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_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"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014772","title":"Anschluss Gasnetzzugang von Biogasanlagen erleichtern","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften zur Umsetzung des Europäischen Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets","printingNumber":"186/26","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2026/0186-26.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsgesetzes-und-weiterer-energierechtlicher-vorschriften-zur/333129","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften zur Umsetzung des Europäischen Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets","publicationDate":"2025-11-04","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Content/DE/Gesetzestexte/Gesetze_Gesetzesvorhaben/Abteilungen/Abteilung_IV/21_Legislaturperiode/2025-10-09-G-Aenderung-Mehrs-Uebereink/1-Referentenentwurf.pdf?__blob=publicationFile&v=2","draftBillProjectUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/entwurf-eines-gesetzes-zur-anderung-des-energiewirtschaftsgesetzes-und-weiterer-vorschriften.html"}]}}],"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_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":"RV0020830","title":"Flexible Netzanschlüsse für steuerbare Biogasanlagen verpflichtend machen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Biogasanlagen sind steuerbare Erzeuger, deren flexible Einspeisung Netzengpässe vermeiden und Versorgungssicherheit stärken kann. Der bestehende Förderrahmen kollidiert jedoch mit starren Netzanschlussprozessen, sodass effiziente Flexibilisierung ausgebremst wird. Der Fachverband Biogas fordert daher die verpflichtende Einführung flexibler Netzanschlussvereinbarungen nach §8a EEG, differenziert nach steuerbaren und fluktuierenden Technologien. Statt starrer Zeitscheiben sollen dynamische Kriterien wie Spannung und Frequenz genutzt werden. So können Redispatch- und Netzausbaukosten gesenkt, Investitionen erleichtert und die Integration von Biogas in das Energiesystem beschleunigt werden.\r\n","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_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020831","title":"Weiterentwicklung des EEG 2025 nach den Vorschlägen des Biomassepakets 2.0 (Strommengenmodell & Maisdeckel etc.)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Bioenergieverbände begrüßen das Biomassepaket, sehen aber akuten Anpassungsbedarf für ein tragfähiges EEG. Kernforderungen sind: Einführung eines Strommengenmodells für mehr betriebswirtschaftliche Freiheit und flexible Fahrweise, Erhöhung von Vergütungssätzen, Ausschreibungsvolumen und Flexibilitätszuschlag sowie Zulassung von Biomethan. Kleinanlagen benötigen verbesserte Bedingungen durch höhere Zuschläge, verlängerte Anschlussregelungen und Anerkennung ökologisch wertvoller Substrate. Ziel ist die Sicherung bestehender Anlagen, Anreize für neue Investitionen und die volle Nutzung der Bioenergiepotenziale für Versorgungssicherheit, Klimaschutz und regionale Wertschöpfung.\r\n","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"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_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020833","title":"BioSt-/Biokraft-NachV praxistauglich anpassen, Bürokratie vermeiden, Ausnahmen sichern","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der Fachverband Biogas e.V. fordert, die Novelle der BioSt-NachV und Biokraft-NachV so auszugestalten, dass Doppelregelungen vermieden und Übergangsfristen für neue Anlagen gesichert werden. Die Aufnahme von Heidelandflächen muss nachgebessert werden, da auch naturschutzdienliche Nutzung betroffen wäre. Positiv wird die vorgesehene Ausnahme für Bestandsanlagen bewertet, diese soll auch Flächenkriterien einschließen. Die Unionsdatenbank darf erst mit funktionierender Schnittstelle zu Nabisy eingeführt werden, um Mehrfachbuchungen zu vermeiden. Zudem soll die bisherige Anerkennungspraxis für Zertifizierungsstellen fortgeführt werden, um RED III ohne zusätzlichen Bürokratieaufbau umzusetzen.\r\n","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über Anforderungen an eine nachhaltige Herstellung von Biomasse zur Stromerzeugung","shortTitle":"BioSt-NachV 2021","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/biost-nachv_2021"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020834","title":"De-Minimis Überbrückung für 2004 & `05 Anlagen, die keine Förderung & keine Anschlussvergütung erhalten haben","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Viele Biogasanlagen mit Inbetriebnahme 2004–2005 verlieren 2025 ihre EEG-Vergütung und konnten wegen überzeichneter Ausschreibungen keine Anschlussförderung sichern. Ohne Unterstützung droht ihre Stilllegung, mit Verlust flexibler Strom- und Wärmekapazitäten. Der Fachverband Biogas fordert daher die Einführung einer bundesfinanzierten De-minimis-Beihilfe von bis zu 300.000 € je Anlage über maximal drei Jahre. Die Hilfe soll Capex-Kosten decken, aus ungenutzten EEG-Haushaltsmitteln finanziert werden und kurzfristig ohne Gesetzesänderung oder EU-Notifizierung eingeführt werden können. So bleibt Versorgungssicherheit gewahrt und regionale Wertschöpfung gestärkt.\r\n","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_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020835","title":"Nachfolgeregelung GasNZV muss Investitionsschutz &  fairen Netzzugang für Biomethan ermöglichen","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften","printingNumber":"21/1497","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/014/2101497.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsrechts-zur-st%C3%A4rkung-des-verbraucherschutzes-im/324884","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Die Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) soll neben einer Übergangsregelung zur Rechtsklarheit auch §§ 32, 33 Abs. 10 und 34 GasNZV einbeziehen. Ab 2026 braucht es eine Nachfolgeregelung im EnWG, um Investitionssicherheit zu gewährleisten und europarechtliche Vorgaben einzuhalten. Zentrale Punkte sind: vorrangiger Gasnetzanschluss von Biogasanlagen einschließlich Speicher, eine Kostenprivilegierung bei Netzanschlüssen zur Entlastung von KMU und Stärkung der Wettbewerbsfähigkeit, sowie mehr Flexibilität durch individuelle vertragliche Abweichungen. Zudem muss klargestellt werden, dass Biomasse-Verbrennung mit null Emissionen anzusetzen ist. Parallel sind Anpassungen im EEG erforderlich.\r\n","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_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":"RV0020838","title":"Industrieemissionen für Bioenergieanlagen an EU-Recht angleiche &, Kaskadennutzung ermöglichen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Bioenergieverbände fordern, die Industrieemissionsrichtlinie (IED) strikt EU-konform und ohne nationale Verschärfungen umzusetzen. Zusätzliche Auflagen, die mehr Biogasanlagen als nötig erfassen oder allgemeine Anforderungen auf alle genehmigungsbedürftigen Anlagen ausweiten, sind abzulehnen. Eine Verdoppelung der Durchsatzkapazität für Altholz auf < 6 t/h stärkt KMU, sichert Kaskadennutzung und unterstützt die industrielle Defossilisierung. Die verpflichtende Einführung kostenintensiver Umweltmanagementsysteme für erneuerbare Anlagen ist unverhältnismäßig. Statt zusätzlicher Melde- und Prüfpflichten braucht es den im Koalitionsvertrag verankerten Bürokratieabbau, um Planungssicherheit, Investitionen und das volle Potenzial der Bioenergie zu sichern.\r\n","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"}],"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"},{"code":"FOI_AF_FORESTRY","de":"Land- und Forstwirtschaft","en":"Agriculture and forestry"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020839","title":"Biomasse diskriminierungsfrei nutzen & Förderrahmen für erneuerbare Wärme sichern","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Zur Sicherung erneuerbarer Wärme fordern die Bioenergieverbände bewährte Regelungen (GEG, WPG, BEG) fortzuführen und diskriminierende Vorgaben gegen Biomasse (Deckelungen, Brennstoffrestriktionen, Nachweispflichten) zu streichen. Erneuerbare Wärmequellen sollen technologieoffen genutzt werden können, inkl. Holz, Biogas und Biomethan. Anlagen und Infrastrukturen zur Erzeugung erneuerbarer Gase sollen als im überragenden Öffentlichen Interesse gelten. Förderprogramme müssen praxisnah und investitionsfreundlich ausgestaltet, Hemmnisse für Wirtschaftlichkeit und Netzanschlüsse beseitigt werden.\r\n","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_AF_FORESTRY","de":"Land- und Forstwirtschaft","en":"Agriculture and forestry"},{"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":"RV0020840","title":"StoffBilV sofort aufheben, Bürokratie abbauen, Daten aus bestehenden Pflichten nutzen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der Fachverband Biogas e.V. begrüßt den Entwurf zur Aufhebung der Stoffstrombilanzverordnung (StoffBilV). Die Verordnung erwies sich für Biogasanlagen als untauglich, erzeugte erheblichen Bürokratieaufwand und lieferte weder mehr Transparenz noch Nachvollziehbarkeit von Nährstoffflüssen. Die Systemaußengrenzen sind unklar, Lagerbestände bleiben unberücksichtigt, Standardwerte weichen stark von realen Nährstoffgehalten ab. Der Verband unterstützt daher die unverzügliche Außerkraftsetzung als Beitrag zu Rechts- und Planungssicherheit. Gleichzeitig soll Transparenz künftig durch Nutzung bereits bestehender Dokumentations- und Meldepflichten gesichert werden.\r\n","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":"RV0020841","title":"Wärmespeicher privilegieren, UVP-Schwellen anpassen & EE-Wärmeleitungen dauerhaft priorisieren","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das Hauptstadtbüro Bioenergie begrüßt den Referentenentwurf zum Geothermiebeschleunigungsgesetz, sieht aber Nachbesserungsbedarf für Bioenergie. Flexible Biogas-BHKW benötigen Wärmespeicher, um Strom- und Wärmeerzeugung zu entkoppeln – hierfür soll § 35 BauGB um eine Privilegierung von Behälterspeichern ergänzt werden. Zudem sind die vorgesehenen Erleichterungen bei der Genehmigung von Wärmeleitungen unzureichend, da UVP-Schwellenwerte im UVPG zu niedrig angesetzt bleiben. Schließlich fordert die Branche, dass Wärmeleitungen mit mindestens 65 % erneuerbarer Energie dauerhaft im überragenden öffentlichen Interesse liegen, ohne Befristung bis 2040. So können Bioenergie und Holzenergie ihre Rolle in klimafreundlichen Wärmenetzen sichern.\r\n","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"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020842","title":"WasserstoffBG zu grünem-Gase-Gesetz erweitern: Biogas, Biomethan und Derivate einbeziehen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Bioenergieverbände fordern, das Gesetz zur Beschleunigung des Wasserstoffhochlaufs zu einem umfassenden Gesetz für grüne Gase weiterzuentwickeln. Neben Elektrolyse-Wasserstoff müssen auch biogener Wasserstoff aus Biogas-Dampfreformierung oder Biomasse-Pyrolyse, Biomethan sowie alle Wasserstoffderivate einbezogen werden. Die dezentrale Einspeisung von Biomethan auf Verteilnetzebene erleichtert die Umstellung von Hochdruckleitungen auf Wasserstoff. Zudem ist eine Nachfolgeregelung zur GasNZV im EnWG erforderlich, um Einspeisung erneuerbarer Gase ab 2026 abzusichern. Schließlich sollen Biomasseanlagen für die gekoppelte Erzeugung von Wasserstoff und Wasserstoffderivaten rechtlich privilegiert werden, um den Hochlauf schnell und klimawirksam voranzubringen.\r\n","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"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"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020843","title":"Übergangsregelungen für GasNVZ beibehalten, bei Nachfolgefregelungen des EnWG Priviligierung von Biogasanlagen und Marktregelungen berücksichtigen","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften","printingNumber":"21/1497","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/014/2101497.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsrechts-zur-st%C3%A4rkung-des-verbraucherschutzes-im/324884","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Der Fachverband Biogas begrüßt die geplante Übergangsregelung zur Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) als wichtigen Schritt zum Investitionsschutz laufender Projekte. Um Rechtsklarheit zu schaffen, sollten jedoch auch §32, §33 Abs.10 und §34 GasNZV einbezogen werden. Zudem muss die künftige Behandlung von Biomethan im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) geregelt werden, um den Wegfall der GasNZV ab 2026 auszugleichen. Dabei fordert die Branche: vorrangigen Netzanschluss für Biogasanlagen, Übernahme der Anschlusskosten durch Netzbetreiber sowie flexible Vertragsoptionen. CO2-Emissionen aus Biomasse sind weiterhin mit null anzusetzen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_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":"RV0020844","title":"Biomethan als Schlüsselenergie anerkennen und regulatorisch mit Wasserstoff gleichstellen.","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das Positionspapier fordert, Biomethan und Bio-LNG als gleichwertige Säule der Energiewende anzuerkennen. Erneuerbares Methan bietet Speicherkapazität, Versorgungssicherheit und Kostenersparnis und sollte in allen energiepolitischen Strategien verankert werden. Nötig sind eine Nachfolgeregelung zur GasNZV, erleichterter Anlagenbau und Netzanschluss, vereinfachte Zertifizierung sowie faire Marktbedingungen im Vergleich zu Wasserstoff und importiertem Biomethan. Zudem sollen steuerliche Vorteile, THG-Quotenanreize und Förderinstrumente Biomethan im Verkehr, in der Wärmeversorgung und Stromproduktion stärken.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_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":"RV0026565","title":"10-Jährige Kappungsfrist für Biomethaneinspeiseanlagen kippen, Nachfolgeregelung zur GasNZV und GasNEV treffen und Anknüftpunkte für VNEP finden.","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften zur Umsetzung des Europäischen Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets","printingNumber":"186/26","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2026/0186-26.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsgesetzes-und-weiterer-energierechtlicher-vorschriften-zur/333129","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften zur Umsetzung des Europäischen Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets","publicationDate":"2025-11-04","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Content/DE/Gesetzestexte/Gesetze_Gesetzesvorhaben/Abteilungen/Abteilung_IV/21_Legislaturperiode/2025-10-09-G-Aenderung-Mehrs-Uebereink/1-Referentenentwurf.pdf?__blob=publicationFile&v=2","draftBillProjectUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/entwurf-eines-gesetzes-zur-anderung-des-energiewirtschaftsgesetzes-und-weiterer-vorschriften.html"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Die Bioenergieverbände kritisieren den Referentenentwurf zur Umsetzung des EU-Gas- und Wasserstoffbinnenmarktpakets als europarechtswidrig und investitionsfeindlich. Insbesondere lehnen sie die geplante 10-jährige Kappungsfrist für Netzanschlüsse von Biomethananlagen ab, da sie Investitionen gefährde und den Ausbau erneuerbarer Gase ausbremse. Gefordert wird eine Mindestlaufzeit von 20 Jahren sowie Entschädigungen bei Stilllegung. Zudem verlangt die Branche verbindliche Nachfolgeregelungen für GasNZV und GasNEV, eine faire Kostenteilung, die Sicherung der Mindestverfügbarkeit des Netzanschlusses sowie eine stärkere Ausrichtung der Netzentwicklungsplanung am künftigen Gastransport statt an der Erdgasnachfrage.\r\n","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_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026566","title":"Bioenergie als systemrelevanten, technologieoffenen Klimaschutzbaustein in allen Sektoren regulatorisch stärken und diskriminierungsfrei fördern.","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Bioenergieverbände fordern im neuen Klimaschutzprogramm eine stärkere und diskriminierungsfreie Einbindung von Bioenergie in allen Sektoren. Im Verkehr sollen E-Kraftstoffe durch höhere Beimischungsquoten, Abschaffung von E5 und einen Well-to-Wheel-Ansatz gestärkt werden. Im Wärmebereich verlangt das HBB die Streichung regulatorischer Restriktionen für Biomasse in GEG und WPG sowie investitionsfreundliche Förderbedingungen. Für indust. Prozesswärme sollen Förderhemmnisse, insbesondere für größere Biomasseanlagen, abgebaut werden. Im Stromsektor wird eine Reform des EEG mit Strommengenmodell, höheren Ausschreibungsvolumina und besseren Bedingungen für Bestands- und Kleinanlagen gefordert. Zudem soll BECCS/BECCU zur Erzeugung von Negativemissionen finanziell unterstützt werden.\r\n","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"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":"RV0026567","title":"Bioenergie muss in allen energiepolitischen Regelwerken diskriminierungsfrei und technologieoffen behandelt werden.","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Bioenergieverbände legen eine systematische Übersicht regulatorischer Benachteiligungen von Bioenergie in zentralen energie- und klimapolitischen Regelwerken vor. Betroffen sind u.a. GEG, WPG, BEW, EEW, BEHG, BImSchG, EnergieStG, EU-Flottengrenzwerte, LKW-Mautrecht sowie BauGB. Kritisiert werden u.a. restriktive Primärenergiefaktoren, Förderausschlüsse und -kürzungen, Nachhaltigkeitsanforderungen über EU-Recht hinaus, Deckelungen in Wärmenetzen, der Tailpipe-Ansatz bei Fahrzeugregulierung sowie steuerliche Gleichstellung mit fossilen Energien. Gefordert wird ein technologieoffenes, diskriminierungsfreies Level-Playing-Field für Bioenergie in Wärme, Strom und Verkehr.\r\n","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"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":"RV0026568","title":"Bestandsschutz sichern und nachhaltig erzeugtes Biomethan vollständig von unnötigen Emissionshandels- und Berichtspflichten befreien.","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Entwurf einer Verordnung zur Anpassung der Emissionshandelsverordnung 2030 an das TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz 2024 (Emissionshandelsverordnung 2030)","publicationDate":"2026-01-16","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit","shortTitle":"BMUKN","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmuv.de/","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundesumweltministerium.de/fileadmin/Daten_BMU/Download_PDF/Glaeserne_Gesetze/21._LP/ehv_2030/Entwurf/ehv_2030_refe_bf.pdf","draftBillProjectUrl":"https://www.bundesumweltministerium.de/gesetz/referentenentwurf-einer-verordnung-zur-anpassung-der-emissionshandelsverordnung-2030-an-das-tehg-europarechtsanpassungsgesetz-2024"}]},"description":"Die Bioenergieverbände begrüßen begrüßt die Anpassung der Emissionshandelsverordnung 2030 an das TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz 2024, fordert jedoch eine europarechtskonforme und praxisnahe Umsetzung der RED III. Insbesondere soll die in der BioSt-NachV vorgesehene Bestandsschutzregelung für Bestandsanlagen konsequent in EU-ETS 1, EU-ETS 2 und das TEHG übernommen werden. Die vorgesehene starre 70-%-THG-Minderungsschwelle für Biomethan wird als marktfremd kritisiert; stattdessen sollen zertifizierte Realwerte maßgeblich sein. Zudem wird die vollständige Befreiung nachhaltig erzeugten Biomethans von Emissionshandels- und Berichtspflichten gefordert, da bei Emissionsfaktor Null kein zusätzlicher Klimanutzen entsteht.\r\n","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"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":"RV0026569","title":"Düngegesetz praxistauglich reformieren: EU-konform, verursachergerecht und ohne zusätzliche Bürokratie für Biogasanlagen.","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Zweiten Gesetzes zur Änderung des Düngegesetzes","printingNumber":"21/6135","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/061/2106135.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/zweites-gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-d%C3%BCngegesetzes/334564","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Landwirtschaft, Ernährung und Heimat","shortTitle":"BMLEH","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmel.de/DE/Home/home_node.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Zweites Gesetz zur Änderung des Düngegesetzes","publicationDate":"2026-01-15","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Landwirtschaft, Ernährung und Heimat","shortTitle":"BMLEH","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmel.de/DE/Home/home_node.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmleh.de/SharedDocs/Downloads/DE/Glaeserne-Gesetze/Referentenentwuerfe/21-WP/2-gesetz-aend-duengegesetz.pdf?__blob=publicationFile&v=3","draftBillProjectUrl":"https://www.bmleh.de/SharedDocs/Gesetzestexte/DE/21-WP/2-gesetz-aend-d%C3%BCngegesetz.html"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Der Fachverband Biogas (FvB) begrüßt die Anpassung des Düngegesetzes an EU-Vorgaben, warnt jedoch vor zusätzlicher Bürokratie und Doppelregelungen. Er fordert eine verursachergerechte Ausgestaltung ohne unnötige Dokumentationspflichten, die Nutzung bestehender Daten sowie die Anerkennung freiwilliger Qualitätssicherungssysteme. Pferdemist aus nichtlandwirtschaftlicher Haltung soll als Wirtschaftsdünger gelten. Notifizierungs- und Akkreditierungsvorgaben dürfen Wettbewerb und Aufbau weiterer Konformitätsbewertungsstellen nicht behindern. Beim Monitoring sind Datenschutz, Praxistauglichkeit und Entbürokratisierung sicherzustellen.\r\n","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"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":"RV0026570","title":"Biogas-Privilegierungen in BauGB praxistauglich verankern & Satelliten-BHKW/Cluster rechtssicher ermöglichen.","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Entwurf des BMWSB für ein Gesetz zur Modernisierung des Städtebau- und Raumordnungsrechts","customDate":"2026-04-01","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen","shortTitle":"BMWSB","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html"}]},"description":"Der FvB begrüßt die Entfristung und Teile der Reform von § 246d BauGB, kritisiert aber, dass zentrale Hemmnisse für Biogasprojekte im Außenbereich fortbestehen. Die derzeitige Privilegierung von Satelliten-BHKW scheitere am falschen „räumlich-funktionalen Zusammenhang“, obwohl Satelliten-BHKW typischerweise 0,5–8 km entfernt bei Wärmeabnehmern stehen müssen; die Regel ist neu zu fassen und idealerweise in § 35 Abs. 1 BauGB zu überführen. Ebenso soll die Privilegierung von Biogasaufbereitungsanlagen/Clustern so geändert werden, dass geeignete Einspeisepunkte und über Bebauungsplan zugelassene Erzeugungsstandorte nicht benachteiligt werden. Zudem fordert der Verband, Wärmespeicher und Leitungsinfrastruktur zu privilegieren, Schwellen zu modernisieren und Vollzugssicherheit herzustellen.\r\n","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"}],"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":"RV0026571","title":"Ausschreibungsvolumen deutlich erhöhen & Flexibilisierung/Netzanschlussregeln für Biogas wirksam verbessern.","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Um die Biomasse-Stromerzeugung zu halten und Biogasanlagen flexibel umzurüsten, seien 2.500 MW/a Ausschreibungsvolumen bis 2032 nötig (statt 500 MW/a). Der Maisdeckel (25 %) soll gestrichen bzw. ins Agrarrecht verlagert werden. Der zweite Vergütungszeitraum soll auf 15 Jahre verlängert, der Flexibilitätszuschlag auf 130 €/kW erhöht werden (auch für Bestandszuschläge). Statt restriktiver Betriebsviertelstundenbegrenzung soll wieder die Bemessungsleistungslogik genutzt werden, ohne Abstriche bei Überbauungen. Netzbetreiber sollen flexible Netzanschlussvereinbarungen nicht nur anbieten können, sondern müssen. Zudem: Bagatellgrenze 750 kW, Kleinanlagenzuschlag stärken, EEV-Regelung für Güllekleinanlagen verlängern und erneute Ausschreibungsteilnahme zur weiteren Flexibilisierung ermöglichen.\r\n","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_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026572","title":"Anwendungsbereich in AbwV strikt auf IED-Fälle begrenzen & keine Zusatzpflichten über EU-Vorgaben","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Referentenentwurf einer Verordnung zur Änderung der Abwasserverordnung und zur Änderung der Bundes-Bodenschutz- und Altlastenverordnung","publicationDate":"2026-03-18","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit","shortTitle":"BMUKN","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmuv.de/","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundesumweltministerium.de/fileadmin/Daten_BMU/Download_PDF/Glaeserne_Gesetze/21._LP/abwv_bbodschv_novelle_refe/Entwurf/abwv_bbodschv_novelle_refe_bf.pdf","draftBillProjectUrl":"https://www.bundesumweltministerium.de/gesetz/referentenentwurf-einer-verordnung-zur-aenderung-der-abwasserverordnung-und-zur-aenderung-der-bundes-bodenschutz-und-altlastenverordnung"}]},"description":"Der FvB kritisiert den Entwurf zur Änderung der Abwasserverordnung und zur Änderung der Bundes-Bodenschutz- und Altlastenverordnung, weil der Anwendungsbereich Vergärungsanlagen zu weit erfasse und damit über das europarechtlich Erforderliche hinausgehe. Statt „Biogaserzeugung“ müsse ausschließlich die IED-Tätigkeit „Abfallbehandlung“ adressiert werden; nationale Schwellen in der 4. BImSchV lägen teils unter EU-Grenzen. Zudem fordert der Verband Entschlackung und Vermeidung von Doppelregulierung, klare Abgrenzung zu AwSV-Regeln bei Niederschlagswasser sowie eine enge Anlehnung der Einleitparameter an die BVT (u. a. TOC/CSB, Ersatzparameter BSB5, Vereinfachung Stickstoffparameter). Zusätzliche Kohlenwasserstoff-Überwachung und Vorgaben vor Vermischung sollen nicht über BVT/IED hinausgehen\r\n","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_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":"RV0026573","title":"Biomasse-Deckel in Wärmenetzen streichen & grünes Methan in der Wärmeplanung ohne Sonderhürden ermöglichen.","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Wärmeplanungsgesetzes","publicationDate":"2026-04-30","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/2026/20260430-entwurf-eines-gesetzes-zur-aenderung-des-waermeplanungsgesetzes.pdf?__blob=publicationFile&v=6","draftBillProjectUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/20260430-entwurf-eines-gesetzes-zur-aenderung-des-waermeplanungsgesetzes.html"}]},"description":"Das HBB kritisiert den RefE zur WPG-Novelle, weil er die leitungsgebundene Versorgung im ländlichen Raum strukturell unterschätzt: Kommunen sollen verpflichtend prüfen, ob Wärmenetze nach § 22a Abs. 2 geeignet sind und bei positivem Ergebnis „Prüfgebiet Wärmenetz“ ausweisen. Zudem sollen die pauschalen Biomassebegrenzungen in großen Wärmenetzen für neue Netze und für 2045 ersatzlos gestrichen werden. Für „grünes Methan“ fordert das HBB den Abbau unverhältnismäßiger Anforderungen (u. a. Wegfall/Überarbeitung der „Wirtschaftlichkeits“-Hürde) sowie die Streichung des bundeslandspezifischen Bedarfs-/Potenzialabgleichs (§ 28 Abs. 5 Satz 2). Außerdem wird eine Präzisierung der Holzbiomasse-Definition und die Einstufung biogenen Wasserstoffs als EE-Energieträger gefordert.\r\n","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für die Wärmeplanung und zur Dekarbonisierung der Wärmenetze","shortTitle":"WPG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/wpg"}],"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":"RV0026574","title":"Bio-Treppe im GModG muss jährlich anwachsen & unnötige Restriktionen für Biomasse im Ordnungsrecht streichen.","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Bioenergieverbände begrüßen das Ziel, den Rechtsrahmen für Gebäude flexibler und praxistauglicher zu machen, kritisieren jedoch zentrale Punkte des Entwurfs: Durch die Streichung der bisherigen Bio-Treppe im GEG und das spätere Greifen der neuen Treppe entsteht eine Regelungslücke für seit 1.1.2024 installierte Öl-/Gasheizungen; diese seien in die neue Bio-Treppe zu überführen. Die Bio-Treppe soll darüber hinaus jährlich steigen und bis 2045/100% reichen. Importiertes, im Herkunftsland bereits signifikant gefördertes Biomethan soll nicht anrechenbar sein; außerdem werden Anpassungen bei PEF/Emissionswerten sowie BEW/BEG/KfN gefordert.\r\n","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"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":"RV0026575","title":"Bioenergie stärker einbeziehen in Ausschreibungsdesign des StromVGK","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstellung neuer Kapazitäten","publicationDate":"2026-04-27","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/2026/20260427-entwurf-eines-gesetzes-zur-sicherung-der-versorgungssicherheit-strom-und-zur-bereitstellung-neuer-kapazitaeten.pdf?__blob=publicationFile&v=2","draftBillProjectUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/20260427-entwurf-eines-gesetzes-zur-sicherung-der-versorgungssicherheit-strom-und-zur-bereitstellung-neuer-kapazitaeten.html"}]},"description":"Die Bioenergieverbände bewerten den RefE zum Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätenrecht nur eingeschränkt, weil der Höchstgebotswert fehlt; ohne realistischen Höchstwert drohen Unterzeichnung und ausbleibender Kapazitätsaufbau. Positiv ist die Mindestleistung von 1 MW, weil sie auch dezentrale/aggregierte Anlagen einbindet. Kritisch ist ein starrer CO2-Grenzwert: Er könne fossile Erzeugung faktisch erlauben und setze keine ausreichenden Transformationsanreize. Stattdessen wird eine „Bio-Treppe“-Analogie gefordert: ein Mindestanteil erneuerbarer Gase. Standortkriterien sollen nicht pauschal alle früheren Gas-Standorte ausschließen; Standorte mit Biogas/Biomethan müssen zulässig bleiben, um bestehende Infrastruktur systemdienlich zu nutzen und Flexibilität zu heben. \r\n","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":"RV0026576","title":"Vorschlag einer Nachfolgeregelung zur Gasnetzzugangsverordnung berücksichtigen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das HBB schlägt Kernelemente einer Nachfolgeregelung zur GasNZV vor, um neue Biomethaneinspeiseprojekte anzureizen. Zentral sind ein Kostendeckel für Einspeiser, da viele Projekte Umrüstungen bestehender EEG-Biogasanlagen sind und Betreiber oft finanzschwächer sind; zudem bestehen Wettbewerbsnachteile ggü. geförderten Importen. Ein Anspruch auf kapazitätsverstärkende Maßnahmen bei gleichzeitig möglicher vertraglicher Flexibilität. Vorgeschlagen wird eine Kostenteilung auf gesetzliche Referenzkosten, differenziert nach Netzverstärkung, sowie eine Matrix, bei der der Einspeiseranteil mit höherer Kapazität/Auslastung sinkt. Zudem wird die volle Fortführung der Kostenwälzung („Biogas-Umlage“) inkl. Netzverstärkung gefordert und eine Nachfolge/Übergangsregelung für § 20a GasNEV angemahnt.\r\n","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Gasversorgungsnetzen","shortTitle":"GasNEV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gasnev"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026577","title":"Umsetzung des europäischen Gaspakets muss Biomethanausbau fördern","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften zur Umsetzung des Europäischen Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets","printingNumber":"21/5440","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/054/2105440.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsgesetzes-und-weiterer-energierechtlicher-vorschriften-zur/333129","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Das HBB kritisiert den Kabinettsentwurf zur Umsetzung des EU-Gas- und Wasserstoffbinnenmarktpakets als nicht vereinbar mit dem Ziel, Biomethaneinspeisung auszuweiten. Zentraler Kritikpunkt ist die neue Möglichkeit, Biomethan-Netzanschlüsse mit 10-jährigem Vorlauf entschädigungslos zu kündigen; dies gefährde Investitionen (Amortisation 15–20 Jahre), breche mit Investitions-/Bestandsschutz und konterkariere EU-Vorgaben. Gefordert wird, dass Trennungen nur als ultima ratio bei Gemeinwohlbegründung erfolgen, frühestens nach 20 Jahren, für Bestandsanlagen mit verlängertem Schutz (bis 2046) und ggf. mit Ausgleich von Gewinnausfällen. Weitere Punkte: Entwicklungspläne sollen am Gastransport statt an Erdgasnachfrage anknüpfen; Netzentwicklungspläne müssen erneuerbare Gas-Potenziale berücksichtigen","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Gasversorgungsnetzen","shortTitle":"GasNEV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gasnev"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026578","title":"10-Jährige Kappungsfrist für Biomethaneinspeiseanlagen kippen, Nachfolgeregelung zur GasNZV, GasNEV treffen.","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Referentenentwurf (RefE) zur Umsetzung des europäischen Gas- und Wasserstoffbinnenmarktpakets","customDate":"2025-11-04","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]},"description":"Das Hauptstadtbüro Bioenergie kritisiert den Referentenentwurf zur Umsetzung des EU-Gas- und Wasserstoffbinnenmarktpakets als europarechtswidrig und investitionsfeindlich. Insbesondere lehnt es die geplante 10-jährige Kappungsfrist für Netzanschlüsse von Biomethananlagen ab, da sie Investitionen gefährde und den Ausbau erneuerbarer Gase ausbremse. Gefordert wird eine Mindestlaufzeit von 20 Jahren sowie Entschädigungen bei Stilllegung. Zudem verlangt die Branche verbindliche Nachfolgeregelungen für GasNZV und GasNEV, eine faire Kostenteilung, die Sicherung der Mindestverfügbarkeit des Netzanschlusses sowie eine stärkere Ausrichtung der Netzentwicklungsplanung am künftigen Gastransport statt an der Erdgasnachfrage.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"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":"RV0026579","title":"Umsetzung des europäischen Gaspakets muss Biomethanausbau fördern","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften zur Umsetzung des Europäischen Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets","printingNumber":"21/5440","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/054/2105440.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsgesetzes-und-weiterer-energierechtlicher-vorschriften-zur/333129","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Das HBB kritisiert den Kabinettsentwurf zur Umsetzung des EU-Gas- und Wasserstoffbinnenmarktpakets als nicht vereinbar mit dem Ziel, Biomethaneinspeisung auszuweiten. Zentraler Kritikpunkt ist die neue Möglichkeit, Biomethan-Netzanschlüsse mit 10-jährigem Vorlauf entschädigungslos zu kündigen; dies gefährde Investitionen (Amortisation 15–20 Jahre), breche mit Investitions-/Bestandsschutz und konterkariere EU-Vorgaben. Gefordert wird, dass Trennungen nur als ultima ratio bei Gemeinwohlbegründung erfolgen, frühestens nach 20 Jahren, für Bestandsanlagen mit verlängertem Schutz (bis 2046) und ggf. mit Ausgleich von Gewinnausfällen. Weitere Punkte: Entwicklungspläne sollen am Gastransport statt an Erdgasnachfrage anknüpfen; Netzentwicklungspläne müssen erneuerbare Gas-Potenziale berücksichtigen","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu 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":"RV0026580","title":"Bioenergie stärker einbeziehen in Ausschreibungsdesign des StromVGK","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstellung neuer Kapazitäten","publicationDate":"2026-04-27","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/2026/20260427-entwurf-eines-gesetzes-zur-sicherung-der-versorgungssicherheit-strom-und-zur-bereitstellung-neuer-kapazitaeten.pdf?__blob=publicationFile&v=2","draftBillProjectUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/20260427-entwurf-eines-gesetzes-zur-sicherung-der-versorgungssicherheit-strom-und-zur-bereitstellung-neuer-kapazitaeten.html"}]},"description":"Die Bioenergieverbände bewerten den RefE zum Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätenrecht nur eingeschränkt, weil der Höchstgebotswert fehlt; ohne realistischen Höchstwert drohen Unterzeichnung und ausbleibender Kapazitätsaufbau. Positiv ist die Mindestleistung von 1 MW, weil sie auch dezentrale/aggregierte Anlagen einbindet. Kritisch ist ein starrer CO2-Grenzwert: Er könne fossile Erzeugung faktisch erlauben und setze keine ausreichenden Transformationsanreize. Stattdessen wird eine „Bio-Treppe“-Analogie gefordert: ein Mindestanteil erneuerbarer Gase. Standortkriterien sollen nicht pauschal alle früheren Gas-Standorte ausschließen; Standorte mit Biogas/Biomethan müssen zulässig bleiben, um bestehende Infrastruktur systemdienlich zu nutzen und Flexibilität zu heben. \r\n","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"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":"RV0026581","title":"Biomasse-Deckel in Wärmenetzen streichen & grünes Methan in der Wärmeplanung ohne Sonderhürden ermöglichen.","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Wärmeplanungsgesetzes","publicationDate":"2026-04-30","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/2026/20260430-entwurf-eines-gesetzes-zur-aenderung-des-waermeplanungsgesetzes.pdf?__blob=publicationFile&v=6","draftBillProjectUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/20260430-entwurf-eines-gesetzes-zur-aenderung-des-waermeplanungsgesetzes.html"}]},"description":"Das HBB kritisiert den RefE zur WPG-Novelle, weil er die leitungsgebundene Versorgung im ländlichen Raum strukturell unterschätzt: Kommunen sollen verpflichtend prüfen, ob Wärmenetze nach § 22a Abs. 2 geeignet sind und bei positivem Ergebnis „Prüfgebiet Wärmenetz“ ausweisen. Zudem sollen die pauschalen Biomassebegrenzungen in großen Wärmenetzen für neue Netze und für 2045 ersatzlos gestrichen werden. Für „grünes Methan“ fordert das HBB den Abbau unverhältnismäßiger Anforderungen (u. a. Wegfall/Überarbeitung der „Wirtschaftlichkeits“-Hürde) sowie die Streichung des bundeslandspezifischen Bedarfs-/Potenzialabgleichs (§ 28 Abs. 5 Satz 2). Außerdem wird eine Präzisierung der Holzbiomasse-Definition und die Einstufung biogenen Wasserstoffs als EE-Energieträger gefordert.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für die Wärmeplanung und zur Dekarbonisierung der Wärmenetze","shortTitle":"WPG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/wpg"}],"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":"RV0026582","title":"Bio-Treppe im GModG muss jährlich anwachsen & unnötige Restriktionen für Biomasse im Ordnungsrecht streichen.","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Kabinettsentwurf  für eine Novelle des Gebäudemodernisierungsgesetzes & weiterer Vorschriften","customDate":"2026-05-11","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]},"description":"Die Bioenergieverbände begrüßen das Ziel, den Rechtsrahmen für Gebäude flexibler und praxistauglicher zu machen, kritisieren jedoch zentrale Punkte des Entwurfs: Durch die Streichung der bisherigen Bio-Treppe im GEG und das spätere Greifen der neuen Treppe entsteht eine Regelungslücke für seit 1.1.2024 installierte Öl-/Gasheizungen; diese seien in die neue Bio-Treppe zu überführen. Die Bio-Treppe soll darüber hinaus jährlich steigen und bis 2045/100% reichen. Importiertes, im Herkunftsland bereits signifikant gefördertes Biomethan soll nicht anrechenbar sein; außerdem werden Anpassungen bei PEF/Emissionswerten sowie BEW/BEG/KfN gefordert.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"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"}]}]},"statements":{"statementsPresent":true,"statementsCount":36,"statements":[{"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. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-03-01"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009607","regulatoryProjectTitle":"Novelle der Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft (EEW) ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ab/c2/483493/Stellungnahme-Gutachten-SG2410140009.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Prozesswärmeförderung muss für erfolgreichen Klima\u0002schutz verstärkt auf Biomasse setzen\r\nBerlin 15.07.24: Die Verbände im Hauptstadtbüro Bioenergie kritisieren die vom Bundesministerium \r\nfür Wirtschaft & Klimaschutz (BMWK) vorgelegte Überarbeitung der Merkblätter der Bundesförde\u0002rung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft (EEW) als unzureichend. 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. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-07-15"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009608","regulatoryProjectTitle":"Privilegierung von Biomethan beim Gasnetzzugang erhalten","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/1e/84/483495/Stellungnahme-Gutachten-SG2502200018.pdf","pdfPageCount":9,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"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. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-05-08"}]},{"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/ff/a6/324825/Stellungnahme-Gutachten-SG2406260064.pdf","pdfPageCount":9,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"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. WP)","url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-03-25"}]},{"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/4d/84/324829/Stellungnahme-Gutachten-SG2406280055.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtli\u0002nie EU 2022/2557 und zur Stärkung der Resilienz \r\nvon Betreibern kritischer Anlagen\r\nReferentenentwurf des Bundesministeriums des In\u0002nern und für Heimat (BMI) vom 21.12.2023\r\nStand: 24.01.2024\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, Anla\u0002genbauer, landwirtschaftliche wie auch industrielle Biogasanlagenbetreiber und Institutionen mit dem Ziel \r\nder Förderung des Umweltschutzes und der Sicherung einer nachhaltigen Energieversorgung. Satzungs\u0002gemäß 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 Kontak\u0002ten 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 Anlagen\u0002komponenten.\r\n• Erarbeitung von Qualitätsstandards für Gärprodukte\r\n• Erarbeitung von Qualitätsstandards zum Betrieb von Biogasanlagen\r\n3\r\nStellungnahme: Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie EU 2022/2557 und zur Stärkung der Resilienz von Betrei\u0002bern kritischer Anlagen - Referentenentwurf des Bundesministeriums des Innern und für Heimat (BMI) vom 21.12.2023\r\n1. 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. 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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. 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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. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-07-09"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020830","regulatoryProjectTitle":"Flexible Netzanschlüsse für steuerbare Biogasanlagen verpflichtend machen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/73/b7/643843/Stellungnahme-Gutachten-SG2511120009.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\n14.03.2025\r\n1\r\nPosition des Fachverbandes Biogas e.V. zur Umsetzung\r\nflexibler Netzanschlussvereinbarungen gemäß §8a EEG\r\nBereits seit der Einführung der Flexibilitätsprämie für Biogasanlagen im Erneuerbare-Energien-Gesetz\r\n(EEG) kritisiert die Branche, dass der bestehende Förderrahmen nicht mit den gängigen\r\nNetzanschlussprozessen harmoniert. Dies führt dazu, dass energiewirtschaftlich sinnvolle\r\nFlexibilisierungsmaßnahmen durch Netzengpässe erschwert oder verhindert werden. Mit dem im\r\nJanuar 2025 verabschiedeten Biomassepaket wird die Überbauung von Biogasanlagen weiter\r\nvorangetrieben. Zukünftig sind für Biogasanlagen ab einer installierten Leistung von 350 kW nur noch\r\n11.680 Betriebsviertelstunden pro Jahr förderfähig, was einer maximalen Bemessungsleistung von\r\n33 % der installierten Leistung entspricht. Dies führt dazu, dass der vorhandene Netzanschluss in zwei\r\nDritteln der Zeit ungenutzt bleibt, sofern ein Marktprämienanspruch geltend gemacht wird.\r\nDie obligatorische Direktvermarktung sorgt dafür, dass zur Einspeisung die Zeiten mit hohen\r\nStromerlösen genutzt werden – was typischerweise bei hoher Netzauslastung durch Wind und PVStromtransport nicht vorkommt.\r\nBisher: Ineffiziente Netzauslastung\r\nAktuell muss die kostenintensive Netzanschlussinfrastruktur bereitgestellt werden, die jedoch nur für\r\neinen geringen Teil der Jahresstunden ausgelastet wird. Dies stellt eine wirtschaftliche Herausforderung\r\ndar und behindert die effiziente Nutzung bestehender Netzinfrastrukturen. Ausgerechnet\r\nBiogasanlagen, die mit der Flexibilisierung die Einspeisung während Engpasszeiten zurückfahren\r\nwollen und ihre Einspeisung marktgesteuert in die Zeiten schwacher Auslastung der Netze verlagern,\r\nwerden so ausgebremst.\r\nZudem sehen sich Biogasanlagenbetreiber beim Leistungszubau häufig mit Netzanschlussproblemen\r\nkonfrontiert: Entweder verweigern Netzbetreiber aufgrund begrenzter Kapazitäten die Genehmigung für\r\nden erforderlichen Leistungszubau, oder der notwendige Netzausbau ist mit einem derart langen\r\nPlanungshorizont verbunden, dass die Umsetzung von Flexibilisierungsprojekten verhindert wird.\r\nAlternativ werden entfernte Netzverknüpfungspunkte angeboten, wodurch hohe Anschlusskosten\r\nentstehen. Dabei bleibt die insgesamt eingespeiste Strommenge der Anlage konstant, es verändert sich\r\nlediglich die installierte Leistung, sodass in kürzeren Zeitfenstern eine größere Strommenge eingespeist\r\nwird.\r\nBiogas als steuerbare Energiequelle: Optimale Netzintegration durch\r\nflexible Einspeisung\r\nDie flexiblen Einspeisezeiträumen von Biogasanlagen korrelieren mit Hochpreisphasen am Spotmarkt\r\nder European Energy Exchange (EEX). In Niedrig- oder Negativpreisphasen, wie sie oft in den\r\nSommermonaten zur Mittagszeit auftreten, wird eine Einspeisung aus ökonomischen Gründen ohnehin\r\nvermieden.\r\nDer §8a EEG bietet eine wertvolle Grundlage, um flexibilisierte Biogasanlagen effizient ans Stromnetz\r\nanzuschließen. Entscheidend ist jedoch die Umsetzung praktikabler und unbürokratischer Lösungen.\r\nEinige Netzbetreiber ermöglichen bereits eine Einschränkung der Einspeisung im Sommerhalbjahr zur\r\nMittagszeit, während im Winterhalbjahr eine uneingeschränkte Einspeisung zulässig ist. Diese\r\nRegelung entspricht ideal dem typischen Einspeiseverhalten flexibilisierter Biogasanlagen, da:\r\nPositionspapier\r\n14.03.2025\r\n2\r\n• Während der Sommermittagszeit aufgrund niedriger Preise am EEX-Spotmarkt ohnehin keine\r\nEinspeisung erfolgt.\r\n• Im Winterhalbjahr die bedarfsorientierte Stromproduktion optimal mit der Vermarktung der im\r\nKWK-Prozess anfallenden Wärme kombiniert werden kann.\r\nFür Netzbetreiber bedeutet dies den Vorteil, dass die notwendige Netzinfrastruktur für ungesteuerte PVEinspeisung ohnehin bereits vorhanden ist. Durch vertragliche Regelungen im Rahmen des §8a EEG\r\nund den Einsatz eines Parkreglers kann zudem sichergestellt werden, dass die Einspeisung\r\nflexibilisierter Biogasanlagen Netzengpässe nicht verschärft.\r\nForderung: Differenzierung zwischen steuerbaren und fluktuierenden\r\nTechnologien\r\nDer Fachverband Biogas e.V. fordert, dass in der Diskussion um \"Flexible\r\nNetzanschlussvereinbarungen\" die Unterschiede zwischen steuerbaren und fluktuierenden\r\nErzeugungstechnologien berücksichtigt werden. Die ungesteuerte Einspeisung von PV- und\r\nWindenergieanlagen muss anders betrachtet werden als die gezielt steuerbare Einspeisung aus\r\nBiogasanlagen.\r\nEs ist entscheidend, dass dieser Unterschied in der Umsetzung des §8a EEG berücksichtigt wird, um\r\neine flächendeckende und zeitnahe Realisierung flexibler Netzanschlüsse zu ermöglichen. Dabei ist\r\neiner dynamischen Regelung der Vorzug vor starren Zeitscheiben zu geben, denn auch während der\r\nMittagszeit im Sommer kann der Himmel bewölkt und PV-Strom knapp sein. Als Weiterentwicklung\r\nstarrer Zeitfenster könnten die Kenngrößen Frequenz und Spannung genutzt werden, um die\r\nAuslastung des Netzes kontinuierlich zu koordinieren.\r\nWichtig ist, dass die bisherige Regelung für Netzbetreiber, nach der eine flexible Einspeisevereinbarung\r\nangeboten werden kann, zu einer verpflichtenden „soll“-Regelung weiterentwickelt wird, wenn die\r\ntechnische Möglichkeit besteht. Jede Verkürzung der Betriebszeit von flexiblen Einspeisern durch\r\nLeistungszubau senkt die Redispatch- und Netzausbaukosten weiter.\r\nAnsprechpartner\r\nFlorian Strippel\r\nReferatsleiter Stromnetze & Systemdienstleistungen\r\nFachverband Biogas e.V.\r\nAngerbrunnenstraße 12, 85356 Freising\r\nTel: 08161 98 46 812\r\nMail: florian.strippel@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":[]},"sendingDate":"2025-03-14"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020831","regulatoryProjectTitle":"Weiterentwicklung des EEG 2025 nach den Vorschlägen des Biomassepakets 2.0 (Strommengenmodell & Maisdeckel etc.)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/fe/66/643845/Stellungnahme-Gutachten-SG2511120011.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\n30.05.2025\r\n1\r\nWichtigste Eckpunkte für ein Biomassepaket 2.0\r\nDie Notwendigkeit einer Überarbeitung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) für die Strom- und\r\nWärmeerzeugung aus Biogas ist offensichtlich. Das Biomassepaket hat zwar Biogasanlagen eine klare\r\nRolle im Energiesystem zugewiesen, indem es ihre wichtige Funktion zur Bereitstellung von Flexibilität\r\nim Stromsystem betont. Allerdings adressiert es nur Teile der Branche und schöpft somit das volkswirtschaftliche Potenzial von Biogasanlagen nicht vollständig aus. Um die Umsetzung von Ausschreibungen noch im Kalenderjahr 2025 zu ermöglichen, muss das EEG innerhalb der ersten 100 Tage überarbeitet werden. Ein Biomassepaket 2.0 könnte der deutschen Energiewirtschaft entscheidend weiterhelfen. Hierfür sind folgende Anpassungen erforderlich:\r\n• Umbau der Vergütungssystematik zu einem Strommengenmodell mit Leitplanken zur flexiblen Fahrweise inkl. Ausweitung der Ausschreibungsvolumina ab 2027\r\n• Einführung von Übergangsregeln für Anlagen, deren Vergütung 2025-2027 endet\r\n• Schaffung einer Anschlussperspektive für Anlagen mit geringerer Leistung\r\n• Berücksichtigung gestiegener Kostenstrukturen\r\n• Sicherstellung eines zügigen Netzzugangs für flexibilisierte Anlagen\r\n1. Vergütungssystematik auf Strommengenmodell mit Leitplanken umstellen & „Sondermonate“ für 2025-2027 einführen\r\nSpätestens mit dem Biomassepaket bekommen Biogasanlagen eine klare Rolle im Energiesystem zuerkannt. Biogasanlagen müssen im Stromsystem dringend benötigte Flexibilität bereitstellen. Ein Vergütungsmodell ist jedoch nur dann erfolgreich, wenn gleichzeitig die Wettbewerbsfähigkeit von Biogasanlagen erheblich verbessert wird. Die neue Methodik der Begrenzung der Betriebsviertelstunden ist\r\ndabei zu restriktiv und verhindert die optimale Platzierung der wertvollen Ressource Biogas auf den\r\nEnergiemärkten. Um das volkswirtschaftliche Optimum zu erzielen, ist es entscheidend, dass die neue\r\nSystematik sowohl den Anforderungen der Energiewende als auch den wirtschaftlichen Zwängen der\r\nBetreiber Rechnung trägt. Eine grundsätzliche Änderung der Vergütungssystematik ist zwingend erforderlich. Die Branche schlägt ein Strommengenmodell vor. Dieses Modell knüpft in seiner Ausgestaltung sowie hinsichtlich der technischen Anforderungen an die Flexibilisierung an das Biomassepaket\r\nan.\r\n• Festlegung einer vergütungsfähigen Strommenge: Anstatt einer fixen Vergütung auf Basis\r\nfestgelegter Laufzeiten wird eine insgesamt vergütungsfähige Strommenge festgelegt, die die\r\nbetreffende Anlage über einen flexiblen Zeitraum abfahren kann.\r\n• Größenabhängige Strommenge: Die Höhe der vergütungsfähigen Strommenge bemisst sich\r\nnach der installierten Leistung der Anlage. Anlagen erhalten 32.000 kWh je kW installierter und\r\nbezuschlagter Leistung. Eine Anlage, die gut dreifach überbaut ist und 2.667 kWh/kW und Jahr\r\nerzeugt, hat wie im Biomassepakt eine Förderdauer von 12 Jahren. Bei anderen Überbauungsgraden bzw. kürzeren oder längeren Laufzeiten verändert sich die Förderdauer.\r\n• Bagatellgrenze für kleine Anlagen unter 500 kWinstl.: Kleinere Anlagen bekommen analog\r\nzum Biomassepaket ein größeres Volumen an förderfähigen Kilowattstunden je installierter\r\nLeistung zuerkannt (48.000 kWh je kW installierter Leistung). Die 500 kW Grenze entspricht in\r\netwa der genehmigungsrechtlichen Schwelle vom Baurecht zum Bundes-Immissionsschutzrecht. Die Bagatellgrenze soll wie bereits im Biomassepaket die besonderen Hemmnisse für\r\nAnlagen berücksichtigen, die bislang nur nach dem Baurecht genehmigt waren und die bei einer\r\nstarken Überbauung erstmals eine Genehmigung nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz\r\neinholen müssen.\r\nPositionspapier\r\n30.05.2025\r\n2\r\n• Festlegung einer jährlichen Obergrenze: Anstelle der zu restriktiven Begrenzung der jährlichen Betriebsviertelstunden des Biomassepakets wird festgelegt, wieviel Strom aus dieser gesamten vergütungsfähigen Strommenge in einem Jahr maximal vergütet wird. Auf diese Weise\r\nwerden auf der einen Seite den Betreibern mehr Freiheitsgrade zur wirtschaftlichen Platzierung\r\ndes erzeugten Stroms an den Märkten gegeben und der von Stromvermarktern häufig kritisierte\r\nBürokratieaufwand vermieden, der mit einer Begrenzung der vergütungsfähigen Betriebsviertelstunden einhergeht. Auf der anderen Seite werden eine Mindestüberbauung der Anlagen\r\nsichergestellt und Anreize für deutlich stärkere Überbauungsgrade gesetzt. Für Bestandsanlagen sollte die jährliche Obergrenze so bemessen sein, dass sie eine zweifache Überbauung\r\nzulässt (d.h. jährlich mind. 4.000 kWh je kW installierter Leistung). Nutzt eine Anlage diese\r\nMenge reduziert sich seine Förderdauer auf acht Jahre. Der Flexzuschlag wird dann ebenfalls\r\nkürzer gezahlt. Es besteht also bereits an dieser Stelle der Anreiz zur Flexibilisierung. Kleinere\r\nAnlagen unter 500 kWinstl. können mit 4.000 kWh je kW 12 Jahre Vergütung erhalten.\r\n• Festlegung von maximalen Einspeisestunden: Ergänzend zur jährlichen Obergrenze für die\r\nvergütungsfähige Strommenge wird eine bestimmte Anzahl maximaler Einspeisestunden pro\r\nJahr festgelegt, in denen die Anlage nicht einspeisen darf. Damit werden Zeiten fixiert, an denen die Anlage ruht und nicht einspeist. Insbesondere in den ersten Jahren, in denen eine sehr\r\nhohe Flexibilisierung aus energiewirtschaftlicher Sicht nicht so stark zum Tragen kommt, sollte\r\neine höhere Anzahl an Mindest-Ruhestunden zugestanden werden, die aber im Zeitverlauf abschmilzt. Als Startbasis für die Ruhezeiten werden 3.000 h bzw. 2.000 h (Anlagen unter 500\r\nkWinstl.) als sinnvoll erachtet.\r\n• Der Entfall der Marktprämie bei negativen Preisen garantiert, dass Biogasanlagen in Zeiten\r\nhoher Wind- und Solareinspeisung die Stromproduktion einstellen.\r\nDie jährliche Obergrenze der vergütungsfähigen Strommenge in Kombination mit Mindest-Ruhestunden\r\ngarantiert, dass anders als im Biomasse-Paket eine doppelte Überbauung sowie Teillastfahrweise für\r\neine gewisse Zeit möglich bleiben, allerdings zu dem Preis, dass die vergütungsfähige Strommenge\r\nschneller aufgebraucht wird. Dies gibt betriebswirtschaftliche Flexibilität für einen Übergangszeitraum,\r\nmacht aber dauerhafte Grundlast-BHKW wirtschaftlich uninteressant.\r\n• Sondermonate für die Jahre 2025-2027: Bestandsanlagen, die in diesem Zeitraum in den\r\nzweiten Vergütungszeitraum wechseln, können bis zu 45 „Sondermonate“ in Anspruch nehmen.\r\nIn diesen Monaten werden die Anlagen nicht pönalisiert, wenn die bezuschlagte Leistung noch\r\nnicht errichtet ist. Außerdem wird nur die Hälfte der eingespeisten Strommenge auf die vergütungsfähige Strommenge angerechnet.\r\nDie Einführung von „Sondermonaten“ ist notwendig, um auch den mehreren tausend Biogasanlagenbetreiber eine Chance für eine umfangreiche Flexibilisierung zu geben, deren EEG-Vergütung in 2024-\r\n2026 ausläuft. Diese Anlagen brauchen ausreichend Zeit für Planung, Finanzierung und Realisierung\r\nvon neuen BHKW-Kapazitäten, Speichern und Netzanschlüssen.\r\n2. Kleinanlagen-Regelung in der EEV & Kleinanlagenzuschlag\r\naufwerten\r\nDie verschiedenen Anforderungen sowie der harte Wettbewerb im Ausschreibungsverfahren sind für\r\nKleinanlagen unverhältnismäßig. Im Sinne der Akteursvielfalt sowie der Honorierung von klima- und\r\numweltpolitisch besonders sinnvollen Kleinanlagen sollten eine Reihe von Maßnahmen ergriffen werden.\r\nPositionspapier\r\n30.05.2025\r\n3\r\n• Verlängerung und Umgestaltung der Anschlussregelung von Kleinanlagen in der EEV:\r\nDie ausgelaufene Regelung sollte verlängert und sinnvoll überarbeitet werden. Dazu gehört\r\ninsbesondere eine Anhebung der Vergütung und die Möglichkeit, dass Anlagen ihre bisherige\r\ninstallierte Leistung reduzieren, um die Regelung in Anspruch nehmen zu können. Weiterhin\r\nsollte die Obergrenze auf 150 kW Bemessungsleistung erhöht und die Anforderungen an den\r\nSubstrateinsatz umgestellt werden: Anstatt mindestens 80 Prozent Gülle/Mist, sollte der Einsatz\r\nvon mindestens 80 Prozent ökologisch besonders wertvoller Substrate gefördert werden, wozu\r\nz.B. Blühpflanzen, Kleegras und der Aufwuchs von Dauergrünland gehören.\r\n• Verlängerung und Anhebung des Kleinanlagenzuschlags: Der bis Ende 2025 befristete Zuschlag für Bestandsanlagen mit geringer Leistung sollte verlängert und überarbeitet werden.\r\nDazu gehört eine Anhebung von 0,5 auf mindestens 2 ct/kWh sowie eine Obergrenze von 500\r\nkW Bemessungsleistung (nicht installierter Leistung). Die Regelungen sollten auch für bereits\r\nbezuschlagte Anlagen gelten.\r\n3. Biomasse-Ausschreibungsvolumen für 2027 und 2028 stark\r\nerhöhen und bis 2032 verlängern.\r\nMit dem Biomassepaket wurden für 2027 und 2028 die Biomasse-Ausschreibungsvolumina extrem reduziert, dabei ist bei passenden Rahmenbedingungen auch in diesen Jahren mit einer sehr starken\r\nBeteiligung zu rechnen. Um Planungssicherheit zu erhalten, ist darüber hinaus eine Verlängerung bis\r\nmindestens 2032 notwendig. Es wird empfohlen, das jährliche Volumen auf 3 GW festzulegen, um eine\r\nausreichende Überbauung zu ermöglichen.\r\n4. Gesetzliche Anhebung von Höchstwerten, Vergütungssätzen\r\n& Zuschlagswerten\r\nAngesichts gestiegener Investitions- und Betriebskosten sowie neuer Anforderungen ist das reguläre\r\nAusschreibungssegment für den Bau von Neuanlagen als auch für den Weiterbetrieb vieler Bestandsanlagen nach Ablauf des ersten EEG-Vergütungszeitraums nicht attraktiv. Auch die Kosten für bereits\r\nbezuschlagte Anlagen sind in den letzten Jahren stark gestiegen. Um dies zu adressieren, sollten die\r\nHöchstwerte aber auch existierende anzulegende Werte im EEG (u.a. von bereits bezuschlagten Anlagen) deutlich angehoben werden, z.B. über eine pauschale Anhebung des Zuschlagswerts.\r\n5. Maisdeckel streichen – Einsatz ökologisch wertvoller Einsatzstoffe fördern\r\nDie absinkende Begrenzung des Einsatzes von Mais auf 25 Prozent ab 2026 ist fachlich nicht zu rechtfertigen und verschlechtert die Wirtschaftlichkeit von Biogasanlagen massiv. Sie sollte deshalb gestrichen werden. Zumindest sollte die Begrenzung an die analoge Regelung im Gebäudeenergiegesetz\r\n(GEG) angeglichen werden (40 Prozent; keine jährliche Absenkung).\r\nPositionspapier\r\n30.05.2025\r\n4\r\nUm dennoch den Einsatz von alternativen Substraten, der in der Regel mit höheren Kosten verbunden\r\nist, anzureizen bzw. die Kosten zu decken, sollte der Strom aus ökologisch wertvollen Einsatzstoffen,\r\nwie Wirtschaftsdünger, Blühpflanzen, Kleegras oder der Aufwuchs von Dauergrünland, mit einem Zuschlag von 5 ct/kWh gefördert werden.\r\nDie Regelungen sollten auch für bereits bezuschlagte Anlagen gelten.\r\n6. Flexibilitätszuschlag auf 120 Euro/kW anheben\r\nNach Berechnungen des Fachverband Biogas e.V. (FvB) muss der Flexibilitätszuschlag auf mind. 120\r\nEuro/kW erhöht werden, um die Inflation der letzten Jahre sowie die Zinssteigerungen auszugleichen\r\nund den weiteren Zubau von Flexibilität zu ermöglichen. Für „bereits über die Flexibilitätsprämie geförderte Leistung“ ist eine Anhebung auf mind. 100 Euro/kW notwendig. Im Sinne eines Inflationsausgleichs sollte dies auch für bereits bezuschlagte Anlagen gelten.\r\n7. Netzbetreibern zum Angebot einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung verpflichten\r\nEines der größten Hemmnisse für eine umfassende Flexibilisierung ist oft, dass Netzbetreiber den Anschluss stark überbauter Anlagen verhindert. Mit dem neuen § 8a EEG wird es Netzbetreibern ermöglicht, mit Anlagenbetreibern sog. „flexible Netznutzungsvereinbarungen“ anzubieten. Eine solche Vereinbarung enthalten beispielsweise, dass eine flexibilisierte Biogasanlage an den Netzeinspeisepunkt\r\neiner nahegelegenen PV-Anlage angeschlossen wird mit der Maßgabe, nur dann einzuspeisen, wenn\r\ndie PV-Anlage keinen Strom einspeist. So wird eine effiziente und schnellere Nutzung von Netzanschlüssen ermöglicht. Diese „Kann“-Bestimmung sollte zu einer „Muss“-Bestimmung ausgeweitet werden, so dass Netzbetreiber verpflichtet sind, flexibilisierten Biogasanlagen eine flexible Netzanschlussvereinbarung anzubieten, insofern dies technisch möglich und wirtschaftlich zumutbar ist.\r\n8. Biomethan als vergütungsfähigen Brennstoff zulassen\r\nBiomethan (auf Erdgasqualität aufbereitetes Biogas) ist in den Biomasse-Ausschreibungen aktuell kein\r\nvergütungsfähiger Brennstoff, d.h. Biomethan-BHKW können nicht an den Biomasse-Ausschreibungen\r\nteilnehmen und flexible Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung können nicht ergänzend Biomethan\r\neinsetzen. Dies ist nicht sinnvoll, da Biomethan über viele Monate im Gasnetz gespeichert werden kann.\r\nDeshalb stellt es eine hervorragende Möglichkeit dar, den Schwerpunkt der Biogasverstromung auf die\r\nWintermonate zu verlagern und in Dunkelflautezeiten die Stromproduktion flexibler Biogasanlagen auch\r\ndann aufrecht zu erhalten, wenn der Biogasspeicher vor Ort leer ist. Zudem wird damit auch bestehenden Biomethan-Konzepten überhaupt wieder die Möglichkeit eröffnet, eine Anschlussvergütung zu erhalten.\r\nPositionspapier\r\n30.05.2025\r\n5"},"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 Landwirtschaft, Ernährung und Heimat (BMLEH)","shortTitle":"BMLEH","url":"https://www.bmel.de/DE/Home/home_node.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-05-30"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020833","regulatoryProjectTitle":"BioSt-/Biokraft-NachV praxistauglich anpassen, Bürokratie vermeiden, Ausnahmen sichern","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/64/ec/643849/Stellungnahme-Gutachten-SG2511120026.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":"Stellungnahme\r\nzur Novelle der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung (BioSt-NachV) und der Biokraft-Nachhaltigkeitsverordnung (Biokraft-NachV) zur\r\nUmsetzung der RED III im Bereich Bioenergie\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\nEintrag im Lobbyregister des Bayerischen Landtag: DEBYLT03D5 - Fachverband Biogas e.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\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\nStellungnahme zur Novelle der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung (BioSt-NachV) und der Biokraft-Nachhaltigkeitsverordnung (Biokraft-NachV) zur Umsetzung der RED III im Bereich Bioenergie\r\nInhaltsverzeichnis\r\nInhaltsverzeichnis ................................................................................................................................... III\r\nI. Vorbemerkung.................................................................................................................................. 1\r\nII. Das Wichtigste in Kürze ............................................................................................................. 1\r\nIII. Stellungnahme zu Artikel 1 (Änderung der BioSt-NachV).......................................................... 2\r\n1. §1 Abs. 4 Erweiterung des Anwendungsbereichs um Anlagen mit einer BiomethanDurchflussrate von mehr als 200 m³/h Methan-Äquivalent.................................................................. 2\r\n2. § 2 (15a) und §4 Abs. 2 Nr. 4 Definition von Heideflächen und Ergänzung der Flächen mit\r\nhohem Wert für die Biologische Vielfalt um Heideflächen................................................................... 3\r\n3. §4 Abs. 7 Wegfall der Sondergenehmigung zu Anbau und Ernte von Naturschutzflächen....... 4\r\n4. § 6 Abs. 2 und 3 Ergänzung von Treibhausgasminderungsvorgaben ....................................... 5\r\n5. § 6 Abs. 4 Bestandsschutzregelung........................................................................................... 5\r\n6. §12 Abs. 5 und 7 Nutzungspflicht der Unionsdatenbank (UDB) für gasförmige Biomasse ....... 6\r\n7. § 28, Anerkennung von Zertifizierungsstellen ............................................................................ 7\r\n8. § 37: 14-Tages-Frist zur Ankündigung von Kontrollen............................................................... 8\r\nIV. Stellungnahme zu Artikel 1 (Änderung der Biokraft-NachV)...................................................... 9\r\n1. § 2 Abs. 17 a Definition von Heideland ...................................................................................... 9\r\n2. § 4 Abs. 2 Nr. und § 4 Abs. 7 Ergänzung von Heideland........................................................... 9\r\n3. § 11 Abs. 5 Pflichten in der Unionsdatenbank (UDB) ................................................................ 9\r\n4. § 11 Abs. 16 sowie § 17 Abs. 1 und 2 Stärkung der Betrugsprävention.................................... 9\r\n5. § 26 Anerkennung von Zertifizierungsstellen ........................................................................... 10\r\nStellungnahme zur Novelle der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung (BioSt-NachV) und der Biokraft-Nachhaltigkeitsverordnung (Biokraft-NachV) zur Umsetzung der RED III im Bereich Bioenergie\r\nI. 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. Über 2.500 Biogas- und Biomethananlagen sind im Rahmen der Nachhaltigkeitszertifizierung in anerkannten Zertifizierungssystem registriert, viele davon familiäre oder zumindest kleine oder mittlere Unternehmen.\r\nDie Überarbeitung der BioSt-NachV (Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung) sowie der BiokraftNachV (Biokraftstoff-Nachhaltigkeistverordnung) hat demzufolge eine hohe Relevanz für unsere Branche.\r\nVor diesem Hintergrund bedankt sich der FvB für die Möglichkeit, Stellung zur Verordnung zur Änderung\r\nder Verordnung über Anforderungen an eine nachhaltige Herstellung von Biomasse zur Stromerzeugung (Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung – BioSt-NachV) und der Verordnung über Anforderungen an eine nachhaltige Herstellung von Biokraftstoffen (Biokraftstoff-Nachhaltigkeitsverordnung –\r\nBiokraft-NachV) nehmen zu dürfen und bittet um Berücksichtigung der genannten Anliegen. Die vorliegende Stellungnahme behandelt wesentliche Punkte aus Sicht der Biogasbranche und verweist im Übrigen auf die ausführlichere Stellungnahme des Hauptstadtbüro Bioenergie.\r\nII. Das Wichtigste in Kürze\r\n• Die geplante Novelle der BioSt-NachV soll den Anwendungsbereich erweitern, um auch Biomethanerzeugungsanlagen ab 200 m³/h Durchflussrate zu erfassen. Der FvB wünscht Klarstellung, um Doppelregelungen für bereits erfasste EEG-Vor-Ort-Verstromungsanlagen zu vermeiden, und eine ausreichende Übergangszeit für die neu betroffenen Anlagen.\r\n• Die Aufnahme von Heideland in die BioSt-NachV als Fläche mit hohem Schutzwert verbietet in\r\nder aktuellen Ausgestaltung die Nutzung von Biomasse aus diesen Gebieten. Nach Ansicht des\r\nFvB sind durch die aktuelle Definition der Gebiete auch extensiv genutzte Flächen betroffen,\r\nderen Mahd zur Landschaftspflege dem Naturschutz dient und nicht schadet, weshalb eine\r\nNachbesserung bei dieser Regelung gefordert wird.\r\n• Die BioSt-NachV erweitert die Anforderungen an die Treibhausgasminderung. Es wird außerordentlich begrüßt, dass der Entwurf Ausnahmen für Bestandsanlagen bis Ende 2020 vorsieht.\r\nDiese Ausnahmen sollten zudem die Flächenkriterien umfassen, wie von der RED III ermöglicht.\r\n• Grundsätzlich wird eine einheitliche Unionsdatenbank (UDB) als zielführend angesehen. Die\r\nAusweitung der Unionsdatenbank im Rahmen der Novelle führt aber zu einem erheblichen\r\nMehraufwand für die Anlagenbetreiber. Die Einführung der UDB darf daher erst erfolgen, wenn\r\ndiese funktional tragfähig ist und eine Schnittstelle zwischen Nabisy und der UDB gewährleistet\r\nist, um Mehrfachbuchungen in verschiedenen Datenbanken zu vermeiden.\r\n• In Deutschland werden Zertifizierungsstellen für RED III-Audits derzeit von der BLE anerkannt\r\nund nicht formal akkreditiert, was bis 01.01.2027 zulässig ist. Ab diesem Datum verlangt die EU\r\neine Akkreditierung nach EN ISO/IEC 17065. Der FvB fordert, die bisherige Anerkennungspraxis beizubehalten, um die Umsetzung der RED III sicherzustellen und Bürokratieaufbau zu vermeiden.\r\n• Der FvB begrüßt die in der Biokraft-NachV vorgenommenen Änderungen zur Betrugsprävention, insbesondere die Einschränkung des Vertrauensschutzes, wenn nachweislich Betrug vorliegt.\r\nStellungnahme zur Novelle der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung (BioSt-NachV) und der Biokraft-Nachhaltigkeitsverordnung (Biokraft-NachV) zur Umsetzung der RED III im Bereich Bioenergie\r\nIII. Stellungnahme zu Artikel 1 (Änderung der BioStNachV)\r\n1. §1 Abs. 4 Erweiterung des Anwendungsbereichs um Anlagen mit einer Biomethan-Durchflussrate von mehr als 200 m³/h Methan-Äquivalent\r\nSituationsbeschreibung:\r\nDie Novelle der BioSt-NachV setzt an vielen Stellen die geänderten Vorgaben der Erneuerbaren-Energien-Richtlinie (RED III) 1:1 um. Aus diesem Grund wird der Anwendungsbereich erweitert. Neu aufgeführt sind gasförmige Biomasse-Brennstoffe, die in Anlagen mit einer durchschnittlichen Biomethan-Durchflussrate von mehr als 200 m3/h Methan-Äquivalent erzeugt werden.\r\nPosition:\r\nNach Ansicht des FvB ist die Erweiterung so zu verstehen, dass Anlagenkonstellationen erfasst werden\r\nsollen, die bislang nicht unter die aufgeführten Geltungsbereiche fallen. Die bisherigen Anwendungsbereiche fokussieren sich dabei auf die gesetzliche Förderung nach dem EEG und greifen bei Biogasanlagen mit vor-Ort-Verstromung und Biomethan-BHKW ab 2 MW Feuerungswärmeleistung.\r\nNur indirekt erfasst waren bislang Biomethanerzeugungsanlagen. Diese mussten sich zertifizieren lassen, sofern das erzeugte Biomethan anschließend in EEG-Stromerzeugungsanlagen oberhalb 2 MW\r\nFeuerungswärmeleistung eingesetzt wurde oder zur Anrechnung auf die Kraftstoffquote dem Gasnetz\r\nentnommen wurde. Damit konnte der (seltene) Fall auftreten, dass vergleichsweise große Anlagen mit\r\nmehr als 200 m³ Durchflussrate an Biomethan nicht erfasst wurde. Diese Regelungslücke wird behoben.\r\n§ 1 Nr. 4 verweist aus Sicht des FvB eindeutig auf Anlagen mit einer Biomethandurchflussrate. Da in\r\nder Verordnung auf Methan-Äquivalent Bezug genommen wird, könnte jedoch der Eindruck entstehen,\r\nnicht nur Biogasaufbereitungsanlagen könnten betroffen sein, sondern auch der Teil der Biogaserzeugung. Diese Doppelberegelung von Anlagen, die bereits nach §1 Nr. 3 erfasst sind, wäre nicht zielführend. Darüber hinaus könnten „versehentlich“ zusätzlich EEG-Anlagen betroffen sein, was nicht vorgesehen war.\r\nUnabhängig von der Frage, welche Anlagen betroffen sind, führt die Erweiterung des Anwendungsbereichs zu einer mehr oder weniger großen Anzahl an neu betroffenen Teilnehmern der Wertschöpfungskette, die sich zertifizieren lassen müssen und entsprechende Selbsterklärungen für die genutzten Substrate einholen müssen. Aufgrund der knappen Frist bis Jahresende, ebenfalls knappen Auditorenressourcen und dem nicht zu unterschätzenden bürokratischen Aufwand stehen Betroffene vor einer enormen Herausforderung, sollten alle erforderlichen Schritte bis Ende des Jahres umgesetzt werden müssen.\r\nForderung:\r\nDie Erweiterung des Anwendungsbereiches sollte – zumindest in der Begründung – klarer formuliert\r\nwerden. Daraus sollte hervorgehen, dass die Erweiterung auf Biomethanerzeugungsanlagen mit mehr\r\nals 200 m³ fokussiert und eine Doppelberegelung von EEG-Anlagen nicht vorgesehen ist.\r\nFür Anlagen, die durch die Änderung der BioSt-NachV in Zukunft zertifizierungspflichtig werden, muss\r\neine ausreichende Übergangszeit gewährt werden.\r\nStellungnahme zur Novelle der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung (BioSt-NachV) und der Biokraft-Nachhaltigkeitsverordnung (Biokraft-NachV) zur Umsetzung der RED III im Bereich Bioenergie\r\nErgänzende Anmerkung:\r\nFür kommende Überarbeitungen der RED ist eine Vereinheitlichung des Schwellenwerts für gasförmige\r\nBiomasse zu empfehlen. Aufgrund des Bezugs auf die erzeugte Gasmenge würde sich die 200 m³\r\nBiomethanäquivalent-Grenze anbieten. Im Gegenzug könnte dann die 2 MW-Grenze für gasförmige\r\nBiomasse gestrichen werden.\r\n2. § 2 (15a) und §4 Abs. 2 Nr. 4 Definition von Heideflächen und Ergänzung der Flächen mit hohem Wert für die Biologische Vielfalt um Heideflächen\r\nSituationsbeschreibung:\r\nIn §4 Abs 2 Nr. 4 wurde als Folge der 1:1 Umsetzung der RED III Heideland als weitere Fläche mit\r\neinem hohen Wert für die biologische Vielfalt mit aufgenommen. Biomasse aus der Landwirtschaft, die\r\nvon diesen Flächen stammt, darf somit nicht mehr für die Herstellung von Biogas (gasförmige BiomasseBrennstoffe) verwendet werden. Dies schließt auch Biomasse ein, die durch reine Landschaftspflegemaßnahmen, ohne Landnutzungsänderung gewonnen wurde.\r\nIn § 2 Abs. 15a wird neu definiert, welche Flächen als Heideland gelten. Hierbei wird auf Ökosysteme\r\nentsprechend des EU Habitat Aktionsplan 2020 verwiesen. Nach aktuellem Kenntnisstand wird dort auf\r\nHabitat mit der Nummer 4030 verwiesen. Die darunterfallenden Flächen können im Natura 2000 Viewer\r\neingesehen werden: https://natura2000.eea.europa.eu/?views=Habitats_View\r\nEine Betrachtung der dort gelisteten Flächen zeigt, dass der Layer weit mehr als „klassische“ Heideflächen umfasst. Gerade in Mittelgebirgslagen sind zahlreiche extensiv genutzte Gebiete enthalten. Zudem sind Flächen von Truppenübungsplätzen oder das „grüne Band“ der ehemaligen innerdeutschen\r\nGrenze enthalten.\r\nPosition:\r\nDie Ausweitung des Anwendungsbereichs in der RED III galt dem Schutz von natürlichen Lebensräumen, die einem speziellen Lebensraum mit definierten Pflanzen dienen sollten. Hinsichtlich des Bezugs\r\nauf den EU Habitat Aktionsplan und das Habitat 4030 werden nach Ansicht des FvB deutlich mehr\r\nFlächenkulissen adressiert als ursprünglich vorgesehen. Auf wesentlichen Teilen dieser Flächen wird\r\nder Aufwuchs aktuell entnommen und in Biogasanlagen verwertet, ohne dem Naturraum zu schaden.\r\nZudem erschließt sich nicht, weshalb auf den EU Habitat Aktionsplan 2020 verwiesen wird und nicht\r\ndirekt auf die Rechtsgrundlage, also die FFH-Richtlinie.\r\nIn vielen Fällen werden sogar „klassische“ Heidelandschaften in Deutschland aus Naturschutzgründen\r\nregelmäßig gemäht. Diese Mahd ist ein zentraler Bestandteil ihrer Pflege. Heiden sind halboffene Kulturlandschaften, die durch menschliche Nutzung entstanden sind. Ohne diese Eingriffe würden sie langfristig verbuschen. Um die artenreiche Flora und Fauna dieser Lebensräume zu erhalten, ist eine gezielte Pflege notwendig. Die Mahd wird eingesetzt, um die Ausbreitung von Gehölzen zu verhindern und\r\nkonkurrenzstarke Gräser zurückzudrängen. In einigen Fällen wird auch die Beweidung mit Heidschnucken angewendet, z. B. in der Lüneburger Heide. Die Mahd dient dem Erhalt seltener Pflanzenarten wie\r\nBesenheide, Silbergras oder Arnika und dient dem Schutz von Insektenarten wie Schmetterlingen, Wildbienen und Heuschrecken und der Förderung von Bodenbrütern wie dem Ziegenmelker oder der Heidelerche. Es ist unklar, warum dieses durch Landschaftspflege gewonnene das Gras in Biogasanlagen\r\nnicht verwendet werden darf. An dieser Stelle ergänzt die energetische Nutzung den Naturschutz und\r\nreduziert die volkswirtschaftlichen Kosten von Naturschutzmaßnahmen.\r\nEine Blitzumfrage des FvB hat gezeigt, dass von zahlreichen betroffenen Flächen Aufwuchs entnommen wird. Es gibt sogar Rückmeldungen, dass landwirtschaftliches Ackerland unter das Habitat 4030\r\nStellungnahme zur Novelle der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung (BioSt-NachV) und der Biokraft-Nachhaltigkeitsverordnung (Biokraft-NachV) zur Umsetzung der RED III im Bereich Bioenergie\r\nfällt. Die Ausweisung dieser Flächen als NoGo-Area ist dementsprechend ein wesentlicher, womöglich\r\nungewollter Eingriff in die aktuelle Praxis.\r\nForderung:\r\nDa das Habitat 4030 die ursprünglich adressierten Flächenkulissen übersteigt, sollte die Referenz geprüft werden und auf tatsächliche NoGo-Areas reduziert werden.\r\noder\r\nFür Heideland müsste ein Ausnahmetatbestand eingeführt werden, wie er für Biomasse gemäß §4 Abs\r\n2 Satz 3 (Naturschutzwecke) bereits existiert. (siehe hierzu auch den folgenden Punkt).\r\n3. §4 Abs. 7 Wegfall der Sondergenehmigung zu Anbau und Ernte von\r\nNaturschutzflächen\r\nSituationsbeschreibung:\r\n§4 Abs. 7 der bislang gültigen BioSt-NachV wurde im Entwurf gestrichen. Dieser bezog sich auf den\r\nAnbau und die Ernte von energetischer Biomasse auf Naturschutzzwecken dienenden Flächen:\r\n„(7) Absatz 1 ist nicht anzuwenden, sofern Anbau und Ernte der Biomasse auf Naturschutzzwecken\r\ndienenden Flächen diesen Naturschutzzwecken nachweislich nicht zuwiderlaufen.“\r\nDer Gesetzgeber verweist auf die Begriffsbestimmung dieser Flächen in § 2 Abs. 25. Dort steht unter\r\nNr. 2:\r\n„[…] für die Zwecke des Artikels 29 Absatz 3 Buchstabe c Nummer ii der Richtlinie (EU) 2018/2001\r\nanerkennt, gelten diese Flächen auch als Naturschutzzwecken dienende Flächen. Satz 1 ist nicht anzuwenden, sofern Anbau und Ernte der Biomasse den genannten Naturschutzzwecken nicht zuwiderliefen.“\r\nPosition:\r\nDie Streichung ist aus Sicht der Flächen, die Naturschutzzwecken dienen, nachvollziehbar. Da § 2 Abs.\r\n25 jedoch Heideflächen nicht umfasst, sollte in § 2 Abs. 25, Nr. 2 Satz 2 klargestellt werden, dass auch\r\ndie Ernte von Biomasse von Heideflächen aus Naturschutzgründen erlaubt ist.\r\nForderung:\r\n§ 2 Abs. (25), Nr. 2 Satz 2 sollte ergänzt werden:\r\n„Satz 1 ist nicht anzuwenden, sofern Anbau und Ernte der Biomasse den genannten Naturschutzzwecken oder dem Erhalt des Landschaftstyps nicht zuwiderliefen.“\r\noder\r\n§ 4 Abs. 7 sollte wieder ergänzt und wie folgt formuliert werden:\r\n„(7) Absatz 1 ist nicht anzuwenden, sofern Anbau und Ernte der Biomasse auf Heideland dem Erhalt\r\ndes Landschaftstyps nachweislich nicht zuwiderlaufen.“\r\nStellungnahme zur Novelle der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung (BioSt-NachV) und der Biokraft-Nachhaltigkeitsverordnung (Biokraft-NachV) zur Umsetzung der RED III im Bereich Bioenergie\r\n4. § 6 Abs. 2 und 3 Ergänzung von Treibhausgasminderungsvorgaben\r\nSituation:\r\nDie Ergänzung von § 6 Abs. (2) und (3) übernimmt die Vorgaben der RED III, Art. 29., Abs. (10) zu den\r\nTreibhausgasminderungsvorgaben. Damit kommen künftig auch auf Bestandsanlagen Vorgaben zur\r\nTreibhausgasminderung im Rahmen der Nachhaltigkeitszertifizierung zu, auch wenn dies bei der Inbetriebnahme noch nicht absehbar war.\r\nPosition:\r\nDies stellt einen Eingriff in den Bestands- und Vertrauensschutz dar. Erschwerend kommt hinzu, dass\r\ndie Treibhausgasberechnung einer komplexen Methodik folgt, die insbesondere kleiner Bioenergieanlagen leicht überfordert und die Lieferkette ggf. zur Erfassung und Dokumentation zusätzlicher Angaben\r\nwie Energieverbräuche oder Düngereinsatz zwingt. Damit geht erheblicher bürokratischer Mehraufwand\r\neinher, den es so gering wie möglich zu halten gilt.\r\nDer FvB fordert deshalb, dass ergänzend zu den in der RED III, Anhang VI verankerten Standardwerten\r\nfür die THG-Minderung und den dort hinterlegten Berechnungsmethoden auch die Möglichkeit eingeräumt wird, für nicht in Anhang VI aufgeführte Biomassen, die Standardwerte für ähnliche Biomassen\r\nverwenden zu können. Die zuständige Behörde sollte hierfür eine Liste veröffentlichen. Zudem sollte\r\nsich die Bundesregierung auf EU-Ebene dafür einsetzen, dass die Liste in Anhang VI der RED III um\r\nzusätzliche Biomassen ergänzt wird.\r\nForderung:\r\nErgänzung von § 6, Abs. (3), Nr. 6:\r\n„(3) Die Berechnung der durch die Verwendung von flüssigen Biobrennstoffen oder Biomasse-Brennstoffen erzielten Treibhausgaseinsparung sowie der durch die Nutzung von flüssigen Biobrennstoffen\r\nund Biomasse-Brennstoffen zur Erzeugung von Strom verursachten Treibhausgasemissionen erfolgt\r\nnach einer der folgenden Methoden:\r\n(…)\r\n6. durch Verwendung eines Werts für eine Biomasseart oder ein Gemisch aus verschiedenen\r\nBiomassearten, der den in Anhang VI Teil A Nummer 1 der Richtlinie (EU) 2018/2001 aufgeführten Biomassen am ähnlichsten ist. Die zuständige Behörde veröffentlicht eine Liste der nicht in\r\nAnhang VI Teil A Nummer 1 der Richtlinie (EU) 2018/2001 aufgeführten Biomassearten und ihrer Entsprechung in Anhang VI Teil A Nummer 1 der Richtlinie (EU) 2018/2001. Die übrigen Regeln des Absatzes bleiben hiervon unberührt.“\r\n5. § 6 Abs. 4 Bestandsschutzregelung\r\nSituation:\r\nIn § 6 Abs 4 wird für Anlagen, an die erstmalig vor dem 20. November 2023 Zahlungen für Strom aus\r\nBiomasse nach Vorgaben des Erneuerbaren-Energien Gesetz gezahlt worden ist, die Pflicht zur Treibhausgasberechnung auf den 31. Dezember 2030 verschoben.\r\nPosition:\r\nDer FvB begrüßt sehr, dass mit der Ergänzung von § 6 Abs. (4) ein Teil der Bestandsschutzregelung\r\naus Art. 29, Abs. (15) der RED III übernommen wird. Diese Regelung stellt eine große Erleichterung\r\nStellungnahme zur Novelle der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung (BioSt-NachV) und der Biokraft-Nachhaltigkeitsverordnung (Biokraft-NachV) zur Umsetzung der RED III im Bereich Bioenergie\r\ndar. Gleichwohl sollte für diese Anlagen nicht nur ein Teil von Art. 29, Abs. 15 der RED III umgesetzt\r\nwerden, sondern zusätzlich zu den Treibhausgaskriterien nach der RED II bzw. der aktuell geltenden\r\nBioSt-NachV müssen für eine vollständige Umsetzung auch die „Flächenkriterien“ der RED II § 4 und §\r\n5 der aktuell gültigen BioSt-NachV aus weiter gelten. Es gibt keinen Grund, warum die Bestandsschutzregelung nur für die Treibhausgaskriterien, nicht jedoch für die Flächenkriterien gelten sollte. Die RED\r\nIII nimmt hier in Art. 29, Abs. (15) keine Differenzierung vor.\r\nForderung:\r\n§ 6 Abs. 4 wird ergänzt:\r\n„(4) Abweichend von den Absätzen 2 und 3 ist bei Anlagen, denen vor dem 20. November 2023 erstmalig eine Zahlung nach den Bestimmungen für Strom aus Biomasse des Erneuerbare-Energien-Gesetzes in der für die Anlage jeweils anzuwendenden Fassung gezahlt worden ist, § 6 Absatz 2 sowie\r\n§§ 4 und 5 der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung in der am [einsetzen: Datum des Tages vor\r\ndem Inkrafttreten nach Artikel XX dieser Verordnung] geltenden Fassung bis zum 31. Dezember 2030\r\nanzuwenden,“\r\n6. §12 Abs. 5 und 7 Nutzungspflicht der Unionsdatenbank (UDB) für\r\ngasförmige Biomasse\r\nSituation:\r\nIn der Novelle der BioSt-NachV wird die Nutzung der Unionsdatenbank (UDB) für alle gasförmigen Biomasse-Brennstoffe verpflichtend festgelegt. Der Startzeitpunkt wird von der nationalen Behörde festgelegt.\r\nPosition:\r\nGrundsätzlich wird die Einführung einer zentralen Datenbank begrüßt, so sie Bürokratie abbaut und\r\nDoppelmeldungen vermeidet. Durch die Erweiterung der UDB auf alle gasförmigen Biomasse-Brennstoffe werden in Zukunft nicht nur Betreiber von Biomethananlagen, sondern auch Landwirte und Betreiber von Biogasanlagen betroffen sein. Diese haben bereits heute durch die Zertifizierung der Anlage,\r\ndie jährlich verpflichtende Mengenmeldung und sowie die Erstellung von Nachhaltigkeitsnachweisen in\r\nNabisy, einen erheblichen Mehraufwand in Folge der BioSt-NachV. Durch die zusätzliche, verpflichtende Nutzung der Unionsdatenbank erhöht sich der Verwaltungsaufwand für Biogasanlagen weiter.\r\nForderung:\r\nFür die Einführung der Unionsdatenbank sollte eine ausreichende Übergangsfrist gewährt werden, um\r\ndie betroffenen Anlagenbetreiber ausreichend zu schulen. Des Weiteren wäre es sinnvoll, mit der Einführung der UDB zu warten, bis eine funktionierende Schnittstelle zwischen UDB und Nabisy geschaffen\r\nwurde, um eine doppelte Buchung zu verhindern und somit Mehrbelastung zu vermeiden. Für Buchungen innerhalb der UDB sollte eine ausreichend langer Zeitrahmen gewährt werden.\r\nStellungnahme zur Novelle der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung (BioSt-NachV) und der Biokraft-Nachhaltigkeitsverordnung (Biokraft-NachV) zur Umsetzung der RED III im Bereich Bioenergie\r\n7. § 28, Anerkennung von Zertifizierungsstellen\r\nSituation:\r\nIn Deutschland erfolgt die Anerkennung von Zertifizierungsstellen, die Audits gemäß RED III durchführen, aktuell durch die Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung (BLE). Diese Anerkennung basiert nicht auf einer formellen Akkreditierung im Sinne der Durchführungsverordnung (EU) 2022/996,\r\nsondern auf einer behördlichen Anerkennung durch die BLE. Dieser vereinfachte Anerkennungsweg\r\nsoll noch bis zum 01.01.2027 zulässig sein.\r\nPosition:\r\nDer funktionierende Vollzug der RED III in Deutschland droht aus Sicht der Verbände ab dem\r\n01.01.2027 ernsthaft ins Stocken zu geraten, wenn die aktuelle Anerkennungspraxis von Zertifizierungsstellen durch die BLE nicht beibehalten wird. Ein wesentlicher Grund dafür ist, dass bislang kein akkreditierungsfähiges Programm bei der Deutschen Akkreditierungsstelle (DAkkS) für den Geltungsbereich\r\nder RED III existiert. Hinzu kommt, dass Akkreditierungsverfahren erfahrungsgemäß komplex und langwierig sind und mit erheblichen bürokratischen Hürden verbunden einhergehen. Die Durchführung einer\r\nvollständigen Akkreditierung würde bei Vorliegen eines entsprechenden Akkreditierungsprogramms im\r\nRegelfall 12 bis 18 Monate dauern. Die gesetzliche Umsetzungsfrist zum 01.01.2027 ist deshalb bereits\r\naus heutiger Sicht nicht mehr einzuhalten.\r\nDie geplante Regelung ist zudem ein Musterbeispiel für nicht erfolgten Bürokratieabbau: Obwohl die\r\nBLE bereits vor Ort die Einhaltung der ISO 17065 prüft und bescheinigt – und für diese Prüfung die\r\noffiziellen Formulare der deutschen Akkreditierungsstelle benutzt – wird diese BLE Prüfung und Zulassung nicht durch die Deutsche Akkreditierungsstelle anerkannt. Somit erkennt die DAkkS die behördlichen Prüfungsergebnisse der BLE nicht an, die ihrerseits die Zulassungen der DAU nicht anerkennt.\r\nDrei Behörden, die gegenseitig ihre jeweilige Arbeit nicht anerkennen, und die identischen Prüfungen\r\ndurchführen. Das bedeutet, im System RED tätige Umweltgutachterorganisationen werden von DAU,\r\nDAkkS und BLE dreifach überwacht. Diese unabgestimmte Vorgehensweise ist unverhältnismäßig.\r\nDiese mehrfach redundante, sehr intensive Überwachung, führt bei den Zertifizierungsstellen und Umweltgutachterorganisationen zu zahlreichen widersprüchlichen Regelungen, zu einer hohen Bürokratie\r\nund zu hohen internen und externen Kosten. Beides – Bürokratie sowie die daraus entstehenden Kosten\r\n– geben Zertifizierungsstellen an die Wirtschaftsbeteiligten weiter. Dieser Entwurf ist ein großer Rückschritt weg von der politisch angekündigten Entbürokratisierung. Die Qualität der Überwachung der Zertifizierungen der Biomassebranche wird dadurch nicht gesteigert.\r\nForderung:\r\nZur Gewährleistung der funktionierenden Umsetzung der RED III in Deutschland ist es dringend erforderlich, die Anerkennungspraxis über die BLE beizubehalten. Eine entsprechende Anpassung der\r\nBioSt-NachV wäre ein wichtiger Schritt für mehr Effizienz, Rechtssicherheit und Wirtschaftlichkeit. Die\r\nBeibehaltung der bisherigen Anerkennungspraxis würde zudem ein klares Signal für den im Koalitionsvertrag verankerten Bürokratieabbau setzen. § 28 sollte wie folgt formuliert werden:\r\n„§ 28 Anerkennung von Zertifizierungsstellen\r\n(1) Die zuständige Behörde erteilt auf Antrag einer juristischen Person mit Sitz in Deutschland eine\r\nAnerkennung als Zertifizierungsstelle, wenn\r\n1. die Qualifikationsanforderungen gemäß Artikel 11 Absatz 1 der Durchführungsverordnung (EU)\r\n2022/996 durch Vorlage einer gültigen Akkreditierungsurkunde oder durch einen sonstigen, von der\r\nzuständigen Behörde als gleichwertig anerkannten Nachweis der Kompetenz der Zertifizierungsstelle für den technischen Umfang dieser Verordnung, nachgewiesen worden sind.\r\nStellungnahme zur Novelle der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung (BioSt-NachV) und der Biokraft-Nachhaltigkeitsverordnung (Biokraft-NachV) zur Umsetzung der RED III im Bereich Bioenergie\r\n(...)\r\n(3) Der Nachweis darüber, dass die in Absatz 1 genannten Anforderungen erfüllt sind und die im Antrag nach Absatz 2 enthaltenen Angaben vorliegen, ist durch Vorlage von Unterlagen entsprechend\r\nden Vorgaben der zuständigen Behörde zu führen. Dies umfasst insbesondere die\r\n1. Vorlage der Akkreditierungsurkunde samt Akkreditierungsbescheid oder durch einen sonstigen,\r\nvon der zuständigen Behörde als gleichwertig anerkannten Nachweis der Kompetenz der Zertifizierungsstelle nach Absatz 1 Nummer 1.“\r\nZudem sollte sich die Bundesregierung im Rahmen der in Vorbereitung befindlichen Novellierung der\r\nDurchführungsverordnung (EU) 2022/996 mit dem Verweis auf Art. 5 (2) VO (EG) Nr. 765/2008 dafür\r\neinsetzen, dass die bisherige Anerkennungspraxis weiterhin unbefristet zugelassen wird.\r\n8. § 37: 14-Tages-Frist zur Ankündigung von Kontrollen\r\nSituation:\r\nZusätzlich wird im Entwurf der BioSt-NachV festgelegt, dass jedes Audit bei einem Wirtschaftsbeteiligten mindestens 14 Tage vor Durchführung bei der BLE anzukündigen ist. Dies legt die BLE so aus, dass\r\nnicht nur Vor-Ort-Kontrollen, sondern jegliche Kontrolle, also auch bürointerne Dokumentenprüfungen\r\nzur Vorbereitung des Audits, 14 Tage vor Durchführung gemeldet werden müssen. In der bis dato gültigen BioStr-NachV ist dieses Vorgehen nicht enthalten, wird jedoch bereits seit Jahren von der BLE so\r\neingefordert.\r\nPosition:\r\nFür Zertifizierungsstellen ist das eine große Herausforderung, da Dokumente von zu prüfenden Wirtschaftsbeteiligten oftmals erst wenige Tage vor dem Audit vor Ort eingereicht werden. Von Biogasanlagenbetreibern beispielsweise, wenn das Wetter es zulässt und gerade keine Feldarbeit ansteht. Eine\r\nkünstlich errichtete 14-tägige Wartefrist bevor vom Wirtschaftsbeteiligten eingereichte Dokumente geprüft werden können, um auf eine mögliche behördliche Kontrolle zu warten, ist unangemessen und\r\nfern der Praxis.\r\nForderung:\r\nDie Wartefrist ist zu streichen oder die Verwaltungspraxis der BLE anzupassen.\r\nStellungnahme zur Novelle der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung (BioSt-NachV) und der Biokraft-Nachhaltigkeitsverordnung (Biokraft-NachV) zur Umsetzung der RED III im Bereich Bioenergie\r\nIV. Stellungnahme zu Artikel 1 (Änderung der BiokraftNachV)\r\n1. § 2 Abs. 17 a Definition von Heideland\r\nHier wird auf den entsprechenden Text der Stellungnahme zur BioSt-NachV verwiesen.\r\n2. § 4 Abs. 2 Nr. und § 4 Abs. 7 Ergänzung von Heideland\r\nHier wird auf den entsprechenden Text der Stellungnahme zur BioSt-NachV verwiesen.\r\n3. § 11 Abs. 5 Pflichten in der Unionsdatenbank (UDB)\r\nSituation:\r\nDer Entwurf der Biokraft-NachV ergänzt in § 11, Abs. (5) Satz 1 die Verpflichtung, in der „Unionsdatenbank folgende Daten zu Transaktionen unmittelbar nach der jeweils getätigten Transaktion zu dokumentieren“.\r\nPosition:\r\nDer FvB sieht die Gefahr, dass es durch die zeitlich nicht spezifizierte Vorgabe „unmittelbar“ zu Rechtsunsicherheit kommt. Ebenso besteht die Sorge, dass andere EU-Mitgliedsstaaten hierzu andere Vorgaben treffen, so dass keine einheitliche Umsetzung gewährleistet wird.\r\nForderung:\r\nEs wird angeregt, explizit auf die einschlägigen europäischen Vorgaben zu verweisen, da im noch nicht\r\nverabschiedeten Delegierten Rechtsakt zur UDB die Frist für die Einstellung von Transaktionsdaten in\r\ndie Unionsdatenbank nach Geschäftsabschluss bislang nicht festgelegt ist.\r\n„(5) Die den letzten Schnittstellen vorgelagerten Schnittstellen und Lieferanten entlang der gesamten\r\nHerstellungs- und Lieferkette sind verpflichtet, in der gemäß Artikel 31a der Richtlinie (EU) 2018/2001\r\neingerichteten Unionsdatenbank folgende Daten zu Transaktionen unmittelbar in Einklang mit den\r\nunionsrechtlichen Vorgaben nach der jeweils getätigten Transaktion zu dokumentieren: (…)“\r\n4. § 11 Abs. 16 sowie § 17 Abs. 1 und 2 Stärkung der Betrugsprävention\r\nSituation:\r\n§ 11 Abs. 16 sieht vor, dass anerkannte Zertifizierungsstellen die Angaben in der UDB durch repräsentative Stichproben regelmäßig überprüfen. Dies trägt wirksam zur Betrugsprävention bei und stärkt das\r\nVertrauen in das Zertifizierungssystem.\r\nDie geplante Änderung des § 17 Abs. 1 stellt unmissverständlich klar, dass Nachhaltigkeitsnachweise\r\nihre Gültigkeit verlieren, wenn die ausstellende Schnittstelle die Anforderungen nach § 9 Abs. 1 nicht\r\nerfüllt hat. Damit entsteht erstmals die Möglichkeit, Nachweise auch dann abzuerkennen, wenn die\r\nletzte Schnittstelle bei der Ausstellung zwar über ein Zertifikat verfügte, dieses jedoch nachweislich zu\r\nUnrecht erhalten hat.\r\nStellungnahme zur Novelle der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung (BioSt-NachV) und der Biokraft-Nachhaltigkeitsverordnung (Biokraft-NachV) zur Umsetzung der RED III im Bereich Bioenergie\r\nPositiv hervorzuheben ist ebenfalls die vorgesehene Einschränkung des Vertrauensschutzes, wie er\r\nbislang in § 17 Abs. (2) geregelt ist. Nach aktueller Rechtslage können selbst eindeutig gefälschte Nachhaltigkeitsnachweise auf die THG-Quote angerechnet werden, sofern der BLE gegenüber dem Käufer\r\nder Nachweise keine Kenntnis von der Fälschung nachgewiesen werden kann. Dieser Nachweis ist in\r\nder Praxis kaum zu erbringen. Sobald Nachweise einmal vom Konto eines Produzenten auf das eines\r\nHändlers übertragen sind, ist eine Löschung durch die zuständige Behörde faktisch ausgeschlossen –\r\nein Umstand, der unter der geltenden Rechtslage missbräuchlich ausgenutzt werden konnte.\r\nPosition:\r\nDer FvB begrüßt die oben genannten Änderungen ausdrücklich. Sie sind ein wichtiger Schritt im Kampf\r\ngegen den Betrug. Es stärkt das Vertrauen in den Markt und sorgt für faire Bedingungen.\r\n5. § 26 Anerkennung von Zertifizierungsstellen\r\nHier wird auf den entsprechenden Text der Stellungnahme zur BioSt-NachV verwiesen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-08-29"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020834","regulatoryProjectTitle":"De-Minimis Überbrückung für 2004 & `05 Anlagen, die keine Förderung & keine Anschlussvergütung erhalten haben","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/37/10/643851/Stellungnahme-Gutachten-SG2511120025.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Argumentationspapier\r\nStand 20.08.2025\r\nDe-Minimis-Lösung für Biogasanlagen mit Inbetriebnahme 2004-2005\r\nIn aller Kürze\r\n Problemlage: Viele Biogasanlagen, deren EEG-Vergütung 2025 endet, haben durch überzeichnete Ausschreibungen keine Anschlussförderung erhalten und stehen vor dem wirtschaftlichen Aus.\r\n Vorgeschlagene Lösung: Einführung einer aus Bundesmitteln finanzierten De-minimis-Beihilfe von maximal 300.000 € pro Anlage über drei Jahre.\r\n Umsetzung: Die Beihilfe kann ohne Gesetzesänderung und die langwierige Notifizierung durch\r\ndie EU-Kommission umgesetzt werden, was eine schnelle Hilfe ermöglicht.\r\n Finanzierung & Nutzen: Die Beihilfe soll die Kapitalkosten (Capex) der Anlagen decken. Finanziert wird sie aus nicht ausgeschöpften EEG-Haushaltsmitteln.\r\n Volkswirtschaftlicher Vorteil: Die Lösung erhält dringend benötigte, flexible Stromerzeugungskapazitäten und fördert die regionale Wertschöpfung.\r\nHintergrund und Problemlage\r\nMit dem EEG 2023 wurde das Ausschreibungsvolumen für Biomasseanlagen deutlich reduziert und\r\nteilweise auf die Biomethan-Peaker-Ausschreibung verlagert. Das Volumen für die reguläre Ausschreibung reichte daher nicht aus, sodass alle Runden mindestens dreifach überzeichnet waren. Gleichzeitig\r\nstellte sich die Biomethan-Ausschreibung als Fehlkonstruktion heraus, da kaum Beteiligung stattfand.\r\nDie Folge ist nun, dass sehr viele Anlagen, deren EEG-Vergütungszeitraum 2025 endet, noch keinen\r\nZuschlag für einen 2. Vergütungszeitraum haben. Auch Anlagen mit früherer Inbetriebnahme können\r\nbetroffen sein. Nach eigener Analyse des Marktstammdatenregisters benötigen noch mehr als 700 Anlagen mit einer Leistung von fast 400 MW in diesem Jahr einen Zuschlag. Bleibt dieser aus, ist ein\r\nwirtschaftlicher Weiterbetrieb nicht möglich und die Anlagen müssen vom Netz genommen werden –\r\nmit erheblichen Folgen für die Betreiber.\r\nDas im Januar 2025 beschlossene Biomassepaket sollte dieses Problem adressieren, u.a. durch eine\r\ndeutliche Anhebung des Biomasse-Ausschreibungsvolumens. Für das Kalenderjahr 2025 waren\r\n1.300 MW vorgesehen. Angesichts der Anforderung einer mindestens doppelten Überbauung für Anlagen unter 350 und einer fast vierfachen Überbauung eine passende Dimensionierung, um oben genannten Anlagen sowie Anlagen kommender Jahrgänge eine Perspektive zu geben und Investitionen\r\nin Flexibilität anzureizen. Allerdings ist das neue Volumen Stand 20.08.2025 noch nicht von der EUKommission beihilferechtlich genehmigt. In der Frühjahrsausschreibung konnte das geplante Volumen\r\ndaher nicht ausgeschöpft werden, und es droht, dass dies auch in der Herbstausschreibung der Fall ist.\r\nViele Anlagen werden somit weiterhin keinen Zuschlag erhalten können.\r\nVorschlag einer Notlösung: Einführung einer Deminimis-Beihilfe\r\nDas aktuelle EEG bietet für die betroffenen Anlagen keine praktikablen Lösungswege. Immer häufiger\r\nwird deshalb eine „einfache Verlängerung der ersten Vergütungsperiode“ gefordert – ein nachvollziehbares Anliegen angesichts der prekären Situation. Allerdings müssten Änderungen im EEG zunächst\r\ndas parlamentarische Gesetzgebungsverfahren durchlaufen und zusätzlich von der EU-Kommission\r\nbeihilferechtlich genehmigt werden. Dadurch wäre eine kurzfristige Umsetzung ausgeschlossen und\r\nzudem ist fraglich, ob die Kommission einer solchen Lösung überhaupt zustimmen würde.\r\nArgumentationspapier\r\nStand 20.08.2025\r\nNach EU-Recht dürfen Mitgliedsstaaten Beihilfen für gewerbliche Betriebe – zu denen rund 90 % der\r\nBiogasanlagen zählen – auch ohne explizite Genehmigung der Kommission gewähren. Es genügt eine\r\nformale Anzeige. Die maximale Fördersumme pro Betrieb ist auf 300.000 Euro innerhalb von drei Jahren\r\nbegrenzt (Deminimis-Beihilfe).\r\nDie Bundesregierung sollte noch 2025 eine aus Bundesmitteln finanzierte neue Beihilfe für Biogasanlagen einführen – und das ohne Änderung am EEG. Die Beihilfe kann nur von Anlagen in Anspruch genommen werden, die keinen Anspruch auf EEG-Vergütung mehr haben. Die Beihilfe dient der Aufrechterhaltung von Erzeugungskapazitäten.\r\nAnlagenbetreiber müssen beim Beihilfeantrag die angestrebte Höhe der bereitgestellten Kapazität angeben. Diese entspricht der angestrebten Bemessungsleistung (Stromerzeugung im Jahr). Wichtig dabei ist, dass diese Leistung die durchschnittliche Bemessungsleistung der letzten drei Jahre vor Einführung der Beihilfe nicht überschreiten darf.\r\nVORSCHLAG: Die Höhe der Beihilfe sollte 876 € je kW bereitgestellter Kapazität (als Bemessungsleistung) betragen. Dies entspricht in etwa 10 ct/kWh und deckt die Capex-Kosten der Anlage. Die Opex-Kosten müssen am Markt generiert werden. Der Ansatz bereitet damit eine Anbindung an Kapazitätsmärkte vor.\r\nDie Beihilfezahlungen an eine Anlage enden, sobald der Höchstbetrag von 300.000 Euro oder die maximale Länge von drei Jahren erreicht ist oder die Anlagen in eine anderweitige Anschlussvergütung\r\nwechselt.\r\nBEISPIELE:\r\n100 kW Bemessungsleistung  87.600 Euro pro Jahr für maximal 3 Jahre\r\n300 kW Bemessungsleistung  262.800 Euro pro Jahr für maximal 1,1 Jahre\r\n500 kW Bemessungsleistung  300.000 Euro pro Jahr für 1 Jahr\r\nWesentliche Vorteile des Ansatzes\r\nBefristete Übergangslösung: Biogasanlagen, deren EEG-Vergütungszeitraum bis 2025 endet und die\r\nnoch keinen Anspruch auf keinen zweiten EEG-Vergütungszeitraum haben, können zumindest für einen\r\ngewissen Zeitraum ihren Betrieb aufrechterhalten, um sich erneut in den Biomasse-Ausschreibungen\r\nzu bewerben.\r\nKurzfristige Umsetzbarkeit: Die Beihilfe kann von der Bundesregierung ohne Gesetzesänderung und\r\nfolglich ohne parlamentarisches Verfahren sowie ohne beihilferechtliche Notifizierung bei der EU-Kommission eingeführt werden.\r\nHaushaltsneutral: Durch die verzögerte Genehmigung des Biomassepakets werden dem Haushalt 2025\r\nschätzungsweise bis zu 300 Millionen Euro erspart, die im Haushalt für die Finanzierung des EEG bereits einkalkuliert sind. Nach Schätzung des FvB können im Jahr 2026 maximal 700 Anlagen die Beihilfe\r\nin Anspruch nehmen, was nur Haushaltsmittel von maximal 210 Mio. € binden würde.\r\nVolkswirtschaftlich sinnvoll: Ein solcher Ansatz ist nicht nur aus Sicht der Branche zu begrüßen, sondern\r\nvolkswirtschaftlich geboten. Flexible Kapazitäten werden dringend benötigt. Die geplanten Gaskraftwerke werden nicht zeitnah zur Verfügung stehen. Darüber hinaus ist die Erhaltung des Biogasparks\r\nökologischer und ökonomischer als der Neubau der Gaskraftwerke. Hinzu kommt, dass die gleichzeitige\r\nBereitstellung von Wärme einen zusätzlichen Nutzen schafft. Investitionen in Biogasanlagen fördern\r\ndarüber hinaus die regionale Wertschöpfung in Deutschland und reduzieren wirtschaftliche Abhängigkeiten. "},"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 Landwirtschaft, Ernährung und Heimat (BMLEH)","shortTitle":"BMLEH","url":"https://www.bmel.de/DE/Home/home_node.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-08-20"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020835","regulatoryProjectTitle":"Nachfolgeregelung GasNZV muss Investitionsschutz &  fairen Netzzugang für Biomethan ermöglichen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b2/ca/643853/Stellungnahme-Gutachten-SG2511120014.pdf","pdfPageCount":14,"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 Referentenentwurf\r\neines Gesetzes zur\r\nÄnderung des\r\nEnergiewirtschaftsrechts\r\nzur Stärkung des\r\nVerbraucherschutzes im\r\nEnergiebereich vom\r\n10.07.2025\r\n\r\n\r\nSeite 2\r\nStellungnahme zum RefE EnWG-Novelle vom 10.07.2025 – Stand: 17.07.2025\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze ............................................................................................................................... 3\r\nVorbemerkung ................................................................................................................................................. 4\r\n1. Stellungnahme zum RefE ....................................................................................................................... 5\r\n1.1. Zum neuen § 23c Abs. 2a EnWG (Artikel 1 Nr. 36 Buchstabe a RefE) ....................... 5\r\n1.2. Zum neuen § 118 Nr. 4 EnWG (Artikel 1 Nr. 105 Buchstabe a RefE) .......................... 5\r\n2. Ergänzungsbedarf: Einführung einer Nachfolgeregelung zur auslaufenden GasNZV 7\r\n3.1. Vorschlag für Nachfolgeregelungen für den Netzanschluss in § 31-33 GasNZV 7\r\n3.2. Vorrangiger Gasnetzanschluss von Biogasanlagen ........................................................ 8\r\n3.3. Privilegierung von Biogasanlagen bei den Netzanschlusskosten ........................... 9\r\n3.4. Möglichkeit zur Abweichung von gesetzlichen Anforderungen auf\r\nindividueller vertraglicher Basis ................................................................................................... 11\r\n3.5. Anpassung der Transport- und Verteilnetze inkl. Untergrundspeicher ............. 12\r\n3.6. Einheitliche Regulierung für alle erneuerbaren Gase (insbesondere\r\nBiomethan, synthetisches Methan und Wasserstoff) ......................................................... 12\r\n3. Ergänzungsbedarf: Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes ............................... 12\r\n\r\nSeite 3\r\nStellungnahme zum RefE EnWG-Novelle vom 10.07.2025 – Stand: 17.07.2025\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\n1. Die Einführung einer Übergangsregelung für die zum 31.12.2025 auslaufende Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) ist sehr zu begrüßen. Bereits laufende Biomethanprojekte genießen damit Investitionsschutz. Allerdings ist es im Sinne der Rechtsklarheit und zur Vermeidung von erheblichen Wertungswidersprüchen erforderlich, zusätzlich auch § 32, § 33 Absatz 10 und § 34 GasNZV in den Regelungsbereich des vorliegenden § 118 Abs. 4 RefE aufzunehmen.\r\n2. Nach § 23c werden Übertragungsnetzbetreiber dazu verpflichtet, bestimmte Daten auf ihrer Webseite\r\nbereitzustellen und stündlich zu aktualisieren. Dazu zählen neben dem Anteil erneuerbarer Energieträger auch die durchschnittlichen Treibhausgasemissionen. Die Bioenergieverbände weisen darauf\r\nhin, dass die CO₂-Emissionen aus der Verbrennung von Biomasse-Brennstoffen mit null anzusetzen\r\nsind.\r\n3. Die Einführung einer Übergangsregelung für das Auslaufen der GasNZV darf nicht darüber hinwegtäuschen, dass sich mit ab dem 1.1.2026 die Rahmenbedingungen für den Anschluss von Biomethananlagen radikal verschlechtern. Eine ersatzlose Streichung widerspräche damit zahlreichen europäischen Vorgaben sowie dem Koalitionsvertrag der aktuellen Bundesregierung. Mithin sollte mit der laufenden Novelle eine Nachfolgeregelung zur GasNZV ins Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) eingefügt werden.\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 in Deutschland produziertem Biomethan vor, insb. ggü.\r\nErdgas auf der einen und im Ausland produziertem Biomethan auf der anderen Seite.\r\n Erweiterung des Spielraums von Anlagen- und Netzbetreibern, auf individueller vertraglicher\r\nBasis von den gesetzlichen Vorgaben abzuweichen. Dies gilt insbesondere auch für die Möglichkeit, dass Biogasanlagenbetreiber Gasnetzanschlüsse selbst bauen und betreiben. Eine\r\ngrößere Flexibilität bei der Vertragsgestaltung kann spezifischen Netzkonditionen vor Ort besser Rechnung tragen sowie betriebs- und volkswirtschaftliche Kosten einsparen.\r\nFür eine detailliertere Behandlung des Themas einer Nachfolgeregelung zur GasNZV wird auf das Positionspapier der Bioenergieverbände verwiesen.\r\n4. Im Zuge der Gesetzespakets sollten auch andere Regelwerke überarbeitet werden, bei denen sehr\r\ndringender Handlungsbedarf besteht. In Bezug auf die Bioenergie gilt dies insbesondere für das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG).\r\n\r\nSeite 4\r\nStellungnahme zum RefE EnWG-Novelle vom 10.07.2025 – Stand: 17.07.2025\r\nVorbemerkung\r\nDie Bioenergieverbände begrüßen den vorliegenden Referentenentwurf (RefE). Diese Stellungnahme\r\nkonzentriert sich auf die für die Bioenergiebranche besonders relevanten Aspekte, insb. auf das Thema\r\nder zum 31.12.2025 auslaufenden Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) im Energiewirtschaftsgesetz\r\n(EnWG). Für die Stellungnahme zu weiteren Aspekten des RefE wird auf die Stellungnahme des Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) verwiesen, die der FvB unterstützt.\r\n\r\nSeite 5\r\nStellungnahme zum RefE EnWG-Novelle vom 10.07.2025 – Stand: 17.07.2025\r\n1. Stellungnahme zum RefE\r\n1.1. Zum neuen § 23c Abs. 2a EnWG (Artikel 1 Nr. 36 Buchstabe a RefE)\r\nDie in § 23c vorgesehene Verpflichtung der Übertragungsnetzbetreiber zur stündlichen Veröffentlichung von Daten zum Anteil erneuerbarer Energien sowie zu den durchschnittlichen Treibhausgasemissionen ist grundsätzlich zu begrüßen. Transparenz ist ein wichtiger Baustein für die Akzeptanz\r\nder Energiewende und die Steuerung von klimarelevanten Emissionen im Energiesektor.\r\nDie Bioenergieverbände weisen jedoch ausdrücklich darauf hin, dass die Übertragungsnetzbetreiber\r\nbei der Veröffentlichung der entstandenen Treibhausgasemissionen Bioenergie mit Null-Emissionen\r\nansetzen müssen. Diese Regelung trägt dem Umstand Rechnung, dass bei Biomasse das während des\r\nWachstums gebundene CO₂ in etwa dem bei der Nutzung freigesetzten CO₂ entspricht und somit kein\r\nzusätzlicher Netto-Treibhausgasausstoß erfolgt\r\nVorschlag: In der Umsetzung der Veröffentlichungspflichten nach § 23c EnWG muss sichergestellt werden, dass bei der Berechnung der durchschnittlichen Treibhausgasemissionen der eingespeisten\r\nElektrizität aus erneuerbaren Energien Biomasse mit Emissionsfaktor null Berücksichtigung findet. Gegebenenfalls ist dies durch eine klarstellende Formulierung in der Begründung zum Gesetz oder durch\r\neine nachgelagerte Verordnung sicherzustellen.\r\n1.2. Zum neuen § 118 Nr. 4 EnWG (Artikel 1 Nr. 105 Buchstabe a RefE)\r\nDer FvB begrüßt die neue Übergangsregelung. Biomethanprojekte, die sich im Bau befinden, haben\r\nnun Investitionssicherheit. Dies war ein dringend notwendiger Schritt, um den für die Wirtschaft so\r\nwichtigen Vertrauensschutz zu wahren.\r\nNetzbetreiber rufen für eine Netzverträglichkeitsprüfung zwischen 2.000 € und ca. 20.000 € auf. Es geht\r\nbei der genannten „Vorauszahlung\" also noch nicht um die anteilige Beteiligung des Einspeisepetenten an den Kosten zur Errichtung der Biogaseinspeiseanlage – dies wäre tatsächlich unzumutbar gewesen -, sondern lediglich um die Prüfkosten im Rahmen der Netzverträglichkeitsprüfung. Das ist vertretbar.\r\nDer Entwurf der Übergangsbestimmungen führt allerdings zu rechtlichen Unklarheiten und erheblichen Wertungswidersprüchen: Für bestehende Biogaseinspeiseprojekte, die unter die Übergangsregelung fallen, soll nach dem Referenten-Entwurf § 33 Absatz 1 bis 9 GasNZV weiter gelten. § 32, § 33 Absatz\r\n10 und § 34 GasNZV sollen hingegen nicht gelten. Diese Normen sollten im vorliegenden § 118 Abs. 4\r\nEnWG-RefE aus folgenden Gründen aufgenommen werden.\r\nGemäß § 33 Absatz 6 Satz 4 GasNZV umfasst das vom Netzbetreiber vorzulegende Vertragsangebot die\r\nZusicherung einer bestimmten garantierten Mindesteinspeisekapazität. Wie sich aus der Verordnungsbegründung ergibt, ist der Netzbetreiber verpflichtet, die Aufnahme einer kontinuierlichen Einspeisung\r\nin bestimmter Höhe zu garantieren (Bundesrats-Drucksache 312/10, S. 92). Der Muster-Netzanschlussvertrag (Anlage 6 zur Kooperationsvereinbarung der Gasnetzbetreiber) sieht dementsprechend in § 5\r\nvor, dass der Netzbetreiber dem Anschlussnehmer eine garantierte Einspeisekapazität zusichert. Die\r\nBundesnetzagentur hat bereits im Jahr 2010 festgestellt, dass der Netzbetreiber dem Anschlussnehmer\r\ngegenüber unbeschränkt haftet, wenn die garantierte Mindesteinspeisekapazität nicht länger vorgehalten wird. Dies ist nach dem Beschluss der Bundesnetzagentur der Fall, wenn es an der technisch-\r\n\r\nSeite 6\r\nStellungnahme zum RefE EnWG-Novelle vom 10.07.2025 – Stand: 17.07.2025\r\nphysikalischen Aufnahmefähigkeit das Gasnetzes mangelt (Bundesnetzagentur, Beschluss vom 3. März\r\n2010, Az. BKZ-09-005, Seite 17).\r\nNach alldem sichern Netzbetreiber auf Grundlage des § 33 Absatz 6 GasNZV im Rahmen einer positiven\r\nNetzverträglichkeitsprüfung und sodann im Netzanschlussvertrag zu und übernehmen eine Garantie\r\ndafür, dass das Gasnetz technisch-physikalisch in der Lage ist, die Einspeisung kontinuierlich in der\r\nzugesicherten Höhe aufzunehmen. Eine derartige Zusicherung setzt im Fall der Einspeisung in kleinere\r\nGasnetze voraus, dass die Netzbetreiber die Fähigkeit des Gasnetzes, die kontinuierliche Einspeisung\r\nzu ermöglichen, mittels kapazitätserhöhender Maßnahmen sicherstellen. Dass die Netzbetreiber\r\nhierzu berechtigt und verpflichtet sind, ist bislang in § 34 Absatz 2 Satz 3 und 4 GasNZV geregelt. Danach\r\nmüssen Netzbetreiber alle wirtschaftlich zumutbaren Maßnahmen zur Erhöhung der Kapazität im Netz\r\ndurchführen, um die ganzjährige Einspeisung zu gewährleisten (§ 34 Absatz 2 Satz 3 GasNZV). Davon\r\nist gemäß § 33 Absatz 2 Satz 4 GasNZV auch die Sicherstellung der ausreichenden Fähigkeit zur Rückspeisung von Biogas in vorgelagerte Netze umfasst.\r\nDie gesetzliche Pflicht, kapazitätserhöhende Maßnahmen zu ergreifen und die Rückspeisefähigkeit sicherzustellen, steht dabei in untrennbarem Zusammenhang mit den Vorgaben zum Netzanschluss und\r\nder Zusicherung einer garantierten Mindesteinspeisekapazität. Der Verordnungsgeber hat dies erkannt\r\nund in § 33 Absatz 10 GasNZV, mithin innerhalb der Regelungen zur Netzanschlusspflicht, klargestellt,\r\ndass der Netzbetreiber verpflichtet ist, die erforderlichen Maßnahmen zu ergreifen, um seiner Pflicht\r\nnach § 34 Absatz 2 Satz 3 GasNZV nachzukommen. Die Verordnungsbegründung führt hierzu folgerichtig\r\naus:\r\n„Absatz 10 verpflichtet den Netzbetreiber, die erforderlichen und wirtschaftlich zumutbaren Maßnahmen im Netz zu ergreifen, um den Anschluss zu ermöglichen. Dazu gehören insbesondere die Verdichtung in eine höhere Druckstufe bzw. Druckerhöhungen im Netz oder das Erstellen eines zusätzlichen\r\nVerknüpfungspunktes.“ (Bundesrats-Drucksache 312/10, S. 93f., Hervorhebungen diesseits)\r\n§ 34 Absatz 2 Satz 3 und 4 GasNZV sind nach alldem Regelungen, die nicht bloß dem Netzzugang dienen,\r\nsondern zugleich den Netzanschluss regeln und konkretisieren, wie die garantierte Mindesteinspeisekapazität sicherzustellen ist.\r\nAnschlussnehmer, die unter die Übergangsregelung des § 118 Absatz 4 EnWG (in der Fassung des Referenten-Entwurfs) fallen und denen dementsprechend eine garantierte Mindesteinspeisekapazität\r\nzugesichert worden ist bzw. im Rahmen des weiteren Netzanschlussverfahrens werden muss, haben\r\nnach alldem einen Anspruch darauf, dass der Netzbetreiber die erforderlichen Maßnahmen ergreift,\r\num die ganzjährige, kontinuierliche Einspeisung mit eben dieser garantierten Mindesteinspeisekapazität zu ermöglichen. Die entsprechend verpflichteten Netzbetreiber müssen ihrerseits berechtigt sein,\r\ndie hierfür erforderlichen Maßnahmen zu ergreifen und die dadurch entstehenden Kosten gemäß §\r\n20b GasNEV in die Biogaskostenwälzung einzustellen.\r\nVor diesem Hintergrund ist es zwingend erforderlich, dass nicht nur § 33 Absatz 1 bis 9 GasNZV, sondern\r\nauch die ebenfalls den Netzanschluss betreffenden Regelungen des § 33 Absatz 10 in Verbindung mit\r\n§ 34 Absatz 2 Satz 3 und 4 GasNZV in die Übergangsregelung mit aufgenommen werden. Da § 34 Absatz\r\n2 Satz 3 und 4 GasNZV nach aktuellem Konsultationsstand nicht in die Festlegung der Bundesnetzagentur (Zweite Konsultation im Rahmen des Festlegungsverfahren „ZuBio“ in Sachen Zugang von Biogas, Stand 13. Dezember 2024, Az. BK7-24-01-010) übernommen werden sollen, wäre andernfalls unklar,\r\nwie die Netzbetreiber die von ihnen garantierte Mindesteinspeisekapazität im Sinne einer kontinuierlichen Aufnahmefähigkeit des Gasnetzes sicherstellen können.\r\n\r\nSeite 7\r\nStellungnahme zum RefE EnWG-Novelle vom 10.07.2025 – Stand: 17.07.2025\r\nWeiter erscheint es im Sinne der Rechtsklarheit geboten, dass auch die Definitionen in § 32 GasNZV\r\nGegenstand der Übergangsregelung sind. Ohne diese Definitionen sind die Regelungen des § 33 GasNZV nicht verständlich. Insbesondere wäre dann unklar, dass auch die Einrichtungen zur Druckerhöhung Bestandteil des Netzanschlusses sind, da die Verantwortlichkeit des Netzbetreibers für die\r\nDruckerhöhung – anders als beispielsweise die Verantwortlichkeit für die Odorierung und die LPGKonditionierung – nicht gesondert in § 36 GasNZV geregelt ist und nach aktuellem Konsultationsstand\r\nauch nicht in die Festlegung „ZuBio“ der Bundesnetzagentur übernommen wird.\r\n2. Ergänzungsbedarf: Einführung einer Nachfolgeregelung zur auslaufenden GasNZV\r\nWie in der Begründung zu Artikel Nr. 118 Buchstabe a RefE richtigerweise klargestellt wird, handelt es\r\nsich lediglich um eine Übergangsregelung für einen kurzen Zeitraum und für eine begrenzte Anzahl an\r\nbereits laufende Biomethanprojekten zum Zweck des Investitionsschutzes. Dies darf nicht darüber\r\nhinwegtäuschen, dass sich ab dem 1.1.2026 die Rahmenbedingungen für den Anschluss von Biomethananlagen in Deutschland radikal verschlechtern.\r\nDie GasNZV und mit ihr die besondere Regulierung der Netzeinspeisung von „Biogas“ (Wasserstoff,\r\nsynthetisch erzeugtes Methan etc.) tritt zum 31.12.2025 außer Kraft. Damit entfallen auch die Regelungen für den Gasnetzanschluss von Biomethananlagen in §§ 31-36 GasNZV, speziell der Anspruch auf\r\nden vorrangigen Netzanschluss sowie die Regelungen zur Aufteilung der Netzanschlusskosten zwischen Anlagen- und Netzbetreiber. Für die Gasnetzeinspeisung von Biomethan und anderen Gasen,\r\ndie unter die Definition von „Biogas“ im EnWG fallen, gelten dann nur noch die allgemeinen Regeln\r\ndes EnWG, speziell § 17 Abs. 1 für den Gasnetzanschluss, was die Investitionskosten von Biomethananlagenbetreibern extrem erhöhen würde.\r\nDie Gasnetzregulierung für Biomethan in §§ 31-36 GasNZV war ein zentraler Treiber für den bisherigen\r\nAusbau der Biomethaneinspeisung in Deutschland sowie Voraussetzung für die zahlreichen Biomethanprojekte, die sich noch in Planung und Umsetzung befinden. Damit widerspräche eine ersatzlose\r\nStreichung zahlreichen politischen Vorgaben, insbesondere den Biomethan-Ausbauzielen im RePowerEU-Paket und der “Roadmap towards ending Russian energy imports” der EU-Kommission, der novellierten EU-Gasbinnenmarktrichtlinie (RL EU 2024/1789), der novellieren EU-Gasbinnenmarktverordnung (VO EU 2024/1789) sowie dem Koalitionsvertrag der aktuellen Bundesregierung.1\r\n\r\nIm Folgenden wird dargelegt, warum die speziellen Regelungen zum Gasnetzzugang und Gasnetzanschluss, die sich jetzt in der GasNZV finden, nicht ersatzlos entfallen, sondern zeitnah durch Nachfolgeregeln ersetzt werden müssen und wie die Nachfolgeregelungen insb. für den Gasnetzanschluss\r\ngefasst werden sollten. Für eine detailliertere Behandlung des Themas einer Nachfolgeregelung zur\r\nGasNZV wird auf das aktuelle Positionspapier verwiesen.\r\n3.1. Vorschlag für Nachfolgeregelungen für den Netzanschluss in § 31-33 GasNZV\r\n1\r\n Besonders relevante Textstellen sind: „Wir wollen alle Potenziale der Erneuerbaren Energien nutzen. Dazu gehören Sonnenund Windenergie sowie Bioenergie […] sowie aus diesen hergestellte Moleküle. […] „Bioenergie spielt bei Wärme, Verkehr und\r\nsteuerbarer Stromerzeugung eine wichtige Rolle. […] Wir werden den Biogasanlagen eine Zukunft geben. […] Die EU-Gasbinnenmarktrichtlinie werden wir zügig umsetzen.“\r\n\r\nSeite 8\r\nStellungnahme zum RefE EnWG-Novelle vom 10.07.2025 – Stand: 17.07.2025\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.\r\n Erweiterung des Spielraums von Anlagen- und Netzbetreibern, auf individueller vertraglicher\r\nBasis von den gesetzlichen Vorgaben abzuweichen, z.B. bei der Mindestverfügbarkeit des Netzanschlusses (96%-Kriterium). Dazu gehört auch, dass die Netzanschlüsse vom Biogasanlagenbetreiber errichtet und betrieben werden können. Eine größere Flexibilität bei der Vertragsgestaltung kann spezifischen Netzkonditionen vor Ort besser Rechnung tragen sowie betriebsund volkswirtschaftliche Kosten einsparen.\r\n Anpassung der Transport- und Verteilnetze inkl. Untergrundspeicher Dies muss ggf. einschließen, dass aus unteren Druckstufen in höhere Druckstufen gespeist werden kann, um saisonale\r\nBiomethanspeicherung zu ermöglichen.\r\n Regulierung für alle erneuerbaren Gase (insb. Biomethan, synthetisches Methan und Wasserstoff).\r\n3.2. 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\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. Die Forderung nach einem Ausbau der Biogas- und Biomethanerzeugung unterstrich die EU-Kommission jüngst in ihrer „Roadmap towards ending Russian\r\nenergy imports”: „[A]lternatives to natural gas imports should continue to be developed where possible, notably via […] boosting the production of biogas and biomethane […] in line with REPowerEU.”\r\n(Abs. 3.1)\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\n\r\nSeite 9\r\nStellungnahme zum RefE EnWG-Novelle vom 10.07.2025 – Stand: 17.07.2025\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\n3.3. 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 den\r\nTransport 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\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\n\r\nSeite 10\r\nStellungnahme zum RefE EnWG-Novelle vom 10.07.2025 – Stand: 17.07.2025\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. 912\r\n).\r\nDies hat mehrere Gründe:\r\nEffizienzanreize für Netzbetreiber: Ursprünglich wollte der Verordnungsgeber durch diese Kostenaufteilung gewährleisten, „dass die Hauptverantwortung bei der Anschlussplanung beim Netzbetreiber\r\nliegt, gleichzeitig aber auch das Interesse des Biogaseinspeisers an einer effizienten Umsetzung des\r\nNetzanschlusses sichergestellt wird. Darüber hinaus wird gewährleistet, dass für den Netzbetreiber ein\r\nbesonderer Anreiz zur kosteneffizienten Durchführung des Anschlusses besteht. Zu den Anschlusskosten zählen auch die Kosten für die Anlagen zur Qualitätsmessung und zur Verdichtung. Der Netzbetreiber ist Eigentümer des Anschlusses und ist für die Wartung verantwortlich.“ Diese Grundsätze gelten\r\nauch heute noch.\r\nBerücksichtigung kleinerer- und mittlerer Unternehmen: Die Kosten für den Netzanschluss liegen bei\r\nrund 3 bis 5 Millionen Euro; allein für die Antragstellung fallen Kosten im vier- bis fünfstelligen Bereich\r\nan; aktuell liegen die Prüfkosten im Bereich von ca. 2.000 bis ca. 20.000 €, je nachdem, wie hoch der\r\nDetaillierungsgrad der Prüfung ist. Ein großes Potenzial für den Ausbau der Biomethanerzeugung in\r\nDeutschland liegt in der Umrüstung und ggf. Clusterung bestehender Biogasverstromungsanlagen. Die\r\nbestehenden Biogasanlagen werden in den meisten Fällen von Landwirten betrieben, also „kleinen“,\r\nnicht besonders finanzstarken Akteuren, die Investitionen überwiegend fremdfinanzieren müssen.\r\nMüssten die Betreiber von Biomethananlagen einen zu großen Anteil der Netzanschlusskosten tragen,\r\nwären Landwirte und damit der überwiegende Teil der bestehenden Biogasanlagen von der Biomethaneinspeisung ausgeschlossen. Dies würde der Aufforderung im RePower-Paket widersprechen, es\r\nsollten „zusätzliche Maßnahmen ergriffen werden, um Erzeuger von Biogas zu ermutigen, Energiegemeinschaften zu bilden“ (S. 11).\r\nWettbewerbsfähigkeit von Biomethan ggü. Erdgas nicht verschlechtern: Biogasanlagenbetreiber müssen erhöhte Kosten für Gasnetzanschlüsse über den Biomethanpreis an ihre Kunden weitergeben. Dies\r\nverschlechtert die relative Wettbewerbsfähigkeit von Biomethan ggü. Erdgas, 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-Preis auf Erdgas oder\r\ndie EEG-Vergütung für Biomethan-Kraftwerke höher ausfallen müssen, um das gewünschte Ziel eines\r\nhöheren Biomethan-Anteils zu erreichen.\r\n2\r\n BR-Drs. 312/10, S. 91: „Absatz 1 sieht vor, dass die Kosten für den Anschluss zu 75 Prozent vom Netzbetreiber zu zahlen sind. Die\r\nverbleibenden Kosten sind zu 25 Prozent vom Anschlussnehmer zu zahlen. Für den Netzanschluss und die Verbindungsleitung\r\nvon bis zu einem Kilometer Länge wird eine Kostendeckelung eingefügt. Durch diese Kostenaufteilung wird gewährleistet, dass\r\ndie Hauptverantwortung bei der Anschlussplanung beim Netzbetreiber liegt, gleichzeitig aber auch das Interesse des Biogaseinspeisers an einer effizienten Umsetzung des Netzanschlusses sichergestellt wird. Darüber hinaus wird gewährleistet, dass für\r\nden Netzbetreiber ein besonderer Anreiz zur kosteneffizienten Durchführung des Anschlusses besteht. Zu den Anschlusskosten\r\nzählen auch die Kosten für die Anlagen zur Qualitätsmessung und zur Verdichtung. Der Netzbetreiber ist Eigentümer des Anschlusses und ist für die Wartung verantwortlich. Die Kosten für Verbindungsleitungen mit einer Länge zwischen einem und zehn\r\nKilometern Länge werden nach dem Schlüssel in Satz 1 und 2 geteilt, d.h. der Netzbetreiber trägt 75 Prozent und der Anschlussnehmer 25 Prozent der Kosten. Der Kostendeckel gilt in diesem Fall jedoch nicht. Soweit die Verbindungsleitung zehn Kilometer\r\nüberschreitet, hat der Anschlussnehmer die darauf entstehenden Mehrkosten zu 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\n\r\nSeite 11\r\nStellungnahme zum RefE EnWG-Novelle vom 10.07.2025 – Stand: 17.07.2025\r\n3.4. 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\nAbweichung vom 96%-Kriterium auf individueller vertraglicher Basis. Ursprünglich zielte das 96%-Kriterium darauf ab, den wirtschaftlichen Betrieb der Biogasanlage zu gewährleisten und zu garantieren.3\r\nSo können Kosten für den Netzanschluss reduziert werden, insofern dies zum Anlagenkonzept und den\r\nNetzgegebenheiten passt. Durch den Wegfall von zusätzlichen Investitionen zur Sicherstellung der Verfügbarkeit (z.B. redundante Technik für Wartung/Betriebsausfall, Technik für die Rückverdichtung ins\r\nnächste übergelagerte Netz) könnten erhebliche Kosten eingespart werden und auch den Netzanschluss erheblich beschleunigen.\r\nAusdrückliche Ermöglichung für die Einspeiser, die Einspeiseanlage selbst zu errichten und das Biomethan dann gemäß den Vorgaben des Netzbetreibers (Druck, Qualität etc.) einzuspeisen. Hierzu sind\r\nklare Vorgaben der Netzbetreiber, wie bereits jetzt über die DVGW G-260 und G-685 geregelt, zu definieren. Hierzu wäre es gut einen einheitlichen Kriterienkatalog zu entwickeln, der für alle Netzbetreiber\r\nbindend ist. Entsprechende netzdienliche Effekte durch die Einspeiser wie z.B. die zusätzliche Druckhaltung sind dem Einspeiser in angemessen Rahmen zu entlohnen. Somit könnte der Netzanschluss\r\nin diesen Fällen evtl. schneller realisiert werden, weil der Anlagenbetreiber anders als der Netzbetreiber den Bauauftrag nicht öffentlich ausschreiben muss.\r\nAbweichung von der Vorgabe, dass immer der naheliegendste Netzverknüpfungspunkt zu wählen ist,\r\nauf individueller vertraglicher Basis. Der naheliegendste Netzverknüpfungspunkt sollte nur die Grundlage für die Ermittlung des Kostenanteils für den Anlagenbetreiber bilden (250.000 € für den ersten\r\nkm Leitung inkl. Einspeiseanlage plus ggf. für weitere km-Leitung im Verhältnis ¼ zu ¾). Darüber hinaus anfallende Kosten im Falle des Anschlusses an einem weiterentfernten Verknüpfungspunkt mit\r\ndem Netz sollte der Netzbetreiber tragen. So könnten dennoch ggf. Kosten für Netzverstärkungsmaßnahmen vermieden werden, insofern dies zu den 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\n3\r\n BR-Drs. 312/10, S. 91/92.\r\n\r\nSeite 12\r\nStellungnahme zum RefE EnWG-Novelle vom 10.07.2025 – Stand: 17.07.2025\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\n3.5. 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, um\r\nsaisonale Biomethanspeicherung zu ermöglichen\r\n3.6. 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\n3. Ergänzungsbedarf: Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes\r\nIm Zuge der Gesetzespakets sollten auch andere Regelwerke überarbeitet werden, bei denen sehr\r\ndringender Handlungsbedarf besteht. In Bezug auf die Bioenergie gilt dies insbesondere für das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Aktuell laufen tausende Bioenergieanlagen auf das Ende ihres EEGVergütungszeitraums zu und haben noch keinen Zuschlag für die im EEG vorgesehene Anschlussrege-\r\n\r\nSeite 13\r\nStellungnahme zum RefE EnWG-Novelle vom 10.07.2025 – Stand: 17.07.2025\r\nlung. Die dreifach überzeichnete Biomasse-Ausschreibung vom April zeigt den dringenden Handlungsbedarf. Das im Januar beschlossene Biomassepaket ist jedoch aktuell weder von der EU genehmigt\r\nund adressiert zudem nur einen Teil des bestehenden Bioenergieanlagenparks. So schnell wie möglich\r\nmuss deshalb das Biomassepaket vom Januar genehmigt und das EEG durch ein Biomassepaket 2.0\r\nnoch einmal überarbeitet werden. Die wichtigsten Anpassungen sind:\r\n Neuen und bestehenden Biogasanlagen, die in die EEG-Anschlussvergütung wechseln, muss\r\nwieder mehr betriebswirtschaftliche Freiheit in der Ausgestaltung ihres Anlagenkonzepts gegeben werden. Gleichzeitig muss es weiterhin geeignete Leitplanken für eine Überbauung und\r\nflexible Fahrweise geben. Wir schlagen für Biogasanlagen eine neue Vergütungssystematik vor:\r\nDas Strommengenmodell.\r\n Der Maisdeckel sollte gestrichen, mindestens aber an die analoge Regelung im GEG angeglichen werden (siehe oben).\r\n Das Ausschreibungsvolumen für Biomasse muss deutlich angehoben und bis 2032 verlängert\r\nwerden.\r\n Alle Höchstwerte, anzulegende Werte und bestehende Vergütungsansprüche sowie der Flexibilitätszuschlag sollten deutlich erhöht und die Höchstwerte gesetzlich festgeschrieben werden.\r\nFür eine umfassende Darstellung dieser und weiterer Vorschläge zur Änderung des EEG wird auf das\r\nentsprechende Positionspapier der Bioenergieverbände verwiesen.\r\n\r\n\r\nSeite 14\r\nStellungnahme zum RefE EnWG-Novelle vom 10.07.2025 – Stand: 17.07.2025\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 "},"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 Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-17"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020838","regulatoryProjectTitle":"Industrieemissionen für Bioenergieanlagen an EU-Recht angleiche &, Kaskadennutzung ermöglichen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/54/e8/643857/Stellungnahme-Gutachten-SG2511120024.pdf","pdfPageCount":17,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme zum\r\nReferentenentwurf eines Gesetzes und\r\neiner Verordnung zur Umsetzung der\r\nRichtlinie (EU) 2024/1785 zur Änderung der\r\nRichtlinie 2010/75/EU über\r\nIndustrieemissionen (2025)\r\nStand: 14.8.2025 Seite 2\r\nStellungnahme zum Gesetz und zur Verordnung zur Umsetzung der IED – Stand: Juli 2025\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze...............................................................................................................................3\r\n1. Anmerkungen und Änderungsvorschläge zum Referentenentwurf des\r\nMantelgesetzes................................................................................................................................................4\r\n1.1 Zu Artikel 1 – BImSchG...................................................................................................................4\r\n1.1.1 Zu § 20 Absatz 1 .......................................................................................................................4\r\n1.2 Zu Artikel 2 – WHG...........................................................................................................................5\r\n1.3 Zu Artikel 5 – UVPG..........................................................................................................................5\r\n1.3.1 Zu Nummer 8.4 Anlage 1 UVPG.........................................................................................5\r\n1.3.2 Zu Nummern 19.2, 19.4, 19.5 und 19.7 Anlage 1 UVPG..............................................6\r\n2. Anmerkungen und Änderungsvorschläge zum Referentenentwurf der\r\nMantelverordnung ......................................................................................................................................... 7\r\n2.1. Zu Artikel 1 - 4. BImSchV.............................................................................................................. 7\r\n2.1.1 Zu Anhang 1, Nummer 7.12.1.............................................................................................. 7\r\n2.2 Zu Anhang 1 Nummer 8.2.2.3.......................................................................................................8\r\n2.2.1 Durchsatzkapazität ................................................................................................................8\r\n2.2.2 Analytische Nachweisführung zur Schwermetall-Grenzwertkonformität....9\r\n2.3 Zu Anhang 1 Nummer 8.3.2 und 8.4.1....................................................................................10\r\n2.3.1 Nicht mehr IED-Anlagen, als europarechtlich notwendig.................................10\r\n2.3.2 Klarstellung zum Begriff „Bioabfall“........................................................................... 11\r\n2.3.3 Substratwechsel hinzu Gülle und anderen Reststoffen nicht unnötig\r\nerschweren........................................................................................................................................ 11\r\n2.3.4 Teilanlagen und Anlagenteile eindeutig und sinnvoll zuordnen................. 12\r\n2.4 Zu Artikel 3 - 45. BImSchV..........................................................................................................14\r\n2.4.1 Zu § 2 - Begriffsbestimmungen .....................................................................................15\r\n2.4.2 Zu § 3 - Anforderungen an die Einführung und den Betrieb von\r\nUmweltmanagementsystemen ................................................................................................16\r\nStand: 14.8.2025 Seite 3\r\nStellungnahme zum Gesetz und zur Verordnung zur Umsetzung der IED – Stand: Juli 2025\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\nNicht mehr IED-Anlagen als EU-rechtlich erforderlich: Die Biogasanlagen adressierenden Genehmigungstatbestände müssen so gestaltet werden, dass die europarechtlichen Möglichkeiten voll ausgeschöpft werden und nicht - wie bisher - aufgrund nationaler Regelungen mehr Anlagen als IED-Anlagen\r\neingeordnet werden, als notwendig.\r\nAnforderungen der IED nicht auf genehmigungsbedürftige Anlagen ausweiten: Im Factsheet wird eine\r\n1:1 Umsetzung der europäischen Vorgaben suggeriert. In den Entwürfen finden sich aber an mehreren\r\nStellen Vorgaben der IED, die sich als allgemeine Anforderungen an alle genehmigungsbedürftigen\r\nAnlagen richten. Auch die europäisch erarbeiteten BVT-Schlussfolgerungen werden mit dem aktuellen\r\nStand der Technik gleichgesetzt, was laut Begriffsbestimmung eine Ausweitung auch auf Zukunftstechniken darstellt.\r\nDurchsatzkapazität für Altholz erhöhen: Kleine und mittelständische Unternehmen benötigen dringend\r\nAlternativen zu Wasserstoff und Direktelektrifizierung, um ihre Prozesse zu defossilisieren. Biomasse\r\nist hierbei eine Schlüsseltechnologie, besonders im Mittel- und Hochtemperaturbereich. Jedoch zwingt\r\ndie aktuelle Durchsatzbeschränkung für Altholz Anlagen oft zum Einsatz von Frischholz, was die Kaskadennutzung unterläuft. Eine Verdoppelung der Durchsatzkapazität auf <6 t/h würde eine klimafreundliche Transformation in KMU maßgeblich unterstützen und ihre Wettbewerbsfähigkeit stärken.\r\nVerpflichtende Einführung Umweltmanagementsystem: Bislang sind IED-Anlagen lediglich dazu verpflichtet ein Umweltmanagementsystem einzuführen, welches wahlweise die Anforderungen des Gemeinschaftssystems für Umweltmanagement und Umweltbetriebsprüfung (EMAS) oder der Norm\r\nDIN EN ISO 14001 oder die derzeit unter den BVT-Schlussfolgerungen bzw. in Anlage 6 Nummer 2 der\r\n17. BImSchV aufgeführten Merkmale erfüllt. Künftig soll die dritte Option wegfallen. Insbesondere für\r\nkleinere Anlagen ist die Einführung eines Umweltmanagementsystems mit hohen zusätzlichen Kosten\r\nverbunden. Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien und erneuerbarer Gase leisten per se ein\r\nBenefit für die Umwelt und sollten vom verpflichtenden Umweltmanagement ausgenommen werden.\r\nMehr Bürokratieabbau wagen: Der Koalitionsvertrag sieht vor, den Erfüllungsaufwand für Unternehmen\r\num 25 % sowie Bürokratiekosten um 10 Mrd. € zu senken. Dazu sind jährliche Bürokratierückbaugesetze\r\nvorgesehen. Der vorliegende Entwurf wird dem nicht gerecht: Anstatt Verfahren zu vereinfachen und\r\nDoppelprüfungen zu streichen, werden zusätzliche Melde- und Prüfpflichten eingeführt, die vor allem\r\nkleine und mittelständische Betreiber belasten. Vorgaben müssen zielgerichtet, verhältnismäßig und\r\nauf klaren Rechtsgrundlagen beruhen. Nur durch konsequente Umsetzung der im Koalitionsvertrag\r\nverankerten Bürokratieabbauziele können Planungs- und Investitionssicherheit geschaffen und die\r\nPotenziale der Bioenergie voll ausgeschöpft werden.\r\nStand: 14.8.2025 Seite 4\r\nStellungnahme zum Gesetz und zur Verordnung zur Umsetzung der IED – Stand: Juli 2025\r\n1. Anmerkungen und Änderungsvorschläge zum Referentenentwurf des Mantelgesetzes\r\n1.1 Zu Artikel 1 – BImSchG\r\nVorabbemerkung\r\nIm Factsheet zum vorliegenden Referentenentwurf wird ausgeführt: “[...] Die europäisch erarbeiteten\r\nBVT-Schlussfolgerungen (Beste Verfügbare Technik) legen den aktuellen Stand der Technik für die verschiedenen Branchen fest. Sie bilden europaweit die Grundlagen für Genehmigungen. [...]”. Dem widerspricht das Hauptstadtbüro Bioenergie. Wenn dem so wäre, bedürfte es keiner unterschiedlichen Begriffsbestimmungen zu “BVT-Schlussfolgerungen” und “Stand der Technik” im § 3 BImSchG. Laut Begriffsbestimmung sind in den “BVT-Schlussfolgerungen” Zukunftstechniken mit einbezogen, womit ein\r\nhöheres Niveau gegenüber des “Standes der Technik” festgeschrieben wird. BVT-Schlussfolgerungen\r\nmit dem Stand der Technik gleich zu setzen, wäre eine Ausweitung der IED-Anforderungen auf genehmigungsbedürftige Nicht-IED-Anlagen und ist keine 1:1-Umsetzung der IED-Richtlinie.\r\n1.1.1 Zu § 20 Absatz 1\r\nDie \"unverzügliche\" Untersagung gemäß Art. 8 (3) IED ist eine Anforderung an IED-Anlagen und wird\r\nmit der Formulierung in § 20 Absatz 1 auf genehmigungsbedürftige Nicht-IED-Anlagen ausgeweitet.\r\nVorschlag\r\n§20 Absatz 1 BImSchG (Entwurfsfassung) sollte wie folgt angepasst werden:\r\n(1) Kommt der Betreiber einer genehmigungsbedürftigen Anlage einer Auflage, einer vollziehbaren nachträglichen Anordnung oder einer abschließend bestimmten Pflicht aus einer\r\nRechtsverordnung nach § 7 oder § 7a nicht nach und betreffen die Auflage, die Anordnung\r\noder die Pflicht die Beschaffenheit oder den Betrieb der Anlage, so kann die zuständige Behörde den Betrieb ganz oder teilweise bis zur Erfüllung der Auflage, der Anordnung oder der\r\nPflichten aus der Rechtsverordnung nach § 7 oder § 7a untersagen. Die zuständige Behörde\r\nhat den Betrieb ganz oder teilweise nach Satz 1 unverzüglich zu untersagen, wenn ein Verstoß gegen die Auflage, Anordnung oder Pflicht eine unmittelbare Gefährdung der menschlichen Gesundheit verursacht oder eine unmittelbare erhebliche Gefährdung der Umwelt darstellt. Die zuständige Behörde hat bei Anlagen der Industrieemissionsrichtlinie den Betrieb\r\nganz oder teilweise nach Satz 2 unverzüglich zu untersagen.\r\nBegründung:\r\nMit der vorgeschlagenen Änderung wären nur IED-Anlagen gemäß Art. 8 Abs. 3 IED von der unverzüglichen Untersagung bei entsprechenden Verstößen erfasst, was eine tatsächliche 1:1-Umsetzung der IED\r\nbedeutet.\r\nStand: 14.8.2025 Seite 5\r\nStellungnahme zum Gesetz und zur Verordnung zur Umsetzung der IED – Stand: Juli 2025\r\n1.2 Zu Artikel 2 – WHG\r\nDie neue Struktur des WHG mit einem eigenen Unterabschnitt zur Beseitigung von Abwasser aus IEDAnlagen führt zur besseren Übersichtlichkeit und wird vom Hauptstadtbüro Bioenergie begrüßt. Da\r\ndiese weitergehenden Anforderungen des Unterabschnitts 2 höhere technische Standards setzen\r\nund auch mehr organisatorischen Aufwand bedeuten, soll an dieser Stelle nochmal appelliert werden, dass national nicht mehr Anlagen in die IED eingeordnet werden als europarechtlich notwendig.\r\nNicht alle Begriffe aus der IED werden in den Begriffsbestimmungen § 3 BImSchG und § 61b WHG\r\nwortgleich definiert und sollten synchronisiert werden.\r\n1.3 Zu Artikel 5 – UVPG\r\nVorabbemerkung\r\nDie im Koalitionsentwurf in Aussicht gestellten “nach EU-Recht zulässige Spielräume für die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) nutzen” haben die Erwartung der Bioenergiebranche nicht erfüllt.\r\nFür Gülle vergärende Anlagen fehlt seit langem eine Harmonisierung der Schwellen in der Anlage 1 UVPG mit denen im Anhang 1 der 4. BImSchV. Sogenannte “Gülle-Kleinanlagen” nach\r\n§44 EEG 2023 gelangen schnell an die Schwelle nach Nr. 8.4.2.1 zur allgemeinen Vorprüfung, ohne die\r\nSchwellen zur Genehmigungsbedürftigkeit nach 4. BImSchV zu erreichen bzw. zu überschreiten. Somit\r\nwerden baurechtliche Genehmigungsverfahren unnötig “aufgeblasen” und eben nicht – wie gewollt -\r\ndas Genehmigungsrecht vereinfacht, Bürokratie abgebaut und Verfahren beschleunigt.\r\nWeiterhin sollte mit der Änderung des Anhangs 1 der 4. BImSchV eine umfassende Harmonisierung mit\r\nder Anlage 1 des UVPG einhergehen.\r\n\r\n1.3.1 Zu Nummer 8.4 Anlage 1 UVPG\r\nDie Streichung der Nr. 1.11 für Erzeugungsanlagen von Biogas und für Biogasaufbereitungsanlagen wird\r\nvon den Bioenergieverbänden begrüßt. Entsprechend der angeführten Begründung im Änderungsentwurf ist es somit folgerichtig die Biogaserzeugung sowohl aus Gülle als auch aus Rest- bzw. Abfallstoffen von der UVP-Vorprüfung zu befreien.\r\nVorschlag\r\nAnlage 1 UVPG (Entwurfsfassung) sollte wie folgt angepasst werden:\r\n8.4 Errichtung und Betrieb einer Anlage zur biologischen Behandlung von\r\nnicht gefährlichen Abfällen, ausgenommen anaerobe Behandlung (Vergärung), mit einer Durchsatzkapazität an Einsatzstoffen von\r\n8.4.1 nicht gefährlichen Abfällen, soweit nicht durch Nr. 8.4.2 erfasst, mit einer\r\nDurchsatzkapazität an Einsatzstoffen von\r\nStand: 14.8.2025 Seite 6\r\nStellungnahme zum Gesetz und zur Verordnung zur Umsetzung der IED – Stand: Juli 2025\r\n8.4.1.1\r\n8.4.1\r\n50 Tonnen oder mehr je Tag, A\r\n8.4.1.2\r\n8.4.2\r\n10 Tonnen bis weniger als 50 Tonnen je Tag, S\r\n8.4.2 Gülle, soweit die Behandlung ausschließlich durch anaerobe Vergärung\r\n(Biogaserzeugung) erfolgt, mit einer Durchsatzkapazität von\r\n8.4.2.1 50 t oder mehr je Tag, A\r\n8.4.2.2 weniger als 50 t je Tag, soweit die Produktionskapazität von Rohgas 1,2 Mio.\r\nNormkubikmeter je Jahr oder mehr beträgt;\r\nS\r\nBegründung:\r\nMit der vorgeschlagenen Änderung wird dem überragenden öffentlichen Interesse von Biogas als erneuerbare Energie und der Beschleunigung der Energiewende Rechnung getragen sowie die nach europäischem Recht zulässigen Spielräume genutzt und damit Genehmigungsverfahren verschlankt.\r\n1.3.2 Zu Nummern 19.2, 19.4, 19.5 und 19.7 Anlage 1 UVPG\r\nVersorgungsleitungen für erneuerbare Gase sowie Rohrleitungen zum Befördern von Dampf oder\r\nWarmwasser (Stichwort Wärmenetze) aus erneuerbaren Energien sollten auch im Sinne des überragenden öffentlichen Interesses sowie zur Beschleunigung der Energiewende und insbesondere der\r\nWärmewende vom UVPG ausgenommen werden.\r\nVorschlag\r\nAnlage 1 UVPG (Entwurfsfassung) sollte wie folgt angepasst werden:\r\n19.2 Errichtung und Betrieb einer Gasversorgungsleitung im Sinne des Energiewirtschaftsgesetzes, ausgenommen Leitungen, die den Bereich des Werksgeländes nicht überschreiten, ausgenommen Leitungen für erneuerbare\r\nGase, mit\r\n19.4 Errichtung und Betrieb einer Rohrleitungsanlage, soweit sie nicht unter\r\nNummer 19.3 fällt, zum Befördern von verflüssigten Gasen, ausgenommen\r\nAnlagen, die den Bereich eines Werksgeländes nicht überschreiten, ausgenommen Rohrleitungsanlagen für verflüssigte erneuerbare Gase, mit\r\n19.5 Errichtung und Betrieb einer Rohrleitungsanlage, soweit sie nicht unter\r\nNummer 19.3 oder als Energieanlage im Sinne des Energiewirtschaftsgesetzes unter Nummer 19.2 fällt, zum Befördern von nichtverflüssigten Gasen,\r\nausgenommen Anlagen, die den Bereich eines Werksgeländes nicht überschreiten, ausgenommen Rohrleitungsanlagen für erneuerbare Gase, mit\r\n19.7 Errichtung und Betrieb einer Rohrleitungsanlage zum Befördern von Dampf\r\noder Warmwasser aus einer Anlage nach den Nummern 1 bis 10, die den\r\nBereich des Werksgeländes überschreitet (Dampf- oder Warmwasserpipeline), ausgenommen Dampf oder Warmwasser aus erneuerbaren Energien\r\nsowie deren Prozess- bzw. Abwärme, mit\r\nStand: 14.8.2025 Seite 7\r\nStellungnahme zum Gesetz und zur Verordnung zur Umsetzung der IED – Stand: Juli 2025\r\nBegründung:\r\nMit der Ausnahme erneuerbare Gase und Wärme von den Nummern 19.2, 19.4, 19.5 und 19.7 Anlage 1\r\nUVPG werden die Genehmigungsverfahren im Hinblick auf die Energiewende und insbesondere der\r\nbisher schleppend verlaufenden Wärmewende verschlankt.\r\n2. Anmerkungen und Änderungsvorschläge zum Referentenentwurf der Mantelverordnung\r\n2.1. Zu Artikel 1 - 4. BImSchV\r\nVorabbemerkung\r\nDen folgenden Anmerkungen und Änderungsvorschlägen sei die Bitte vorangestellt, im weiteren Prozess die Anlage 1 - Liste „UVP-pflichtige Vorhaben“ des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVPG) nicht aus den Augen zu verlieren und Anlage 1 des UVPG möglichst parallel zum neu\r\ngefassten Anhang 1 der 4. BImSchV mit diesem zu harmonisieren.\r\n2.1.1 Zu Anhang 1, Nummer 7.12.1\r\nDie Änderung der Nummer 6.5 des Anhangs I der Richtlinie 2010/75/EU bedingt den Ersatz der Begrifflichkeit „tierische Abfälle“ durch den Terminus „tierische Nebenprodukte“.\r\nDamit wird – wie in Teil 3 der Auswirkungsanalyse der Kommission zum Vorschlag für eine Novellierung\r\nder Richtlinie 2010/75/EU über Industrieemissionen (Dokument SWD (2022) 111 vom 05.04.2022; Seiten\r\n323 ff) gefordert – die Anpassung an geltende rechtliche Begriffe vollzogen.\r\nNicht berücksichtigt wird dadurch jedoch die ebenfalls in o.g. Auswirkungsanalyse adressierte anzustrebende Klarstellung1\r\nzur klaren Abgrenzung von Vorhaben der Nummer 6.5 zu solchen der Nummer\r\n5.3 des Anhangs I der Richtlinie 2010/75/EU.\r\nZwar wird in der Begründung zum vorliegenden Entwurf der Mantelverordnung beschrieben, welche\r\nAnlagen von der Nummer 7.12.1 der 4. BImSchV adressiert werden sollen. Jedoch erachten wir es –\r\nbesonders im Vorgriff auf einen diskussionsfreien Vollzug - geboten, dies direkt mit dem Verordnungstext über die Formulierung der Anlagenbeschreibung in Spalte b klarzustellen.\r\n1\r\n“In addition, Member states may interpret the provisions of Annex I of the IED in various ways, i.e. that plants processing\r\nmanure and slurry can fall under either point 5.3 or 6.5 of this Annex. The above mentioned activities are associated with\r\ndifferent capacity thresholds as well as with different BAT Conclusions. The following approaches would address these issues:“\r\n[…] Clarification of points 5.3 and 6.5 of Annex I of the IED as to the production of biogas.”\r\nStand: 14.8.2025 Seite 8\r\nStellungnahme zum Gesetz und zur Verordnung zur Umsetzung der IED – Stand: Juli 2025\r\nVorschlag\r\nAnhang 1, Nummer 7.12.1 Spalte b der 4. BImSchV (Entwurfsfassung) sollte wie folgt angepasst\r\nwerden:\r\n„Beseitigung oder Verwertung durch oder nach Drucksterilisation von Tierkörpern oder tierischen Nebenprodukten, mit einer Verarbeitungskapazität von“\r\nBegründung:\r\nDie Nummern 7.12.1, 8.3.3 und 8.4.1 der vorgelegten Entwurfsfassung der 4. BImSchV beziehen sich alle\r\nauf Vorhaben deren Tätigkeit eine „Verwertung tierischer Nebenprodukte“ umfasst. Zwar sind hier jeweils unterschiedliche tierische Nebenprodukte gemeint (Stichwort: Material der Kategorie 1, 2 oder 3),\r\njedoch wird dies zumindest bei den Anlagen nach 7.12.1 und 8.3.3 aus den jeweiligen Anlagenbeschreibungen nicht deutlich. Dies sollte deshalb textlich klargestellt werden.\r\nDer Begründung zum vorliegenden Entwurf ist zu entnehmen: [mit Nummer 7.12.1] „Gemeint sind somit\r\nAnlagen, die im Sinne der VO Nr. 1069/2009 tierische Nebenprodukte durch Drucksterilisation verarbeiten bzw. weiterverwenden. Umfasst sind grundsätzlich zudem auch Anlagen zur Verbrennung bzw.\r\nEinäscherung von Tierkörpern oder tierischen Nebenprodukten.\r\nZur Abgrenzung im Bereich der Verwertung tierischer Nebenprodukte zu den Vorhaben nach Nummer\r\n8 wird daher vorgeschlagen, als Abgrenzungskriterium entsprechend der Begründung die Drucksterilisation des eingesetzten oder weiterverarbeiteten Materials in die Anlagenbeschreibung aufzunehmen.\r\n2.2 Zu Anhang 1 Nummer 8.2.2.3\r\n2.2.1 Durchsatzkapazität\r\nKleine und mittelständische Unternehmen benötigen dringend Alternativen zu Wasserstoff und Direktelektrifizierung, um ihre Prozesse zu defossilisieren. Biomasse ist hierbei eine Schlüsseltechnologie,\r\nbesonders im Mittel- und Hochtemperaturbereich. Jedoch zwingt die aktuelle Durchsatzbeschränkung\r\nfür Altholz Anlagen oft zum Einsatz von Frischholz, was die Kaskadennutzung unterläuft. Eine Verdoppelung der Durchsatzkapazität auf <6 t/h würde eine klimafreundliche Transformation in KMU maßgeblich unterstützen und ihre Wettbewerbsfähigkeit stärken.\r\nVorschlag\r\nAnhang 1, Nummer 8.2.2.3, Spalte b der 4. BImSchV (Entwurfsfassung) sollte wie folgt angepasst werden:\r\n„weniger als 3 6 Tonnen je Stunde, soweit ausschließlich Altholz der Altholzkategorie A I und\r\nA II nach der Altholzverordnung eingesetzt wird und dieses keine Schwermetalle infolge einer\r\nBehandlung oder Beschichtung aufweist und die Feuerungswärmeleistung 1 Megawatt oder\r\nmehr beträgt,“\r\nStand: 14.8.2025 Seite 9\r\nStellungnahme zum Gesetz und zur Verordnung zur Umsetzung der IED – Stand: Juli 2025\r\nBegründung:\r\nDie Prozesswärme ist der industrielle Anwendungsbereich mit dem höchsten Energieverbrauch in\r\nDeutschland. Der Anteil der erneuerbaren Energien bei der industriellen Prozesswärmebereitstellung\r\nliegt bei lediglich 6 Prozent. Vor allem kleine und mittelständische Unternehmen benötigen für die\r\nDefossilisierung ihrer industriellen Prozesse Alternativen zu Wasserstoff und zur Direktelektrifizierung.\r\nDer energetische Einsatz von Biomasse ist hier eine wichtige Transformationstechnologie. Biomasse\r\nhat die höchste Systemdienlichkeit im Mittel- und Hochtemperaturbereich. Vor allem Prozessdampf\r\nmuss immer Just-in-Time zur Verfügung gestellt werden und ist kaum speicherbar.\r\nDie Nummer 8.1.1.5 Anhang 1 der 4. BImSchV (zukünftig Nummer: 8.2.2.3) ist genehmigungsrechtlich ein\r\nwichtiges Instrument, um Altholzsortimente in die industrielle Prozesswärme zu lenken. Ein großer\r\nVorteil ist hierbei das vereinfachte Verfahren, da damit die Realisierungszeiten entsprechender Projekte deutlich verkürzt werden und eine schnelle und effiziente Prozesswärmewende in den Unternehmen herbeigeführt werden kann.\r\nDie aktuelle Durchsatzbeschränkung führt in der Praxis dazu, dass Anlagen auf Primärholzsortimente\r\nausweichen müssen und somit das politische Ziel zur Stärkung der Kaskadennutzung konterkariert\r\nwird. In der Praxis gibt es zunehmend Fallbeispiele, dass Unternehmen Bestandsanlagen erweitern\r\nmöchten, aber aufgrund der Durchsatzbeschränkung auf Primärholzsortimente ausweichen müssen.\r\nDie Verdoppelung der maximal zulässigen Durchsatzkapazität auf weniger als 6 Tonnen je Stunde\r\nwürde einen wichtigen Beitrag dazu leisten, dass kleine und mittlere Unternehmen bei ihren Defossilisierungsbemühungen unterstützt werden.\r\n2.2.2 Analytische Nachweisführung zur Schwermetall-Grenzwertkonformität\r\nDie Fragestellung, unter welchen Voraussetzungen das Kriterium der Schwermetall-Grenzwertkonformität (keine Schwermetalle infolge einer Behandlung oder Beschichtung) für A I- und A II-Sortimente\r\neingehalten wird, wurde in den vergangenen Jahren fachlich kontrovers diskutiert. Die Novelle der\r\n4. BImSchV kann genutzt werden, um in dieser für Anlagenbetreiber zentralen Frage Planungs- und\r\nRechtssicherheit herzustellen. Seit Oktober 2021 liegt mit der DIN EN ISO 17225-9:2021-102 eine einschlägige internationale Norm vor, welche unter Tab. 2 I4 Brennstoffspezifikationen für Gebrauchthölzer definiert, die nicht mit Holzschutzmitteln, Schwermetallen und halogenorganischen Verbindungen\r\nbehandelt worden sind.\r\n2 DIN EN ISO 17225-9:2021-102 Biogene Festbrennstoffe - Brennstoffspezifikationen und -klassen - Teil 9: Klassifizierung von grobem Schredderholz und Holzhackschnitzeln für die industrielle Verwendung\r\nStand: 14.8.2025 Seite 10\r\nStellungnahme zum Gesetz und zur Verordnung zur Umsetzung der IED – Stand: Juli 2025\r\nTab. 1 Grenzwerte der DIN EN ISO 17225-9 Tab. 2 I4\r\nGrundsätzlich hat es sich die Normenreihe ISO 17225 zum Ziel gesetzt, eindeutige und klare Klassifizierungsprinzipien für biogene Festbrennstoffe bereitzustellen. Die Normenreihe soll zudem als Bezugsrahmen genehmigungspflichtige Verfahren erleichtern. Im Zuge der Novelle der 4. BImSchV sollte der\r\nGesetzgeber eindeutig festlegen, dass zur analytischen Nachweisführung der Schwermetall-Grenzwertkonformität für Altholzsortimente der Kategorien A I und A II die Grenzwerte der DIN EN ISO 17225-9\r\nTabelle 2 I4 anerkannt werden.\r\n2.3 Zu Anhang 1 Nummer 8.3.2 und 8.4.1\r\n2.3.1 Nicht mehr IED-Anlagen, als europarechtlich notwendig\r\nDie Bioenergieverbände begrüßen ausdrücklich, dass man sich im Zuge der Novelle der 4. BImSchV\r\nden Schwellenwerten des Anhangs 1 der Richtlinie 2010/75/EU nähert. Zu kritisieren ist jedoch, dass\r\ndie europarechtlichen Spielräume nicht ausgeschöpft werden und damit national mehr Anlagen als\r\nIED-Anlagen eingeordnet werden als europarechtlich notwendig.\r\na) Nummer 8.3.3 umfasst in der vorliegenden Entwurfsfassung drei Vorhabentypen: Kompostierungsanlagen, Biogasanlagen und Kombinationen von Kompostierung und Biogaserzeugung\r\n(Stichwort: Biogasanlage mit Nachrotte). Alle drei Konstellationen werden mit Erreichen bzw.\r\nÜberschreiten der Schwelle von 75 Tonnen Durchsatzkapazität je Tag, in Spalte d mit einem\r\n„E“ gekennzeichnet und damit als IED-Anlagen eingeordnet. Tatsächlich sieht Anhang 1 Nummer 5.3, Buchstabe b, letzter Satz der Richtlinie 2010/75/EU für Biogasanlagen eine Schwelle\r\nvon 100 t Durchsatzkapazität je Tag vor.\r\nStand: 14.8.2025 Seite 11\r\nStellungnahme zum Gesetz und zur Verordnung zur Umsetzung der IED – Stand: Juli 2025\r\nb) Die im Entwurf vorgesehene Nummer 8.4.1 entspricht der aktuellen Nummern 8.6.3. Zu kritisieren bleibt, dass wieder nicht zwischen Gülle, die Abfall ist und Gülle, die Nebenprodukt im\r\nSinne des Kreislaufwirtschaftsgesetztes (KrWG) ist, unterschieden wird. Tatsächlich setzt die\r\nMehrheit der aktuell unter 8.6.3 und zukünftig unter 8.4.1 einzuordnenden Biogasanlagen keine\r\nAbfall- sondern Nebenprodukt-Gülle ein. Oder anders formuliert: fast alle der etwa 170 aktuell\r\nüber 8.6.3.1 Spalte d) national als IED-Anlagen eingeordneten Gülle-vergärenden Biogasanlagen, müssen europarechtlich keine IED-Anlagen sein.\r\n3 An dieser Stelle sei betont, dass nicht\r\ndie Zuordnung zum förmlichen Genehmigungsverfahren, sondern nur europarechtlich nicht\r\nnotwendige Einordnung als IED-Anlage kritisiert wird.\r\n2.3.2 Klarstellung zum Begriff „Bioabfall“\r\nIn Nummer 8.3.3 wird auf die „biologische Behandlung zur Verwertung von Bioabfällen“ abgestellt.\r\nGegen die Verwendung des Begriffs „Bioabfall“ bestehen an sich keine Einwände. Allerdings besteht\r\ndie Sorge, dass es hier zu Diskussionen und Missinterpretationen im Vollzug kommen könnte, wenn es\r\num den Einsatz von anderen tierischen Nebenprodukten als Gülle geht.\r\nTierische Nebenprodukte sind zwar über § 2 Nr. 1 der Bioabfallverordnung vom Begriff „Bioabfall“ miterfasst, jedoch wird in § 2 Nr. 2 der Bioabfallverordnung (noch) von „Abfällen tierischer Herkunft“ gesprochen. Weiterhin finden die Anforderungen der Bioabfallverordnung nach § 1 Absatz 3 Nummer 3a\r\nauf die meisten tierischen Nebenprodukte nach der Verordnung (EG) Nr. 1069/2009 des Europäischen\r\nParlaments und des Rates vom 21. Oktober 2009 mit Hygienevorschriften für nicht für den menschlichen Verzehr bestimmte tierische Nebenprodukte keine Anwendung - weil entsprechende Anforderungen bereits in den Verordnungen (EG) Nr. 1069/2009 und (EU) Nr. 142/2011 geregelt sind.\r\nUm Klarheit zu schaffen, sollte dies in den entsprechenden Nummern ausformuliert werden.\r\n2.3.3 Substratwechsel hinzu Gülle und anderen Reststoffen nicht unnötig erschweren\r\nDie Substitution von Anbaubiomasse durch Substrate wie Gülle oder andere Reststoffe stellt bestehende Biogasanlagen vor unverhältnismäßige Herausforderungen.\r\nSoll in bestehenden Biogasanlagen nach Nummer 1.15 des Anhang 1 der 4. BImSchV Wirtschaftsdünger\r\noder ein anderer Reststoff eingesetzt werden, wird aufgrund des Nummernwechsels (von Nr. 1 in Nr. 8)\r\nvon vielen Behörden eine vollständige Neugenehmigung der Anlage in den Raum gestellt (Stichwort:\r\nÄnderung des Charakters der Anlage). Dies mag formal richtig sein, sachlich gerechtfertigt ist es nicht.\r\n3 Siehe dazu auch den Vorschlag der Bundesregierung im Kontext der „Verordnung zur Umsetzung von Artikel 14 der Richtlinie\r\nzur Energieeffizienz und zur Änderung weiterer umweltrechtlicher Vorschriften“ BR Drs. 538/14 – Artikel 3 Nr. 2 Buchstabe l, bzw.\r\ndie Empfehlung des Umweltausschusses in BR Drs. 538/1/14; Nr. 5 – Seite 5)\r\nStand: 14.8.2025 Seite 12\r\nStellungnahme zum Gesetz und zur Verordnung zur Umsetzung der IED – Stand: Juli 2025\r\nDenn die Anlage erzeugte bisher Biogas aus Biomasse und tut es auch weiterhin. Dass eine solche\r\nÄnderung der Anlage i.d.R. eine Änderungsgenehmigung gemäß § 16 BImSchG erforderlich machen\r\nwird, steht hierbei nicht in Frage. Aber eine vollständige Neugenehmigung ist schlicht unverhältnismäßig.\r\nVor eine ähnliche Problematik gestellt, sehen sich bisher nach 4. BImSchV nicht genehmigungsbedürftige Gülle und/oder Anbaubiomasse vergärende Anlagen, die zukünftig z. B. Rasenschnitt, Trebern oder\r\nanderen Abfällen aus der Getränke- oder Lebensmittelherstellung einsetzen wollen.\r\nDenn der Einsatz eines (Bio-)Abfalls bedingt die Zuordnung zu Nummer 8.6.2 (im Entwurf 8.3.3) und die\r\nAnlage ist nicht ab 1,2 Mio. Nm³ Rohbiogasproduktionskapazität per anno genehmigungsbedürftig, sondern bereits ab 10 Tonnen Tagesdurchsatz an Inputstoffen. Die „10-Tonnen-Schwelle“ wird aber i.d.R.\r\ndeutlich früher erreicht bzw. überschritten als die 1,2 Mio. Nm³ Schwelle – insbesondere dann, wenn\r\nSubstrate mit geringer Energiedichte wie Gülle eingesetzt werden. Selbst eine bestehende 75 kW Güllekleinanlage, die den Grasschnitt von nahegelegenen PV-Anlagen oder Sportplätzen in der Umgebung\r\neinsetzen will, bedürfte dann einer bundesimmissionsschutzrechtlichen Genehmigung – und zwar einer Neugenehmigung – was aber bezogen auf den damit verbundenen zeitlichen und finanziellen Aufwand unverhältnismäßig und u.U. auch wirtschaftlich gar nicht darstellbar ist.\r\n2.3.4 Teilanlagen und Anlagenteile eindeutig und sinnvoll zuordnen\r\nIn der Praxis gibt es immer wieder Diskussionen über die Zuordnung einzelner Teilanlagen oder auch\r\nAnlagenteile zu den Anlagenbeschreibungen des Anhang 1 der 4. BImSchV. Eine klare Zuordnung wäre\r\nhier sehr wünschenswert. Dies gilt insbesondere für die Frage der Zuordnung von Gärrestlagern. Je\r\nnachdem, ob sie gasdicht abgedeckt sind oder nicht oder ob der eingelagerte flüssige Gärrest als Abfall\r\neinzuordnen ist oder nicht, werden hier sehr unterschiedliche Zuordnungen getroffen.\r\nVorschlag\r\nIm Ergebnis aller unter 2.3 ausgeführten Punkte wird daher vorgeschlagen, die Biogasanlagen adressierenden Tatbestände unter Ausschöpfung des EU rechtlich Möglichen wie folgt zu gestalten bzw. zu\r\nstraffen und untereinander zu harmonisieren:\r\na) Unter einer neuen Nummer 8.4. werden alle Anlagen zur Erzeugung von Biogas gefasst.\r\nNummer 8.3.3 erfasst zukünftig nur noch reine Kompostierungsanlagen. Die bisherige\r\nNummer 1.15 wird gestrichen\r\nb) Die neue Nummer 8.4.1 erfasst alle Biogasanlagen, die durch reine anaerobe Vergärung\r\nBioabfälle einschließlich tierischer Nebenprodukte (inklusive Abfall-Gülle) verwerten.\r\nStand: 14.8.2025 Seite 13\r\nStellungnahme zum Gesetz und zur Verordnung zur Umsetzung der IED – Stand: Juli 2025\r\nc) Die neue Nummer 8.4.2 erfasst alle Bioabfall-vergärenden Biogasanlagen mit Nachrotte –\r\nalso Anlagen, bei denen die anaerobe Vergärung nicht die ausschließliche Abfallbehandlungstätigkeit ist.\r\nd) Die neue Nummer 8.4.3 erfasst alle Biogasanlagen, die keine Abfälle einsetzten – also\r\nalle von 8.4.1 und 8.4.2 nicht erfassten Biogasanlagen (einschließlich der bisher unter\r\nNummer 1.15 gefassten Anlagen und Anlagen die „Nebenprodukt-Gülle“ einsetzten).\r\ne) Die zeitweilige Lagerung von flüssigen Gärresten wird zusammengefasst – die Anlagen\r\nder Nummer 8.6. der Entwurfsfassung werden durch eine neugefasste Nummer 9.36 mit\r\nerfasst.\r\n1.15\r\nAnlagen zur Erzeugung von Biogas, soweit nicht von\r\nNummer 8.6 erfasst, mit einer Produktionskapazität\r\nvon 1,2 Million Normkubikmetern je Jahr Rohgas\r\noder mehr;\r\nV\r\n8.3.1 i) biologische Behandlung (wie z. B. die anaerobe Vergärung oder Ko-Vergärung), soweit\r\nnicht von Nummer 8.3.3 oder 8.4.1 8.4 erfasst,\r\n[…],\r\nmit einer Durchsatzkapazität von\r\n...\r\n8.3.2 sonstige Behandlung, soweit nicht von Nummer\r\n8.3.1, 8.3.3, 8.4.1 8.4 oder XXX [bisher 8.4.2 - bedarf\r\nder Neunummerierung] erfasst, mit einer Durchsatzkapazität von 10 Tonnen oder mehr je Tag, ausgenommen Anlagen zum Häckseln von ausschließlich Grünabfall, soweit die Behandlung an nicht\r\nmehr als 10 Tagen im Jahr erfolgt,\r\nV\r\n8.3.3 biologische Behandlung zur Verwertung von Bioabfällen ausschließlich durch aerobe Verfahren (Kompostierung), anaerobe Verfahren (Vergärung) oder\r\neine Kombination aus den genannten Verfahren\r\n(Kaskadennutzung), soweit nicht von Nummer 8.4.1\r\nerfasst, mit einer Durchsatzkapazität von\r\n8.4 Anlagen zur Erzeugung von Biogas\r\n8.4.1 durch biologische Behandlung zur Verwertung von\r\nBioabfällen einschließlich tierischer Nebenprodukte, ausgenommen Gülle und Festmist, die Nebenprodukt im Sinne § 4 des Kreislaufwirtschaftsgesetzes sind, ausschließlich durch anaerobe Vergärung, mit einer Durchsatzkapazität von\r\n8.4.1.1 100 Tonnen oder mehr je Tag G E\r\n8.4.1.2 weniger als 100 Tonnen je Tag, soweit die Produktionskapazität von Rohbiogas 1,2 Mio. Nm³ je Jahr\r\noder mehr beträgt;\r\nV\r\nStand: 14.8.2025 Seite 14\r\nStellungnahme zum Gesetz und zur Verordnung zur Umsetzung der IED – Stand: Juli 2025\r\n8.4.2 durch biologische Behandlung zur Verwertung von\r\nBioabfällen einschließlich tierischer Nebenprodukte, ausgenommen Gülle und Festmist, die Nebenprodukt im Sinne § 4 des Kreislaufwirtschaftsgesetzes sind, durch eine Kombination (Kaskadennutzung) aus anaerober Vergärung und Kompostierung, mit einer Durchsatzkapazität von\r\n8.4.2.1 75 Tonnen oder mehr je Tag, G E\r\n8.4.2.2 weniger als 75 Tonnen je Tag, soweit die Produktionskapazität von Rohbiogas 1,2 Mio. Nm³ je Jahr\r\noder mehr beträgt;\r\nV\r\n8.4.3 soweit nicht von Nummer 8.4.1 oder 8.4.2 erfasst,\r\nmit einer Durchsatzkapazität von\r\n8.4.3.1 100 Tonnen oder mehr je Tag G\r\n8.4.3.2 weniger als 100 Tonnen je Tag, soweit die Produktionskapazität von Rohbiogas 1,2 Mio. Nm³ je Jahr\r\noder mehr beträgt;\r\nV\r\n…\r\n8.6 Anlagen zur zeitweiligen Lagerung von nicht gefährlichen Abfällen, soweit es sich um Gülle oder\r\nGärreste handelt, mit einer Lagerkapazität von 6\r\n500 Kubikmetern oder mehr;\r\nV\r\n...\r\n9.36 Anlagen zur Lagerung von Gülle oder flüssigen Gärresten, auch soweit es sich um nicht gefährliche Abfälle handelt, mit einer Lagerkapazität von 6 500 Kubikmetern oder mehr;\r\nV\r\nBegründung:\r\nMit der vorgeschlagene Neustrukturierung der Biogasanlagen bezogenen Genehmigungstatbestände,\r\nwird – ohne Abstriche beim Anforderungsniveau – die Zahl der IED-Anlagen auf das europarechtlich\r\nerforderliche beschränkt, die Tatbestände übersichtlicher gestaltet und sachlich nicht gerechtfertigte\r\nbürokratische Hürden abgebaut. Der Ersatz von Anbaubiomasse durch Wirtschaftsdünger und/oder\r\nReststoffe wird verfahrensseitig vereinfacht und somit Behörden wie Betreiber entlastet und Genehmigungsprozesse beschleunigt.\r\n2.4 Zu Artikel 3 - 45. BImSchV\r\nVorabbemerkung:\r\nAuch wenn die Pflicht zur Etablierung eines Umweltmanagementsystems gemäß Artikel 14a der geänderten IE-Richtlinie nunmehr unumgänglich ist, sei dennoch die Frage gestellt, ob dies in dieser Form\r\ntatsächlich notwendig war.\r\nStand: 14.8.2025 Seite 15\r\nStellungnahme zum Gesetz und zur Verordnung zur Umsetzung der IED – Stand: Juli 2025\r\nIn der Publikation des Umweltbundesamtes 57/2022 („Optionen für eine flächendeckende Implementierung von Umweltmanagementsystemen“) wird ausgeführt: „Vor dem Hintergrund dieser bereits anspruchsvollen Genehmigungsanforderungen erscheint es – zumindest auf den ersten Blick – nicht\r\nohne Weiteres ersichtlich, inwiefern die Einführung eines UMS bei derart reglementierten Unternehmen [gemeint sind IED-Anlagen] noch zu einem „Plus“ an Rechtsdurchsetzung oder einer Erleichterung\r\nder Vollzugstätigkeit auf Behördenseite führen soll.“\r\nEs sei diesseits ergänzt, dass sich auch auf den zweiten Blick kein Mehrgewinn erkennen lässt, der den\r\ndamit verbundenen Aufwand rechtfertigen würde – insbesondere nicht, wenn doch inzwischen immer\r\ndeutlicher wird, dass das Übermaß an Auflagen und Regulierung zunehmend die Wettbewerbsfähigkeit\r\nvon Unternehmen gefährdet und damit zum Risiko für Wirtschaftswachstum und Beschäftigung geworden ist.\r\nDie Errichtung und der Betrieb von Erneuerbaren-Energien-Anlagen sowie den dazugehörigen Nebenanlagen liegen laut §2 EEG 2023 “im überragenden öffentlichen Interesse und dienen der öffentlichen\r\nGesundheit und Sicherheit”. Da Anlagen, die erneuerbare Energien bzw. erneuerbare Energieträger (wie\r\nz.B. grüne Gase und Biokraftstoffe) erzeugen, per se ein Benefit für die Umwelt aufweisen, sollten diese\r\neinschließlich den dazugehörigen Nebenanlagen vom verpflichtenden Umweltmanagement - sprich\r\nvom Anwendungsbereich der 45. BImSchV - ausgenommen werden.\r\n2.4.1 Zu § 2 - Begriffsbestimmungen\r\nObwohl die Richtlinie 2010/75/EU über Industrieemissionen keine bestimmte Art eines Managementsystems vorgibt, wird mit der vorgesehenen Begriffsdefinition „Umweltmanagementsystem“ (UMS)\r\nmindestens ein System, dass den Anforderungen nach DIN EN ISO 14001 entspricht, erforderlich. Zukünftig betroffene Betriebe haben bis dato zwar teilweise interne Mechanismen etabliert und Maßnahmen ergriffen, um den in den BVT geforderten UMS Rechnung zu tragen – ein UMS nach DIN EN ISO\r\n14001 geht aber deutlich darüber hinaus und ist lediglich in Einzelfällen eingeführt.\r\nAuch können IED-Anlagen, die der 17. BImSchV unterliegen, derzeit noch ein Umweltmanagementsystem einführen, das die in Anlage 6 Nummer 2 aufgeführten Merkmale erfüllt. Dies soll künftig nicht\r\nmehr möglich sein.\r\nAls besonders irritierend empfinden die Bioenergieverbände daher, dass die Ausführungen zum Erfüllungsaufwand dahingehend verstanden werden, dass der Verordnungsgeber davon ausgeht, dass alle\r\nbetroffenen Anlagen bereits über ein UMS entsprechend DIN EN ISO 14001 verfügen, da für dessen\r\nEinführung keine Kosten veranschlagt werden. Tatsächlich wird aber die Einführung eines entsprechenden UMS mit erheblichen einmaligen, wie kontinuierlichen Kosten verbunden sein - schon deswegen, weil kleine Unternehmen bzw. Betriebe mit beschränkten personellen Ressourcen auf externe\r\nDienstleister zurückgreifen werden müssen, um die Anforderungen der DIN EN ISO 14001 umsetzen zu\r\nStand: 14.8.2025 Seite 16\r\nStellungnahme zum Gesetz und zur Verordnung zur Umsetzung der IED – Stand: Juli 2025\r\nkönnen. Die Tatsache, dass im Falle von bereits an anderer Stelle dokumentierten „Inhalten des Managementsystems oder damit verbundenen Leistungsindikatoren, Zielen oder Maßnahmen“ ein Verweis im UMS auf diese Dokumente genügen soll, stellt zwar eine gewisse Erleichterung dar. Allerdings\r\nist eine Abschätzung der erforderlichen Unterlagen angesichts eines leeren und erst perspektivisch\r\nmit Inhalten gefüllten Anhang 3 schwer möglich.\r\nIn Verbindung mit dem nach § 7 Absatz 2 alle drei Jahre erforderlichen Konformitätsnachweisen, die\r\nnur in Form eines EMAS-Registrierungsbescheides oder eines Zertifikats nach DIN EN ISO 14001 erbracht werden können – wird letztlich eine vollständige externe Zertifizierung erforderlich.\r\n2.4.2 Zu § 3 - Anforderungen an die Einführung und den Betrieb von Umweltmanagementsystemen\r\nAuch wenn das Problem unmittelbar aus der geänderten IE-Richtlinie und nicht erst aus der nationalen Umsetzung resultiert, sei hier dennoch kritisch angemerkt, dass die Frist zur Einführung des UMS\r\ndeutlich zu kurz ist.\r\nNach Angaben des Bundesverbands der Deutschen Industrie e.V. (BDI) erfordert die Einführung eines\r\nUMS bis zu zwei Jahren. Bis zum 01.07.2027 verbleiben bereits jetzt nur noch 29 Monate. In Anbetracht\r\ndes zeitlichen Ablaufs (Inkrafttreten der Mantelverordnung erst nach dem Inkrafttreten des Mantelgesetzes möglich) muss in Frage gestellt werden, ob die gesetzte Frist überhaupt einhaltbar ist. Dies gilt\r\ninsbesondere vor dem Hintergrund, dass die Kapazitäten der akkreditierten Zertifizierungsstellen, die\r\nISO 14001-Zertifizierungen anbieten, nicht unbegrenzt sein dürften.\r\n\r\nStand: 14.8.2025 Seite 17\r\nStellungnahme zum Gesetz und zur Verordnung zur Umsetzung der IED – Stand: Juli 2025\r\nKontakt\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nSandra Rostek\r\nLeiterin\r\nTel.: 030-2758179-00\r\nE-Mail: rostek@bioenergie.de\r\nDr. Tim Pettenkofer\r\nReferent Holzenergie des Bundesverband Bioenergie e.V. & Fachverband Holzenergie\r\nTel.: 030-2758179-285\r\nE-Mail: pettenkofer@bioenergie.de\r\nGepa Porsche\r\nReferatsleitung Genehmigung des Fachverband Biogas e.V.\r\nTel.: 030-2758179-12\r\nE-Mail: gepa.porsche@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 Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-08-14"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020839","regulatoryProjectTitle":"Biomasse diskriminierungsfrei nutzen & Förderrahmen für erneuerbare Wärme sichern","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ba/ac/643859/Stellungnahme-Gutachten-SG2511120016.pdf","pdfPageCount":18,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\nVorschläge für\r\nverbesserte\r\nRahmenbedingungen der\r\nBioenergie im\r\nWärmebereich\r\nSeite 2\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 21.07.2025\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze...............................................................................................................................3\r\n1. Vorbemerkung und Grundsätzliches ................................................................................................5\r\n1.1. Beitrag der Bioenergie zu einer klimaneutralen Wärmeversorgung......................5\r\n1.2. Ordnungsrecht und finanzielle Förderung müssen CO2-Preis ergänzen .............6\r\n1.3. Abschaffung von unnötigen, unverhältnismäßigen und diskriminierenden\r\nVorgaben für Holz, Biogas und Biomethan................................................................................6\r\n2. Überarbeitung von Gebäudeenergiegesetz und Wärmeplanungsgesetz........................ 7\r\n2.1. Gebäudeenergiegesetz................................................................................................................. 7\r\n2.2. Wärmeplanungsgesetz (WPG)...................................................................................................9\r\n3. Finanzielle Förderprogramme mit Bezug zum Wärmesektor ............................................. 11\r\n3.1. Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW)............................................................ 12\r\n3.2. Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft\r\n(EEW)...........................................................................................................................................................13\r\n3.3. Bundesförderung effiziente Gebäude (BEG)....................................................................14\r\n3.4. Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)....................................................................................15\r\n3.5. Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) & KWK-Ausschreibungsverordnung\r\n(KWKAusV)................................................................................................................................................15\r\n4. Ergänzende Vorschläge zur Bereitstellung biogener Heizstoffe und Fernwärme ....15\r\n4.1. Abbau von Hemmnissen und Bürokratie..........................................................................16\r\n4.2. Biomethaneinspeisung erleichtern.....................................................................................16\r\n4.3. Bau von Satteliten-BHKW, Biogasaufbereitungsanlagen und\r\nWärmespeicherung im Außenbereich erleichtern (Änderung von § 35 bzw. § 246d\r\nBauGB)....................................................................................................................................................... 17\r\nSeite 3\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 21.07.2025\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\n1. Die sinnvollen Kernelemente des bestehenden Rechtsrahmens und Förderungen sollten unbedingt\r\nfortgeführt werden. Dazu gehören insbesondere:\r\n• der Mindestanteil von 65 Prozent erneuerbarer Energien für neu installierte Heizsysteme, die\r\nab Mitte 2026 bzw. Mitte 2028 eingebaut werden (GEG)\r\n• die steigenden Mindestanteile grüner Brennstoffe in Heizungen, die in den Jahren 2024 bis\r\nMitte 2026 bzw. Mitte 2028 eingebaut wurden (GEG)\r\n• das Auslaufen von mit fossilen Brennstoffen betriebenen Heizungen im Jahr 2045 (GEG)\r\n• die Mindestanteile erneuerbarer Energien in bestehenden und neuen Wärmenetzen (WPG)\r\n• die Verpflichtung von Kommunen zur Erstellung einer Wärmeplanung (WPG)\r\n• die Förderprogramme für neue Heizsysteme in Gebäude (BEG) und Industrie (EEW) sowie für\r\nWärmenetze und Fernwärmeerzeuger (BEW)\r\nDie Mindestanteile erneuerbarer Energien wirken kostendämpfend auf die Preise fossiler Energieträger: Sie verringern die Nachfrage nach fossilen Energien auch ohne hohe EU-Emissionshandelspreise\r\nund ohne Abstriche beim Klimaschutz machen zu müssen. Die finanzielle Förderung erneuerbarer\r\nWärme senkt die Kosten der CO2-Reduktion für die Verbraucher. Lokal gewonnene erneuerbare Wärme\r\nträgt des Weiteren zur Stärkung der Resilienz des Landes und lokalen Wertschöpfungsketten bei.\r\n2. Gebäudeeigentümern und Fernwärmeversorgungsunternehmen sollte eine möglichst große technische und wirtschaftliche Freiheit gewährt und ein möglichst breites Spektrum an Optionen zur erneuerbaren Wärmeversorgung zur Verfügung gestellt werden. Dies ist im bestehenden Rechtsrahmen nicht\r\ngegeben, weil er eine Vielzahl unverhältnismäßiger und diskriminierender regulatorischer Vorgaben\r\ninsbesondere für Holz, Biogas und Biomethan enthält.\r\n3. Für die Überarbeitung von GEG und WPG schlagen wir insbesondere vor:\r\n• Streichung aller Restriktionen beim Einsatz nachhaltiger Biomasse zur Wärmeerzeugung, insbesondere die Deckelung von Biomasse in Wärmenetzen mit über 50 km Leitungslänge (WPG)\r\nund den Ausschluss von neuen Biogasanlagen mit über 40 Prozent Maisanteil (GEG)\r\n• Streichung der Diskriminierung von grünem Methan ggü. Wasserstoff bei den Regeln zur Transformation der Gasnetze (GEG)\r\n• Streichung der Ausnahmeregelung für Wärmenetzen mit mehr als 70 Prozent KWK-Wärme vom\r\nMindestanteil erneuerbarer Energien in 2030 (WPG)\r\n• Einstufung von Anlagen und Infrastruktur zur Erzeugung erneuerbarer Gase als „im überragenden öffentlichen Interesse“ (GEG, WPG)\r\n• adäquate Primärenergiefaktoren und Emissionswerte für Biogas, Biomethan und Bioöl sowie\r\nerneuerbare KWK-Anlagen (GEG)\r\n• Angleichung der Nachhaltigkeitsanforderungen an die europäisch unbedingt notwendigen\r\nVorgaben, insbesondere die Ausnahme von Holzheizkraftwerken von der Nachhaltigkeitszertifizierung unter 7,5 MW (WPG).\r\nSeite 4\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 21.07.2025\r\n4. Für die Überarbeitung von BEW, BEG und EEW schlagen wir insbesondere vor:\r\n• praxisgerechte Ausgestaltung und Erweiterung der Listen der zulässigen Festbrennstoffsortimente (BEW, EEW).\r\n• Angleichung der Anforderungen an Nachhaltigkeit und Brennstoffe an die europäisch unbedingt notwendigen Vorgaben, insbesondere die Ausnahme von Verbrennungsanlagen unter\r\neiner gewissen Größenschwelle (BEW, EEW)\r\n• keine Beschränkung der Betriebsstunden von Holzenergieanlagen und Wärmeerzeugern, die\r\nBiogas einsetzen (BEW)\r\n• Streichung der praxisfernen Nachweisanforderung, dass die eingesetzten Biomassebrennstoffe langfristig zur Verfügung stehen oder nicht stofflich genutzt werden können (BEW)\r\n• Schaffung eines Level-Playing-Fields für größere Hackschnitzelheizungen in Bezug auf einen\r\nerfüllbaren ETAs (BEG)\r\n5. Auch die anderen für die Wärmeerzeugung aus Biomasse relevanten Regelwerke sollten überarbeitet werden. Dazu gehören insbesondere:\r\n• Überarbeitung des EEGs als zentralem Instrument, um den Beitrag biogener KWK-Anlagen für\r\ndie Wärmeversorgung zu sichern und zu heben\r\n• Fortführung der Regelungen der in 2025 auslaufenden Gasnetzzugangsverordnung, insbesondere bzgl. der Kostenteilung beim Gasnetzanschluss, inkl. einer Übergangsregelung\r\n• Erleichterung des Baus von Biogasaufbereitungsanlagen, die das Biogas mehrerer Anlagen\r\nbündeln, und von Biogas-Satelliten-BHKW im Außenbereich.\r\nSeite 5\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 21.07.2025\r\n1. Vorbemerkung und Grundsätzliches\r\n1.1. Beitrag der Bioenergie zu einer klimaneutralen Wärmeversorgung\r\nBioenergie, insbesondere Holz, Biogas und Biomethan, ist mit einem Marktanteil von 81 Prozent die\r\nmit Abstand bedeutendste Technologie zur klimaneutralen Wärmeerzeugung in Deutschland. Ihre Nutzung bietet immense betriebs- und volkswirtschaftliche Vorteile:\r\n• Nutzung bestehender Infrastruktur: Bioenergieträger können die bestehende Fernwärmeinfrastruktur, und im Fall von Biomethan in der bestehenden Gasinfrastruktur, genutzt werden.\r\nSo werden unnötige Investitionskosten und Aufwand für neue Technik und Infrastruktur vermieden und Klimaschutz im Wärmesektor schnell und verbraucherfreundlich vorangetrieben.\r\n• Soziale Akzeptanz und niedrige Kosten: Bioenergiedörfer und ländliche Nahwärmenetze, die\r\naus Holzheiz(kraft)werken oder Biogasanlagen gespeist werden, sind eine kostengünstige\r\nForm der erneuerbaren Wärmeerzeugung und zentrales Element der Bürgerenergie im Wärmesektor. Die Wärmeerzeugung aus Biogas- und Holzenergieanlagen verbindet Akzeptanz und\r\nniedrige Kosten für die Wärmewende mit lokaler Wertschöpfung im ländlichen Raum.\r\n• Hohes Temperaturniveau: Industrielle Prozesswärme erfordert oft ein Temperaturniveau, das\r\ntreibhausgasneutral nur durch erneuerbare Brennstoffe wie feste, flüssige oder gasförmige\r\nBiomasse erreicht werden kann. Alternativen wie Wasserstoff oder Elektrifizierung sind entweder auf absehbare Zeit nicht verfügbar oder nicht wirtschaftlich.\r\n• Versorgungssicherheit: Das in Deutschland genutzte Biogas und die Holzenergie werden fast\r\nausschließlich in Deutschland produziert; die Rohstoffbasis stammt aus der heimischen Landund Forstwirtschaft. Eine produktive und nachhaltig bewirtschaftete Land- und Forstwirtschaft\r\nist damit auch für die nationale Energieversorgung und den Klimaschutz unerlässlich. Die Erneuerbare Energien Richtlinie der EU (RED III) bzw. deren nationale Umsetzung durch die Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung setzt für die Nachhaltigkeitszertifizierung der Biomasse und der daraus erzeugten Energien umfassende, weltweit zu erfüllende Anforderungen.\r\n• Geringerer Strombedarf und Entlastung der Stromnetze: Speziell in Regionen mit einem hohen Stromverbrauch und einer geringen Erneuerbaren Stromerzeugung kann eine weitgehende Elektrifizierung der Wärmeversorgung (kombiniert mit der weiteren Elektrifizierung der\r\nMobilität) bestehende Engpässe im Stromnetz besonders in den Wintermonaten verschärfen.\r\nEine Nutzung von biogenen Brennstoffen wie Holz und Biogas senkt den Strombedarf und\r\nentlastet entsprechend die Stromnetze.\r\n• Geringerer Bedarf der Gebäudesanierung: Aufgrund verschiedener Restriktionen wie Baustoffund Fachkräftemangel, Planungszeiträumen sowie den üblichen Investitionszyklen können\r\nnicht alle Gebäude gleichzeitig energetisch saniert und/oder mit einer Wärmepumpe bzw. einem Wärmenetzanschluss ausgestattet werden. Ein technologieoffener Mix, der Planern, Eigentümern und Handwerkern möglichst große Freiräume für die jeweils passende Entscheidung lässt, ist Voraussetzung für das zügige Gelingen der Wärmewende.\r\n• Synergieeffekte dem Stromsektor: Gesicherte regelbare Leistung durch biogene Kraft-WärmeKopplungsanlagen: Da biogene Energieträger speicherbar sind, können sie je nach Bedarf in\r\nStrom und Wärme umgewandelt werden. Neben ihrer Rolle als Wärmeerzeuger stellen flexible\r\nSeite 6\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 21.07.2025\r\nBiogasanlagen und Biomasseheizkraftwerke damit auch gesicherte und regelbare Leistung zur\r\nVerfügung, um die fluktuierende Energieerzeugung aus Wind- und Solarenergie abzusichern,\r\nsowohl bei der Stromversorgung als auch bei der Bereitstellung von Nah- und Fernwärme.\r\n• Synergieeffekt mit dem Klimaschutz in anderen Bereichen: CO2-Gewinnung. Zukünftig wird immer mehr klimaneutrales CO2 z.B. für die Herstellung von E-Fuels, die stoffliche Nutzung in der\r\nIndustrie oder für Negativemissionen zur Erreichung von Klimaneutralität benötigt. Insbesondere an Heiz(kraft)werken und Biogasaufbereitungsanlagen kann technisch einfach und kostengünstig klimaneutrales CO2 als Koppelprodukt abgeschieden werden.\r\n1.2. Ordnungsrecht und finanzielle Förderung müssen CO2-Preis ergänzen\r\nEin zentraler Bestandteil der Wärmewende sind der EU-Emissionshandel für Heizkraftwerke, Heizwerke\r\nund größere Industrieanlagen (ETS 1) sowie der nationale CO2-Preis für Heizungen und kleinere gewerbliche Verbraucher, wie er mit dem Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) in Deutschland eingeführt wurde und zukünftig EU-weit im ETS 2 gelten wird. Die ETS-Preise setzen wichtige Anreize zur\r\nCO2-Reduktion in der Fern-, Prozess- und Gebäudewärme und damit für den Wechsel von fossilen hin\r\nzu erneuerbaren Energieträgern, wenn sie ausreichend hoch sind. Steigende Preise in den Emissionshandelssystemen, die nicht durch andere Instrumente flankiert werden, bergen jedoch die Gefahr von\r\nsozialen Verwerfungen einerseits, wenn Vermieter und Fernwärmeunternehmen die steigenden\r\nBrennstoffpreise an ihre Kunden weiterreichen, und von Strukturbrüchen in der Industrie andererseits,\r\nwenn diese durch die steigenden Brennstoffkosten an Wettbewerbsfähigkeit verlieren. Diesen Gefahren kann begegnet werden, indem die Emissionshandelssysteme durch ordnungsrechtliche Pflichten\r\nfür Hausbesitzer und Fernwärmenetzbetreiber und finanzielle Förderung ergänzt werden. Der durch\r\ndas Ordnungsrecht herbeigeführte Umstieg auf erneuerbare Energien reduziert den Bedarf an ETSZertifikaten und wirkt so kostendämpfend auf den Preis für fossile Brennstoffe ohne Kompromisse\r\nbeim Klimaschutz zu machen. Eine finanzielle Förderung senkt die Kosten für den Wechsel auf klimafreundliche Heizsysteme und so ebenfalls die Kosten für die Verbraucher. Aus diesen Gründen müssen\r\ndie Emissionshandelssysteme durch ein Ordnungsrecht für den Wärmeverbrauch – wie das Gebäudeenergie- und Wärmeplanungsgesetz – sowie finanzielle Förderprogramme ergänzt werden.\r\n1.3. Abschaffung von unnötigen, unverhältnismäßigen und diskriminierenden\r\nVorgaben für Holz, Biogas und Biomethan\r\nDer Wärmesektor weist eine große Heterogenität in der Gebäude- und Eigentümerstruktur auf. Dies\r\nbetrifft insbesondere die Möglichkeiten zur Senkung des Energieverbrauchs, die technischen und finanziellen Anforderungen sowie die lokalen Verfügbarkeiten bestimmter Heizungskonzepte und die\r\nlokale sowie die finanzielle Situation und Investitionsbereitschaft der Eigentümer.\r\nDas notwendige hohe Ambitionsniveau der ordnungsrechtlichen Vorgaben in GEG und WPG macht es\r\ndeshalb zwingend, Gebäudeeigentümern bzw. Fernwärmenetzbetreibern eine möglichst große technische und wirtschaftliche Freiheit zu gewähren und ein möglichst breites Spektrum an Optionen zur\r\nerneuerbaren Wärmeversorgung zur Verfügung zu stellen. So können sie jene Defossilisierungsoption\r\nwählen, die am besten zu ihren spezifischen Bedürfnissen passt. Dies führt zu effizienteren Klimaschutzkonzepten und damit niedrigeren Kosten für Wärmeverbraucher, die Gesamtwirtschaft und höherer Akzeptanz, ohne dass Abstriche beim Klimaschutz gemacht werden müssen.\r\nSeite 7\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 21.07.2025\r\nDies ist im bestehenden Rechtsrahmen nicht gegeben, weil er eine Vielzahl unnötiger, unverhältnismäßiger und diskriminierender kleinteiliger regulatorischer Vorgaben insbesondere für Holz, Biogas\r\nund Biomethan enthält. In den folgenden Abschnitten werden Vorschläge zu deren Abschaffung unterbreitet.\r\n2. Überarbeitung von Gebäudeenergiegesetz und Wärmeplanungsgesetz\r\n2.1. Gebäudeenergiegesetz\r\n1. Sinnvolle Kerninhalte fortführen\r\nWie oben beschrieben, braucht es einen Dreiklang aus Ordnungsrecht, finanzieller Förderung und CO2-\r\nPreis, um den Klimaschutz im Wärmesektor effektiv, effizient sowie sozial- und wirtschaftspolitisch\r\nangemessen fortzuführen. In Bezug auf das GEG bedeutet dies insbesondere:\r\n• Beibehaltung des Mindestanteils von 65 Prozent erneuerbarer Energien für neu installierte\r\nHeizungen, die ab Mitte 2026 (Kommunen > 100.000 Einwohner) bzw. Mitte 2028 (Kommunen <\r\n100.000 Einwohner) eingebaut werden (§ 71 Abs. 1 GEG). Auch wenn es Überarbeitungsbedarf\r\ngibt, ist der Mindestanteil der Schlüssel, um den Ausbau erneuerbarer Energien im Gebäudesektor mit klarer Lenkungswirkung fortzuführen und gleichzeitig den Bundeshaushalt zu schonen.\r\n• Beibehaltung der steigenden Mindestanteile grüner Brennstoffe in Heizungen, die in den Jahren 2024 bis Mitte 2026 (Kommunen > 100.000 Einwohner) bzw. Mitte 2028 (Kommunen <\r\n100.000 Einwohner eingebaut wurden (§ 71 Abs. 9 GEG). Die Regelung stellt eine verhältnismäßige und für Hausbesitzer und Verbraucher zumutbare Brücke dar, zwischen dem alten GEG,\r\ndas praktisch keine Vorgaben für bestehende Gebäude enthielt, und dem Zeitpunkt der Einführung des Mindestanteils von 65 Prozent erneuerbarer Energien in neu installierten Heizungen. Die Regelung ist zudem eine kleine Variante der im Koalitionsvertrag erwähnten Grüngasquote.\r\n• Beibehaltung des Auslaufens von mit fossilen Brennstoffen betriebenen Heizungen im Jahr\r\n2045 (§ 72 Abs. 4 GEG). Das Auslaufen des Einsatzes von fossilen Heizungen ist Ausdruck des\r\nZiels der Klimaneutralität im Jahr 2045 und der begrenzten Menge an ETS-Zertifikaten. Das Ziel\r\ngibt damit Planungssicherheit für Gebäudebesitzer und schützt Mieter vor übermäßigen Kostenbelastungen durch steigende CO2-Preise.\r\n2. Einstufung von Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Gase als „im überragenden öffentlichen Interesse“ (Ergänzung von § 1 Abs. 3)\r\nUm die Defossilisierung des Wärmesektors zu beschleunigen, in dem gasbasierte Technologien noch\r\nlange einen relevanten Anteil haben werden, sollte außerdem nicht nur Anlagen zur Erzeugung von\r\nerneuerbarem Strom (§ 2 EEG 2023), zur Stromspeicherung (§ 11c EnWG) und zur Erzeugung erneuerbarer Wärme (§ 1 Abs. 3 GEG) als „im überragenden öffentlichen Interesse“ festgelegt werden, sondern\r\nauch Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Gase wie Biomethan, Bio-LNG, Wasserstoff und synthetisches Methan.\r\nSeite 8\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 21.07.2025\r\n3. Primärenergiefaktoren und Emissionswerte für Biogas, Biomethan und Bioöl absenken (Änderung\r\nder Anlagen 4 & 6)\r\nDie im GEG für Biogas (worunter auch Biomethan fällt) und Bioöl festgelegten Primärenergiefaktoren\r\n(PEF) in Anlage 4 sind in keiner Weise fachlich fundiert und widersprechen allen Berechnungen in der\r\nPraxis wie auch den Vorgaben in der RED. Dort wird für Biogas und Bioöl ein PEF von 1,1 festgelegt –\r\nderselbe Wert wie für Heizöl und Erdgas. Ähnlich verhält es sich mit den Emissionsfaktoren in Anlage\r\n6, die ebenfalls viel zu hoch sind. Die RED III gibt vor, dass biogene Brennstoffe zur Wärmeerzeugung\r\nmindestens 80 Prozent Treibhausgasemissionen gegenüber einem fossilen Komparator von 288 g/kWh\r\n(80 g/MJ) einsparen müssen, was in etwa dem Emissionswert von Heizöl im GEG entspricht (310 g/kWh).\r\nAuf Basis der RED-Vorgaben sind deshalb für Biogas, Biomethan, biogenes Flüssiggas und Bioöl PEFs\r\nvon maximal 0,2 und Emissionswerte von maximal 60 g/kWh sachgerecht (jeweils 20 Prozent der Werte\r\nfür Heizöl). Zu beachten ist, dass dies laut RED nur die maximalen Treibhausgasemissionen sind; insbesondere Biogas und Biomethan aus Gülle und Abfällen haben in der Realität noch deutlich niedrigere Emissionen. Werden die Werte in den Anlagen 4 und 6 entsprechend abgesenkt, können auch die\r\nAusnahmeregelungen in § 22 Abs. 1 gestrichen werden.\r\n4. Untergrenze für den Primärenergiefaktor für erneuerbare KWK auf 0 absenken (Änderung von § 22\r\nAbs. 3)\r\nDa bei der Berechnungsmethode für den PEF für Wärme aus KWK-Anlagen berücksichtigt wird, dass\r\nder bei der Wärmeerzeugung ausgekoppelte Strom ebenfalls fossile Brennstoffe einspart, können\r\nselbst rein fossile KWK-Anlagen rein rechnerisch einen PEF von 0 erreichen. Zurecht wurde deshalb\r\nmit der Einführung des GEG eine Untergrenze von 0,3 für den PEF von KWK-Wärme eingeführt, die\r\nabhängig vom Einsatz erneuerbarer Brennstoffe auf bis zu 0,2 sinken kann. Da wie oben beschrieben\r\nfür Biogas ein PEF von 0,2 angemessen ist, bei der Berechnung des PEF von KWK-Wärme aber auch die\r\ndurch den Strom eingesparten fossilen Brennstoffe berücksichtigt werden müssen, sollte für Wärme\r\naus rein erneuerbarer KWK ein PEF von 0 gelten.\r\n5. Ausschluss von neuen Biogasanlagen mit über 40 Prozent Maisanteil streichen (Streichung von § 71f\r\nAbs. 4)\r\nMit § 71f Abs. 4 soll das Heizen mit Biogas und Biomethan aus neuen Biogasanlagen nur dann als\r\nErfüllungsoption gelten, wenn bei der Herstellung nicht mehr als 40 Prozent Mais (oder Getreidekorn)\r\neingesetzt wird, selbst wenn alle Anforderungen an die Nachhaltigkeit und Treibhausgaseinsparung\r\neingehalten werden. Angesichts der großen Herausforderungen zur Erfüllung der 65-Prozent-Anforderung sollte das Angebot erneuerbarer Brennstoffe nicht durch unnötige, fachfremde Beschränkungen\r\nkleingehalten werden.\r\n6. Spektrum zulässiger Holzbrennstoffe erweitern (Ergänzung von § 71g Abs. 3 Nr. 2)\r\nBisher wird nur feste Biomasse nach § 3 Absatz 1 Nummer 4, 5, 5a, 8 oder Nummer 13 der 1. Bundesimmissionsschutzverordnung (BImSchV) als zulässiger Brennstoff aufgeführt. Um die Eigenversorgung von Betrieben der Holzwirtschaft zuzulassen, sollte die Liste der zulässigen Holzbrennstoffe um\r\nNummer 6 und 7 der 1. BImSchV (Altholz AI und AII) ergänzt werden.\r\nSeite 9\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 21.07.2025\r\n7. Abschaffung der Beratungspflicht für Anlagen, die nach Inbetriebnahme mit biogenen Brennstoffen\r\nbetrieben werden sollen (Streichung von § 71 Abs. 11)\r\nDie Beratungspflicht für Heizsysteme auf biogener Brennstoffbasis über eine mögliche Unwirtschaftlichkeit, insbesondere aufgrund ansteigender CO2-Bepreisung, läuft in Bezug auf Heizungen, die biogene Brennstoffe einsetzen ins Leere, da auf biogene Brennstoffe kein CO2-Preis anfällt. Die Beratungspflicht sollte deshalb im Sinne einer Erleichterung und Abschaffung unnötiger Regelungen gestrichen\r\nwerden. Zudem stellt die Beratungspflicht eine diskriminierende Ungleichbehandlung ggü. anderen\r\nerneuerbaren Wärmetechnologien dar, bei denen z.B. die Entwicklung des Strompreises großen Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit hat, aber keine Beratung über eine mögliche Unwirtschaftlichkeit gefordert wird.\r\n8. Angleichung der Nachweispflicht für Biomasseheizungen in Kombination mit Öl- und Gasheizungsanlagen an die Anforderungen bei Wärmepumpen (Ergänzung von § 71 Abs. 3)\r\nFür Hybridheizungen, die Wärmepumpen mit einem Öl- oder Gaskessel kombinieren, ist kein Nachweis\r\nnach DIN V 18599 notwendig, dass der Mindestanteil von 65 Prozent erneuerbarer Wärme erreicht wird.\r\nDas gleiche sollte auch für Hybridheizungen gelten, die Biomasseheizungen mit einem Öl- oder Gaskessel kombinieren.\r\n2.2. Wärmeplanungsgesetz (WPG)\r\n1. Sinnvolle Kerninhalte fortführen\r\nNeben dem GEG ist das WPG das zentrale Element des Ordnungsrechts im Wärmesektor, das wie oben\r\nbeschrieben, als Ergänzung der finanziellen Förderung und des CO2-Preises notwendig ist, um den\r\nKlimaschutz im Wärmesektor effektiv, effizient sowie sozial- und wirtschaftspolitisch angemessen fortzuführen. Die sinnvollen Kerninhalte sollten deshalb fortgeschrieben werden:\r\n• Verpflichtung der Kommunen zur Erstellung einer Wärmeplanung bis 2026/2028 (§ 4 Abs. 1\r\nWPG). Die Kommune ist der sinnvollste Ort, um die Potenziale klimaneutraler Wärme zu analysieren sowie den Ausbau und die Defossilisierung von Nah- und Fernwärme zu organisieren,\r\nspeziell wenn die Netze aus mehreren kleineren Wärmeerzeugern wie Biogasanlagen gespeist\r\nwerden.\r\n• Beibehaltung der Mindestanteile erneuerbarer Energien in bestehenden und neuen Wärmenetzen (§ 29 Abs. 1 bzw. § 30 Abs. 1 WPG). Auch wenn es Überarbeitungsbedarf bei diesen\r\nRegelungen gibt, sind die Mindestanteile der Schlüssel, um den Ausbau erneuerbarer Energien\r\nin der Fernwärme ohne deutliche Erhöhung der Preise fossiler Brennstoffe fortzuführen und\r\ngleichzeitig den Bundeshaushalt zu schonen.\r\n2. Die Begrenzungen des Einsatzes von Biomasse in Wärmenetzen > 50km sind zu streichen (Streichung\r\nvon § 30 Abs. 2 & § 31 Abs. 2)\r\nDer Wärmesektor weist eine große Heterogenität auf und sowohl der Bedarf der Verbraucher sowie\r\ndie Potenziale klimaneutraler Wärme können von Kommune zu Kommune stark variieren. Wie oben\r\nbeschrieben, sollte den Entscheidern vor Ort eine möglichst große wirtschaftliche und technische Freiheit zur Defossilisierung ihrer Wärmeversorgung gegeben werden. Dies gilt auch für die Nutzung von\r\nBioenergieträgen in neuen und bestehenden Wärmenetzen. Eine Begrenzung des Biomasseeinsatzes\r\nSeite 10\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 21.07.2025\r\nist zudem nicht notwendig, um die Nachhaltigkeit der Biomassenutzung zu gewährleisten. Ein Wärmenetzbetreiber investiert nur dann in z.B. ein Holzheizwerk, wenn er sicher ist, die nötigen nachhaltigen\r\nBioenergieträger auch dauerhaft nutzen zu können und darüber mit Lieferanten Vereinbarungen getroffen hat.\r\n3. Einstufung von Infrastruktur zum Transport erneuerbarer Gase als „im überragenden öffentlichen\r\nInteresse“ (Ergänzung von § 1 Abs. 3)\r\nAufgrund der großen Bedeutung gasbasierter Technologien für den Wärmesektor sollte nicht nur Infrastruktur zum Transport von erneuerbarem Strom (§ 1 NABEG; § 14d Abs. 10 EnWG) und erneuerbarer\r\nWärme (§ 1 Abs. 3 WPG) als „im überragenden öffentlichen Interesse“ festgelegt werden, sondern auch\r\nInfrastruktur zum Transport erneuerbarer Gase. Dazu gehören insbesondere auch so genannte „RohBiogas-Leitungen“ mit denen mehrere dezentrale Biogasanlagen für eine gemeinsame Biogasaufbereitung zur Senkung der Technikkosten gebündelt werden.\r\n4. Auch Wärmenetze auf Basis von KWK-Anlagen sollten im Jahr 2030 den Mindestanteil erneuerbarer\r\nEnergien einhalten müssen (Streichung von § 29 Abs. 5)\r\nIn § 29 Abs. 5 werden Wärmenetze, die zu mindestens 70 Prozent mit KWK-Wärme gespeist werden, von\r\ndem Mindestanteil erneuerbarer Energien für 2030 (mind. 30 Prozent) ausgenommen. Sie müssen bis\r\n2030 nur den Nicht-KWK-Anteil durch erneuerbare Energien decken und den Mindestanteil von 30\r\nProzent erst im Jahr 2035 erreichen. Mit dieser Ausnahmeregelung wird die (zumindest teilweise) Umstellung von KWK-Anlagen auf erneuerbare Brennstoffe de facto vom Mindestanteil ausgenommen,\r\nwas angesichts der vielen verfügbaren Optionen und des großen Nachholbedarfs an Klimaschutz im\r\nWärmesektor nicht angemessen ist.\r\n5. Nachhaltigkeitskriterien an europäische Vorgaben anpassen (Änderung von § 3 Abs. 1 Nr. 15e)\r\nEs sollte klargestellt werden, dass die Nachhaltigkeitszertifizierung für Biomasse erst ab den in der\r\nErneuerbare-Energien-Richtlinie der EU (RED III) vorgegebenen Leistungsgrößen notwendig sind, d.h.\r\nfür feste Biomasse ab 7,5 MW Feuerungswärmeleistung und bei gasförmiger Biomasse ab 2 MW Feuerungswärmeleistung. Dies dient dem Abbau unnötiger bürokratischer Anforderungen und stellt sicher,\r\ndass EU-Recht national nicht strenger als unbedingt erforderlich umgesetzt wird.\r\n6. Keine Diskriminierung von grünem Methan bei den Anforderungen an die Transformation der Gasverteilnetze (Änderung insb. von § 28)\r\nAn verschiedenen Stellen werden Anforderungen formuliert, unter welchen Bedingungen Kommunen\r\nAnnahmen zur Umstellung der Gasversorgung von Erdgas auf erneuerbare Gase in ihre Wärmeplanung\r\neinbeziehen können. An die Einplanung von grünem Methan (Biomethan, synthetisches Methan) werden jedoch deutlich höhere Anforderungen gestellt als an die Einplanung von Wasserstoff, insbesondere in § 28. Aufgrund der hohen Verfügbarkeit von Biogas und Biomethan in Deutschland und Europa\r\nist eine Umstellung von Erdgas auf grünes Methan jedoch deutlich realistischer und grünstier als eine\r\nUmstellung auf Wasserstoff, sofern dies nicht durch externe regulatorische Vorgaben wie im WPG oder\r\nin der Systementwicklungsstrategie verhindert wird. Es sollten deshalb für grünes Methan keine strengeren Anforderungen gelten als für Wasserstoff.\r\nSeite 11\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 21.07.2025\r\n7. Einstufung von biogenem Wasserstoff als erneuerbarer Energieträger (Änderung von § Abs. 1 Nr. 15)\r\nIm WPG wird biogener Wasserstoff, der z.B. mit Biomasse-Pyrolyse oder Biogas-Dampfreformierung\r\nerzeugt wird, als „orangener Wasserstoff“ und nicht als erneuerbare Energie eingestuft. Damit gelten\r\nnicht die Anforderungen an Bioenergieträger, sondern die Anforderungen an Wasserstoff, der z.B. mit\r\ndem Strom aus Abfallverbrennungsanlagen erzeugt wird. Dies ist nicht sachgerecht, da es sich bei\r\nbiogenem Wasserstoff um einen Bioenergieträger handelt, sowie eine nicht gerechtfertigte Schlechterstellung von Wasserstoff, der aus Biomasse hergestellt wird, gegenüber Wasserstoff, der aus anderen erneuerbaren Energien wie Wind- und Solarstrom hergestellt wird.\r\n8. Bestandsanalyse erweitern (Ergänzung von Anlage 1)\r\nIn der kommunalen Wärmeplanung sollten die Angaben zum Prozesswärmeverbrauch nach Temperaturniveau differenziert dargestellt werden, um gezielter Anwendungsfelder für Technologien zur Erzeugung industrieller Prozesswärme zu identifizieren. Zudem sollten in der Analyse der Gasinfrastruktur auch Angaben zur Möglichkeit der Biomethaneinspeisung gemacht werden, um den Abschluss dieser Anlagen zu erleichtern.\r\n9. Abweichung von bundespolitischen Vorgaben bei der kommunalen Wärmeplanung (Änderung von\r\n§ 9 Abs. 3)\r\nKommunen sollten bei ihrer Wärmeplanung in begründeten Fällen auch langfristig von den Vorgaben auf Bundesebene abweichen können, da bundesweite Vorgaben, speziell wenn sie auf\r\nbundesweiten politischen Strategien basieren, lokale Gegebenheiten nicht adäquat berücksichtigen können.\r\n10. Pflicht zur Erstellung von Wärmenetzausbau- und Dekarbonisierungsfahrplänen fokussieren (Änderung von § 32 Abs. 1)\r\nWärmenetze mit mind. 90 Prozent erneuerbarer Wärme sollten von der Pflicht zur Erstellung von Wärmenetzausbau- und Dekarbonisierungsfahrplänen ausgenommen werden (nicht nur Netze mit 100\r\nProzent EE-Wärme). Es kann bei technischen Problemen durchaus vorkommen, dass kurzfristig ein\r\nSicherheitskessel auf Basis fossiler Brennstoffe dazugeschaltet werden muss, um die Wärmeversorgung sicherzustellen und damit der Anteil erneuerbarer Energien absinkt.\r\n3. Finanzielle Förderprogramme mit Bezug zum Wärmesektor\r\nDie verschiedenen Förderprogramme für den Bau von Heizsystemen in für die Erzeugung von Gebäudewärme (BEG) und industrielle Prozesswärme (EEW) sowie für den Bau von Wärmenetzen und Fernwärmetechnologien (BEW, KWKG) und den Betrieb von biogenen KWK-Anlagen (EEG, KWKG) sorgen dafür, dass Verbraucher und Unternehmen nicht die vollen Kosten für eine Umstellung ihrer Heizsysteme\r\nbzw. Wärmeerzeuger tragen müssen. Sie tragen damit dazu bei, dass die Defossilisierung der Wärmeversorgung mit möglichst geringen Mehrkosten für Verbraucher und Unternehmen erreicht werden\r\nkann. Wie oben beschrieben, sollten diese Fördersysteme überarbeitet und insbesondere für die Bioenergie unverhältnismäßige und diskriminierende Regularien abgebaut und die Förderung ggf. ergänzt\r\nwerden.\r\nSeite 12\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 21.07.2025\r\n3.1. Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW)\r\nEs ist zu begrüßen, dass die Bundesregierung mit der BEW den Ausbau von Erneuerbaren Energien in\r\nWärmenetzen fördert. Jedoch drohen die Chancen, die die Bioenergie für die Wärmewende bietet, ungenutzt zu bleiben. Denn für eine effektive und effiziente Förderung sollten Wärmenetzbetreibern genauso wie Gebäudeeigentümern einen möglichst großen wirtschaftlichen und technischen Gestaltungsspielraum bei der Nutzung erneuerbarer Wärmetechnologien haben. Die BEW spiegelt dies nicht\r\nwider. Speziell sollte die BEW-Förderrichtlinie bei den folgenden Aspekten geändert werden:\r\n1. Deckelungen für die Anrechnung biogener Wärme streichen\r\nIn der „systematischen Förderung“ von neuen Wärmenetzen und der Transformation bestehender\r\nWärmenetze (7.2.3.4., Nr. 3f) sowie in der Förderung von Transformationsplänen und Machbarkeitsstudien (7.2.1., Nr. 3f; 7.2.2.) gelten sehr restriktive Obergrenzen für den Anteil an Wärme aus Biomasse im\r\nNetz. Die Höhe der Obergrenze variiert mit der Netzlänge und dem Zeitpunkt, ab dem die Obergrenze\r\neingehalten werden muss und unterscheidet sich nach bestehenden und neuen Wärmenetzen. Davon\r\nabgesehen ist auch der Anteil von Wärme aus gasförmigen Brennstoffen in neuen Wärmenetzen auf\r\n10 Prozent beschränkt, sofern es sich dabei nicht um eine KWK-Anlage handelt (4.2.1.).\r\nAbgesehen von der hier vorliegenden problematischen Einschränkung der wirtschaftlichen und technischen Freiheit zur Defossilisierung ihrer Wärmeversorgung ist eine Begrenzung des Biomasseeinsatzes zudem nicht notwendig, um die Nachhaltigkeit der Biomassenutzung zu gewährleisten. Ein Wärmenetzbetreiber investiert nur dann z.B. in ein Holzheizwerk, wenn er sicher ist, die nötigen nachhaltigen Bioenergieträger auch dauerhaft nutzen zu können. Zudem sollte nicht der Gasanteil insgesamt,\r\nsondern nur der Anteil fossiler Gase beschränkt werden.\r\n2. Praxisgerechte Ausgestaltung der Liste zulässiger Festbrennstoffe\r\nDie Liste der zulässigen Festbrennstoffe (Anhang 1) sollte praxisgerecht ausgestaltet und an die 1. Bundesimmissionsschutzverordnung § 3 Abs. 1 Nr. 4-8 & 13 angepasst werden. Insbesondere sollte die\r\nBrennstoffliste um, Waldrestholz, Kalamitätsholz, Energiehölzer aus Agroforstsystemen und Kurzumtriebsplantagen, die besonders eine langfristige und sichere Brennstoffversorgung ermöglichen und\r\nfür die zudem zahlreiche positive Umwelteffekte in Agrarlandschaften nachgewiesen sind, erweitert\r\nwerden. Altholz A IV als Brennstoff in dafür vorgesehenen Anlagen zulassen sein. Ein Ausschluss aufgrund des hohen Schadstoffgehaltes ist nicht nachvollziehbar. Dieses Sortiment muss energetisch genutzt werden und somit sollte die daraus gewonnene Energie auch in BEW-Netzen eingesetzt werden\r\ndürfen. Die geforderte Bestätigung des Brennstofflieferanten, dass die jeweiligen Holzsortimente nicht\r\nstofflich verwertet werden können, sollte gestrichen werden. Dies ist nicht praxisgerecht und auch\r\nnicht notwendig, um die stoffliche Holznutzung zu stärken. Die Zahlungsbereitschaft für stofflich nutzbare Holzsortimente ist in den entsprechenden Branchen größer als die Zahlungsbereitschaft von\r\nHolzheizwerksbetreibern. Die Nutzung von Holz wird vor Ort effizienter und ohne bürokratischen Aufwand durch den Markt geregelt als durch zentrale staatliche Vorgaben.\r\n3. Nachhaltigkeitskriterien an europäische Vorgaben anpassen\r\nEs sollten keine eigenen neuen Nachhaltigkeitsanforderungen vorgegeben werden, die auf keiner\r\nrechtlichen Grundlage beruht. Eine Nachhaltigkeitszertifizierung sollte deshalb erst ab der in der Erneuerbare-Energien-Richtlinie der EU (RED III) geforderten Schwelle von 7,5 MW Feuerungswärmeleistung bei fester Biomasse (7.2.3.4., Nr. 1e) bzw. 2 MW Feuerungswärmeleistung bei gasförmiger Biomasse\r\nSeite 13\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 21.07.2025\r\nerforderlich sein (7.2.3.4., Nr. 2). Damit werden unnötige und aufwändige bürokratische Anforderungen\r\ngestrichen und auf europäischer Ebene ein Level-Playing-Field zwischen den Mitgliedstaaten sichergestellt.\r\n4. Begrenzung der jährlichen Betriebsstunden von Holzenergieanlagen und Biogas-Wärmeerzeugern\r\nstreichen\r\nHolzenergieanlagen sind aktuell nur förderfähig, wenn sie – je nach Netzlänge – weniger als 4.000 bzw.\r\n2.500 Betriebsstunden pro Jahr aufweisen (7.2.3.4., Nr. 1f). Biogas-Wärmeerzeuger sind nur zur Besicherung, aber nicht als eigenständige Wärmeerzeuger förderfähig (7.2.3.4., Nr. 2). Dies schränkt den Spielraum von Wärmenetzbetreibern stark und unnötig ein.\r\n5. Forderung nach einem Verfügbarkeitsnachweis streichen\r\nDie Anforderung eines Nachweises, dass die eingesetzten Biomassebrennstoffe langfristig zur Verfügung stehen, ist praxisfern und sollte gestrichen werden. Der langjährige Trend zeigt jedoch, dass\r\nEnergieholz aus Rest- und Abfallstoffen in ausreichendem Maße zur Verfügung stehen.\r\n6. Forderung nach einer Machbarkeitsstudie streichen\r\nFür Nahwärmenetze sollte die Fördervoraussetzung einer umfangreichen und kostenintensiven Machbarkeitsstudie, mit der nachgewiesen wird, dass das Netz langfristig mit 100 Prozent Erneuerbare Energien betrieben werden kann, gestrichen werden.\r\n3.2. Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft\r\n(EEW)\r\nDie EEW ist an sich ein geeignetes Förderprogramm, um die Defossilisierung der Prozesswärme zu\r\nunterstützen. Allerdings gibt es sowohl in der Förderrichtlinie (RL) wie auch in den Merkblättern (MB)\r\nverschiedene Diskriminierungen für die Nutzung von Biomasse, die aufgehoben werden sollten.\r\n1. Förderquoten für Prozesswärme angleichen\r\nDie Förderquoten bei Biomasseanlagen wurden zuletzt im Vergleich zu anderen Prozesswärmetechnologien unverhältnismäßig abgesenkt. Dies steht im klaren Widerspruch zum Prinzip der Technologieoffenheit und verhindert die effiziente Transformation des Prozesswärmesektors im Mittelstand.\r\nDie Förderquote für Biomasse sollte deshalb an die Förderquote für die anderen erneuerbaren Technologien angeglichen werden.\r\n2. 7,5 MW Deckel für Biomasseanlagen streichen\r\nDer neue, unbegründete Deckel der Gesamtfeuerungswärmeleistung von 7,5 MW für Biomasseanlagen\r\nan einem Standort in der EEW ist ersatzlos zu streichen. (Anlage zum EEW Merkblatt Modul\r\n3. Zulässige Brennstoffsortimente ausdehnen\r\nDie weitestgehende Einschränkung auf die ausschließliche Nutzung von holzigen biogenen Rest- und\r\nAbfallstoffen (Anlage zum EEW Merkblatt Modul 2 1.4 Biomasse-Feuerungsanlagen) wird dazu führen,\r\ndass sinnvolle Projekte der Defossilierung und des Klimaschutzes nicht umgesetzt werden. Die Aufnahme von Sortimenten wie z.B. Waldrest- und Kalamitätsholz oder Holz aus landwirtschaftlichem\r\nSeite 14\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 21.07.2025\r\nAnbau (Agroforst- und Kurzumtrieb) ist notwendig, um nachhaltig verfügbare Biomassen zur Transformation der Prozesswärme nutzen zu können. Grundsätzlich sollten die Nachhaltigkeit der Biomasse\r\nausschlaggebend für den Einsatz sein, also die Einhaltung der Kriterien der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung und nicht willkürlich festgelegte Brennstofflisten.\r\n4. Hybridkesselsysteme zulassen\r\nDas EEW muss gezielt Transformationstechnologien anreizen, die Klimaschutz, Wirtschaftlichkeit und\r\nVersorgungssicherheit sicherstellen. In die Liste der Fördertatbestände (RL 5, Gegenstand der Förderung) müssen dringend Hybridkesselsysteme aufgenommen werden, die eine kombinierte Energieerzeugung aus Biomasse und Strom ermöglichen.\r\n5. Abschaffung von Restriktionen bei der Förderung neuer Biogasanlagen\r\nDer Fördertatbestand für neue Biogasanlagen ist mit so vielen Auflagen verknüpft, dass es praktisch\r\nkeine Anwendungsfälle mehr gibt (Anlage zu MB des Moduls 4, 2.5.5.). Angesichts des großen Bedarfs\r\nbei der Defossilisierung von Produktionsprozessen sind solche technologischen Einschränkungen\r\nnicht zeitgemäß. Hier ist eine grundsätzliche Überarbeitung notwendig, insb. hinsichtlich der Nutzung\r\ndes Biogases (z.B. Zulässigkeit der Netzeinspeisung) und der zulässigen Einsatzstoffe (z.B. Zulässigkeit\r\nvon Anbaubiomasse).\r\n6. Förderung mobiler Wärmespeicher\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 denen die Wärme über mobile Wärmespeicher zu Abnehmern transportiert wird (RL, Abschnitt 5).\r\n3.3. Bundesförderung effiziente Gebäude (BEG)\r\n1. Antragsmodalitäten praxisgerecht ausgestalten\r\nDie Antragsmodalitäten für die Maßnahme „Errichtung, Erweiterung und Umbau von Gebäudenetzen“\r\n(in EM 5.3 f), mit der die für Quartierskonzepte oft genutzten Gebäudenetze gefördert werden, sind in\r\nTeilen sehr unpraktikabel. Insbesondere ist die Übertragung förderfähiger Kosten von den Anschließern an den Gebäudenetz-Errichter in der Praxis ein sehr kompliziertes Verfahren und fordert ein\r\nAbstimmungskonstrukt, das im Zuge einer Richtlinienänderung vereinfacht werden sollte. Dazu muss\r\nder Fördertatbestand Gebäudenetz abgekoppelt von der ansonsten auf ein Einzelgebäude ausgerichteten Förderrichtlinie betrachtet werden. Es ist ein eigenständiger Fördertatbestand, der eigene Förderbedingungen braucht.\r\n2. Technische Anforderungen praxisgerecht ausgestalten\r\nDer „jahreszeitbedingte Raumheizungsnutzungsgrad“ ƞs (= ETAs) von mindestens 81 Prozent (BEG 3.3.2)\r\nist für Holzhackschnitzelanlagen, die minderwertige Holzsortimente verwerten können, nicht zu erreichen, sondern erfordert hochwertige Brennstoffe (Pellets). Dabei ist es politisch gewünscht und auch\r\nim Sinne einer Nutzungsreihenfolge fachlich sinnvoll, möglichst minderwertige Holzsortimente energetisch zu nutzen. Deshalb muss für Holzhackschnitzelanlagen wieder eine Absenkung auf 78 Prozent\r\nSeite 15\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 21.07.2025\r\nerfolgen. Ansonsten leidet die Gesamteffizienz des Systems da nur technisch getrocknetes und Hochwertiges Material eingesetzt werden kann. In der energetischen Gesamtbilanz von Brennstoffbereitstellung bis zur Energieerzeugung ist dies von Nachteil.\r\n3.4. Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)\r\nDas zentrale Instrument, um den Beitrag biogener KWK-Anlagen für die Wärmeversorgung zu sichern\r\nund zu heben, ist das EEG, das dringend überarbeitet werden muss. Das im Januar beschlossene Biomassepaket adressiert nur einen Teil des bestehenden Bioenergieanlagenparks und schöpft somit das\r\nvolkswirtschaftliche Potenzial biogener KWK-Anlagen nicht vollständig aus. Ein Biomassepaket 2.0\r\nkönnte der deutschen Energiewirtschaft entscheidend weiterhelfen. Die wichtigsten Anpassungen\r\nsind:\r\n• Neuen und bestehenden Biogasanlagen, die in die EEG-Anschlussvergütung wechseln, muss\r\nwieder mehr betriebswirtschaftliche Freiheit in der Ausgestaltung ihres Anlagenkonzepts gegeben werden. Gleichzeitig muss es weiterhin geeignete Leitplanken für eine Überbauung und\r\nflexible Fahrweise geben. Wir schlagen für Biogasanlagen eine neue Vergütungssystematik vor:\r\nDas Strommengenmodell.\r\n• Der Maisdeckel sollte gestrichen, mindestens aber an die analoge Regelung im GEG angeglichen werden (siehe oben).\r\n• Das Ausschreibungsvolumen für Biomasse muss deutlich angehoben und bis 2032 verlängert\r\nwerden.\r\n• Alle Höchstwerte, anzulegende Werte und bestehende Vergütungsansprüche sowie der Flexibilitätszuschlag sollten deutlich erhöht und die Höchstwerte gesetzlich festgeschrieben werden.\r\nFür eine umfassende Darstellung dieser und weiterer Vorschläge zur Änderung des EEG wird auf das\r\nentsprechende Positionspapier der Bioenergieverbände verwiesen.\r\n3.5. Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) & KWK-Ausschreibungsverordnung (KWKAusV)\r\nWärme aus der Verbrennung erneuerbarer Brennstoffe (Biogas, Biomethan, Holz, Wasserstoff etc.) ist\r\nvom Bonus für erneuerbare Wärme (§ 7a KWKG) wie auch von den KWK-Innovationsausschreibungen\r\n(§ 33b KWKG) ausgeschlossen; sowohl die Brennstoffe in der KWK-Anlage oder einem angeschlossenen\r\nHeizkessel eingesetzt wird. Denn diese Regelungen sind beschränkt auf sog. „innovative“ erneuerbare\r\nWärme, welche dann als Wärme aus Wärmeerzeugern, die mindestens eine Jahresarbeitszahl von 1,25\r\naufweisen (§ 2 Abs. Nr. 12a KWKAusV). Dies kann von Wärmeerzeugern, die Brennstoffe einsetzen, niemals erreicht werden, da es bei Verbrennungstechnologien immer Umwandlungsverluste gibt.\r\nFür eine detailliertere Darstellung und weitere Vorschläge zur Weiterentwicklung des KWKG wird auf\r\ndas Positionspapier des Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. verwiesen.\r\n4. Ergänzende Vorschläge zur Bereitstellung biogener Heizstoffe\r\nund Fernwärme\r\nSeite 16\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 21.07.2025\r\n4.1. Abbau von Hemmnissen und Bürokratie\r\nDie Bundesregierung sollte bis Ende 2026 ein umfangreiches Gesetzes- und Verordnungspaket zur Beseitigung von diskriminierenden, praxisfernen oder unverhältnismäßigen regulatorischen Anforderungen für die Erzeugung, Nutzung und Förderung nachhaltiger Bioenergie vorlegen. Bei der Umsetzung\r\nder RED III im Strombereich darf es zu keinen zusätzlichen überzogenen Anforderungen kommen.\r\nHierzu zählen v.a. auch die Vorgaben an die Treibhausgas-Einsparung. Neben praxisgerechten und\r\npragmatischen Umsetzungsvorgaben müssen alle in der RED III eingeräumten Übergangszeiträume\r\nund Vereinfachungsmöglichkeiten für die Zertifizierung genutzt werden. Für eine detailliertere Darstellung und weitere Vorschläge zur Umsetzung der RED III wird auf das Positionspapier der Bioenergieverbände verwiesen.\r\n4.2. Biomethaneinspeisung erleichtern\r\nDie novellierte EU-Gasbinnenmarktrichtlinie muss ambitioniert in deutsches Recht übertragen werden,\r\num den Anschluss von Biomethananlagen und umgerüsteten bestehenden Biogasanlagen ans Gasnetz\r\nzu erleichtern. Ein solches Gesetzespaket muss unter anderem enthalten:\r\n• Übergangsregelung zur Ende 2025 auslaufenden Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV): Unabhängig davon, wie die Nachfolge zu den Gasnetzanschlussregeln Detail geregelt wird, muss im\r\nSinne des Investitions- und Vertrauensschutzes so schnell wie möglich klargestellt werden,\r\ndass sowohl für bestehende Anlagen als auch für Anlagen, für die bis zum 31.12.2026 ein Einspeisebegehren gestellt wurde, die bisherigen Regelungen der GasNZV gelten. Die Branche\r\nbenötigt Bestands- und Investitionsschutz.\r\n• Nachfolgeregelung zur Netzanschlussregulierung: Der überwiegende Teil der Netzanschlusskosten muss auch nach Auslaufen der GasNZV vom Netzbetreiber getragen werden. Dies gibt\r\nNetzbetreibern 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• Restriktionen beim Bauen von clusternden Biogasaufbereitungsanlagen im Außenbereich\r\n(Baugesetzbuch) müssen abgeschafft werden (siehe unten).\r\n• Anlagen & Infrastruktur zur Erzeugung und Netzeinspeisung erneuerbarer Gase sollten als im\r\nüberragenden öffentlichen Interesse festgelegt werden, z.B. in GEG und WPG (siehe oben).\r\nFür eine detaillierte Darstellung wird auf die Positionspapiere zur GasNZV-Nachfolgeregelung sowie\r\nzur Stärkung der Biomethaneinspeisung verwiesen.\r\nSeite 17\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 21.07.2025\r\n4.3. Bau von Satteliten-BHKW, Biogasaufbereitungsanlagen und Wärmespeicherung im Außenbereich erleichtern (Änderung von § 35 bzw. § 246d BauGB)\r\nMit den Sonderregeln in § 246d Absatz 4 Nr. 1 und Nr. 2 des Baugesetzbuchs (BauGB) soll die Errichtung\r\nvon Biogasaufbereitungsanlagen, die das Biogas mehrerer Biogasanlagen bündeln („clustern”), bzw.\r\nvon Biogas-BHKW, die vom Standort der Biogaserzeugung abgesetzt an einer Wärmesenke errichtet\r\nwerden („Satelliten-BHKW”), im Außenbereich ermöglicht werden. Allerdings ist die Regelung zu clusternden Biogasaufbereitunganlagen unnötig restriktiv, da Biogasanlagen ausgeschlossen werden, die\r\nim Geltungsbereich eines Bebauungsplanes oder im unbeplanten Innenbereich errichtet wurden bzw.\r\nbetrieben werden. Bei der Regelung zu den Satelliten-BHKW ist der Anknüpfungspunkt - die Biogaserzeugungsanlage - falsch gewählt, weshalb die Regelung in der Praxis nicht angewendet werden kann.\r\nDie Regelungen müssen entsprechend überarbeitet werden.\r\nDarüber hinaus sollte auch der Bau von (Behälter-)Wärmespeichern im Außenbereich erleichtert werden, da diese notwendig sind, damit KWK-Anlagen ihre Wärmeversorgung aufrechterhalten können,\r\nwenn die BHKW aufgrund eines hohen Angebots an Wind- und Solarstrom abstellen.\r\nSeite 18\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 21.07.2025\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"},"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 Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-21"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020839","regulatoryProjectTitle":"Biomasse diskriminierungsfrei nutzen & Förderrahmen für erneuerbare Wärme sichern","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/64/bf/797950/Stellungnahme-Gutachten-SG2603120027.pdf","pdfPageCount":8,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stand: 05.01.26\r\nDas Hauptstadtbüro Bioenergie bündelt die politische Arbeit der Branche und wird getragen von: Bundesverband Bioenergie e. V. (BBE), Deutscher Bauernverband e. V. (DBV), Fachverband Biogas e. V. (FvB) und Fachverband Holzenergie (FVH)\r\nStellungnahme zu den\r\nEntwürfen Netzentwicklungsplan Strom 2037 mit Ausblick 2045, Version 2025\r\nSeite 2\r\nEntwürfen Netzentwicklungsplan Strom 2037 mit Ausblick 2045, Version 2025\r\nStand: 05.01.2026\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze ............................................................................................................................... 3\r\n1. Rolle der Biomasse in den Zieljahren .............................................................................................. 4\r\n2. Flexibilitätspotential von Biomasseanlagen ................................................................................ 6\r\n3. Zubauleistung konventioneller Kraftwerke ................................................................................... 7\r\nSeite 3\r\nEntwürfen Netzentwicklungsplan Strom 2037 mit Ausblick 2045, Version 2025\r\nStand: 05.01.2026\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\nDas Hauptstadtbüro Bioenergie möchte die Gelegenheit nutzen, Stellung zu den Annahmen der Über-tragungsnetzbetreiber im Rahmen des Netzentwicklungsplans Strom 2037 zu beziehen. Leider muss davon ausgegangen werden, dass die für Bioenergie nachteiligen Annahmen zumindest zum Teil aus ideologischen Gründen getroffen wurden. Bereits auf Seite 25 offenbaren die Autoren mit der Aussage „Neben erneuerbar erzeugtem Strom und in begrenztem Umfang Bioenergie […]“, dass die Bioenergie nicht als erneuerbare Energie angesehen wird. Es muss vor diesem Hintergrund angezweifelt werden, dass die Annahmen, die im Szenariorahmen festgelegt wurden und die nun in den Netzentwicklungs-plan eingeflossen sind, neutral getroffen wurden, sodass an dieser Stelle die bereits geäußerte Kritik am Szenariorahmen erneuert werden soll.\r\nFür die Stromproduktion aus Biomasse wird im Entwurf davon ausgegangen, dass die erzeugte Strom-menge 2045 von aktuell ca. 46 TWh (netto) auf 9 TWh abnehmen wird. Diese extreme Annahme ist für uns aus mehreren Gründen nicht nachvollziehbar:\r\n•\r\nBundestag, Bundesrat und auch Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) haben sich in den letzten Monaten mit der Verabschiedung des Biomassepakets explizit für eine Nut-zung von Bioenergie als Flexibilitätsoption im Stromsektor auszugesprochen\r\n•\r\nEine Flexibilisierung von bestehenden Bioenergieanlage ist wesentlich günstiger und schneller als der Bau neuer Wasserstoffkraftwerke.\r\n•\r\nAuch ohne Flexibilisierung muss berücksichtigt werden, dass bestehende erneuerbare Leis-tung zugunsten von neuen Gaskraftwerken rückgebaut werden soll.\r\n•\r\nViele Biomassesortimente eignen sich aus technischer, wirtschaftlicher sowie umwelt- und klimapolitischer Sicht am besten für den Einsatz in dezentralen KWK-Anlagen.\r\n•\r\nDezentrale Biogasanlagen und Holzheizkraftwerke sind in regionale Stoffkreisläufe und Wert-schöpfungsketten eingebunden und für die kommunale Wärmeplanung unentbehrlich.\r\n•\r\nStromerzeugung aus Biomasse und stoffliche Nutzung von biogenem CO2 ergänzen einander.\r\nAus diesen Gründen sollte zumindest in einem Szenario angenommen werden, dass die aus Biomasse erzeugte Strommenge auch langfristig in etwa auf dem heutigen Niveau von 46 TWh verbleibt. Insbe-sondere vor dem Hintergrund der Genehmigung der mit dem Biomassepaket verbundenen EEG-Ände-rungen durch die Europäische Kommission am 18.09.2025 ist in den vergangenen Monaten deutlich geworden, dass der Gesetzgeber ein Interesse am Erhalt der Bioenergie im Stromsektor hat. Ein zu-sätzliches Ausschreibungsvolumen von 1,3 GW an steuerbaren erneuerbaren Bioenergie-Verstro-mungsanlagen zeigt, dass entgegen den Ausführungen der Übertragungsnetzbetreiber und der Bun-desnetzagentur weiterhin ein Bedarf für Biomasseverstromungsanlagen im Stromsystem besteht.\r\nSeite 4\r\nEntwürfen Netzentwicklungsplan Strom 2037 mit Ausblick 2045, Version 2025\r\nStand: 05.01.2026\r\n1. Rolle der Biomasse in den Zieljahren\r\nAls Grundlage für die Annahmen des Netzentwicklungsplans wird folgende Entwicklung der Stromer-zeugung aus Biomasse angenommen:\r\n2023\r\n2037\r\n2045\r\nInstallierte Leistung (GW)\r\n9,1\r\n5,0\r\n3,0\r\nVolllaststunden pro Jahr\r\n5.067\r\n3.000\r\n3.000\r\nStromerzeugung pro Jahr (TWh)\r\n46,11\r\n15\r\n9\r\nFür die Stromproduktion aus Biomasse wird davon ausgegangen, dass die erzeugte Strommenge 2037 um ca. 70 Prozent und bis 2045 um ca. 80 Prozent im Vergleich zum aktuellen Anlagenpark (inkl. bio-genem Anteil des Abfalls) abnehmen wird, was auf dem Umstand basiert, dass nicht nur die Leistungs-annahmen, sondern auch die zu Grunde liegenden Volllaststunden nach unten korrigiert wurden. Grundsätzlich ist eine Reduktion der Volllaststunden im Zuge einer Anlagenflexibilisierung richtig und sinnvoll, muss dann jedoch mit einer Erhöhung der installierten Leistung einhergehen, um den Beitrag der bereitgestellten Arbeit konstant zu halten. Biomasse nähme unter den aktuellen Annahmen lang-fristig nur eine marginale Rolle im Stromversorgungssystem ein. Diese extreme Annahme ist für uns aus mehreren Gründen nicht nachvollziehbar.\r\n1. Bundestag, Bundesrat und auch Bundeswirtschaftsministerium haben sich in den letzten Monaten explizit für eine Nutzung von Bioenergie als Flexibilitätsoption im Stromsektor auszugesprochen\r\nMit der beihilferechtlichen Genehmigung des Biomassepakets wurde ein Entwicklungspfad für die Bi-oenergiebranche im Verstromungsbereich geschaffen. Es ist expliziter politischer Wunsch die Bioener-gie als Baustein im Stromerzeugungssektor zu belassen. Diesem politischen Willen sowie die damit verbundenen Maßnahmen müssen Eingang in die Betrachtungen der Übertragungsnetzbetreiber fin-den. Mit dem Biomassepaket wurde das Ausschreibungsvolumen für Biomasse von bislang 400 MW auf 1.300 MW in 2025 und von 300 MW auf 1.126 MW in 2026 zzgl. nicht-bezuschlagter Mengen aus der Biomethanausschreibung erweitert. Darüber hinaus gibt es bereits jetzt Signale aus dem BMWE die Ausschreibungsvolumina auch über 2026 hinaus auf hohem Niveau zu verstetigen. Es ist vor diesem Hintergrund völlig unverständlich, diese Entwicklungen unberücksichtigt zu lassen.\r\n2. Eine Flexibilisierung von bestehenden Bioenergieanlage ist wesentlich günstiger und schneller als der Bau neuer Wasserstoffkraftwerke.\r\n1 Gemeint ist hier anscheinend die Netto-Stromerzeugung. Die Brutto-Stromerzeugung aus Biomasse betrug 2023 laut AGEE Stat 49,2 TWh, inkl. biogenem Anteil des Abfalls.; Quelle: AGEEStat / UBA (2024), Zeitreihen zur Entwicklung Erneuerbare Energien in Deutschland; Bruttostromerzeugung Biomasse, inkl. biogener Anteil des Abfalls.\r\nSeite 5\r\nEntwürfen Netzentwicklungsplan Strom 2037 mit Ausblick 2045, Version 2025\r\nStand: 05.01.2026\r\nZum jetzigen Zeitpunkt ist der Kostenunterschied Bioenergieanlagen als Flexibilitätsoption und ihrer Alternative – dem Bau neuer Wasserstoffkraftwerke - immens. Nach einer aktuellen Berechnung der Friedrich-Alexander-Universität Erlangen-Nürnberg (FAU) sind die Stromgestehungskosten neuen Wasserstoffkraftwerken in 2030 bis zu fünfmal so hoch wie die Stromgestehungskosten flexibilisierter Biogasanlagen.2\r\n3. Viele Biomassesortimente eignen sich aus technischer, wirtschaftlicher sowie umwelt- und klima-politischer Sicht am besten für den Einsatz in dezentralen KWK-Anlagen.\r\nViele Biomassesortimente eignen sich nicht für den Einsatz in wenigen zentralen großtechnischen Pro-duktionsanlagen wie sie in der chemischen Industrie sowie in der Kalk- und Zementherstellung üblich sind, sondern nur für den Einsatz in dezentralen KWK-Anlagen, die dann flexibel Strom- und Wärme erzeugen können.\r\n4. Dezentrale Biogasanlagen und Holzheizkraftwerke sind in regionale Stoffkreisläufe und Wertschöp-fungsketten eingebunden.\r\nDie regionale Einbindung von Bioenergieanlagen trägt zur sozialen Akzeptanz der Energiewende bei und setzt wirtschaftliche Impulse im ländlichen Raum. Die wirtschaftlichen Impulse aus Biomassean-lagen zur Strom- und Wärmeerzeugung beliefen sich 2023 auf über 10 Mrd. € im Jahr.3 Großkraftwerke, die mit Wasserstoff betrieben werden, setzten derartige Impulse nicht. Bioenergieanlagen befinden sich häufig in ländlichen Gebieten und versorgen die Haushalte vor Ort mit Strom und Wärme. Diese dezentralen Anlagen beziehen ihre nachwachsenden Brennstoffe aus einem Umkreis mit einem Radius von maximal 100 km, da größere Entfernungen als unwirtschaftlich gelten. Die regionalen Wertschöp-fungsketten zur Bereitstellung von nachhaltigen Brennstoffen sind ein wirtschaftlicher Motor in struk-turschwachen Regionen. In ihrer Eigenschaft als zuverlässiger, dezentraler und erneuerbarer Energie-träger sind Bioenergieanlagen von hoher Relevanz für die Versorgungssicherheit des Landes.\r\n5. Stromerzeugung aus Biomasse und stoffliche Nutzung von biogenem CO2 ergänzen einander.\r\nBereits im Entwurf zum Szenariorahmen wurde suggeriert, die Stromerzeugung aus Biomasse müsse zurückgehen, um das in der Biomasse gebundene CO2 in anderen Anwendungen nutzen zu können. Dies ist fachlich falsch, da sich eine (stoffliche) Nutzung des biogenen CO2 und eine Verwertung von Biomasse im Stromsektor nicht ausschließen. Mit Blick auf Biogasanlagen schwankt der Methangehalt im Roh-Biogas je nach eingesetztem Substrat zwischen 50 und 65 Prozent. Daneben kommt CO2 mit einem Anteil von 35 bis 50 Prozent vor und andere Inhaltsstoffe wie Stickstoff, Wasser, Sauerstoff und Schwefelwasserstoff in geringen Konzentrationen. Durch diverse technische Verfahren können Methan und CO2 getrennt werden, was grundsätzlich im näheren Umfeld der Biogasanlage geschieht, da das Rohgas nicht über weite Strecken transportiert werden kann. Auch die Wertschöpfungskette von Ener-gieholzsortimenten zeigt, dass die energetische Nutzung in der Regel erst dann erfolgt, wenn alle wirt-schaftlich vertretbaren stofflichen Nutzungsoptionen ausgeschöpft wurden. Je nach Anlagentyp und -ausstattung kann der biogene Kohlenstoff aus dem Rauchgas abgeschieden- oder durch den Prozess der Pyrolyse dauerhaft in Pflanzenkohle gespeichert werden. Die Technologien hierzu sind erprobt und stehen auf dem Markt zur Verfügung. Der Kohlenstoff steht auf diese Weise weiteren Anwendungen zur Verfügung.\r\n2 FAU (2024), Biogas im künftigen Energiesystem.\r\n3 UBA / AGEE Stat (2023), Zeitreihen zur Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland\r\nSeite 6\r\nEntwürfen Netzentwicklungsplan Strom 2037 mit Ausblick 2045, Version 2025\r\nStand: 05.01.2026\r\nVorschlag\r\nUm den oben genannten Argumenten Rechnung zu tragen, sollte zumindest in einem Sze-nario angenommen werden, dass die aus Biomasse erzeugte Strommenge auch langfristig mindestens in etwa auf dem heutigen Niveau von 46 TWh (netto) bzw. 49 TWh (brutto) verbleibt.\r\nInsbesondere bei Biogasanlagen und Biomethan-BHKW, die den überwiegenden Teil der Stromerzeugung aus Biomasse ausmachen, geht eine Reduktion der Volllaststunden zum Zweck der Flexibilisierung mit einer Erhöhung der installierten Leistung einher. Reduziert beispielsweise eine Biogasanlage mit 1 MW ihre jährlichen Volllaststunden von 8.000 auf 2.000 pro Jahr, würde sie im Gegenzug ihre installierte Leistung auf 4 MW erhöhen, um die insgesamt produzierte Strommenge konstant zu halten. Die Leistungserhöhung geht in diesem Fall nicht mit einer Veränderung der benötigten Inputstoffe einher. Um dies ab-zubilden, sollte in allen Szenarien davon ausgegangen werden, dass die installierte Leis-tung der Bioenergieanlagen mit zunehmender Flexibilisierung des Anlagenparks steigt.\r\nWenn – wie von den ÜNB vorgeschlagen – angenommen wird, dass die mittleren Volllast-stunden ab 2037 bei 3.000 liegen, wäre dies ein Anstieg der installierten Leistung auf 15 GW in 2037 und 2045.\r\n2. Flexibilitätspotential von Biomasseanlagen\r\nAuf Seite 46 wird ausgeführt, dass der „Energieträger Biomasse überwiegend kontinuierlich anfällt und nur begrenzt gespeichert werden kann. Unter Berücksichtigung der zur Verfügung stehenden Biomasse können Biomassekraftwerke ihre Stromerzeugung entsprechend der Angebots- und Nachfragesitua-tion am Strommarkt anpassen. Im Rahmen der Strommarktmodellierung erfolgt dies, indem Biomasse-kraftwerke ihre zugewiesene Stromerzeugung innerhalb eines Tages frei verschieben können.“\r\nDiese Annahme entspricht nicht der betrieblichen Realität von Holzenergie- oder Biogasanlagen. Das EEG begrenzt die vergütungsfähige Stromerzeugung von Biogasanlagen auf maximal 11.680 Betriebs-viertelstunden pro Jahr, was im Extremfall lediglich 2.920 Volllaststunden entspricht. Bereits diese re-gulatorische Vorgabe verdeutlicht, dass Biogasanlagen nicht auf eine kontinuierliche Stromproduktion ausgelegt sind, sondern strukturell auf eine flexible Fahrweise hin orientiert werden. Die in der Mo-dellierung unterstellte Flexibilität greift daher an dieser Stelle zu kurz.\r\nDarüber hinaus ist es bereits heute gängige Praxis, die Stromproduktion markt- und preisabhängig anzupassen. So wird die Einspeisung beispielsweise an Wochenenden aufgrund des in der Regel nied-rigeren Strompreisniveaus reduziert. Entsprechendes gilt für eine saisonale Fahrweise: Viele Anlagen drosseln ihre Stromproduktion in den Sommermonaten und verlagern die Erzeugung in die Wintermo-nate, um das dort üblicherweise höhere Strompreisniveau mit einer gleichzeitigen Wärmenachfrage zu kombinieren.\r\nDie Anpassung der Stromerzeugung erfolgt dabei primär über eine reduzierte bzw. erhöhte Substrat-zufuhr in die Anlage. Da die biologische Verstoffwechselung der Einsatzstoffe die Bereitstellung des Primärenergieträgers maßgeblich beeinflusst, sind diese Flexibilitätsmechanismen bei der Modellie-rung der Stromerzeugung aus Biomasse sachgerecht zu berücksichtigen.\r\nFür Energieholz gilt, dass Sortimente sowohl kontinuierlich (z.B. als Reststoff der Holzindustrie) als auch periodisch (z.B. bei Waldrestholz in Abhängigkeit der forstwirtschaftlichen Einschlagsplanung) anfallen kann. Energieholzsortimente sind, unter Beachtung der hierfür notwendigen Bedingungen, mehrere Jahre problemlos lagerbar und können im Bedarfsfall kurzfristig abgerufen werden.\r\nSeite 7\r\nEntwürfen Netzentwicklungsplan Strom 2037 mit Ausblick 2045, Version 2025\r\nStand: 05.01.2026\r\n3. Zubauleistung konventioneller Kraftwerke\r\nIrritiert haben die Bioenergieverbände die auf Seite 46 getroffene Aussage zur Kenntnis genommen: „Thermische Kraftwerke stellen in einem klimaneutralen Energiesystem eine wichtige Flexibilitätsform dar. Als regelbare Stromerzeugungseinheiten können sie ihren Einsatz flexibel an den Bedarf anpas-sen.”. Unabhängig von dem Brennstoff, mit welchem diese Kraftwerke betrieben werden sollen, zeigt diese Aussage deutlich, dass zwingend steuerbare Erzeugungskapazitäten benötigt werden, um die fluktuierende Erzeugung aus Wind- und PV-Anlagen auszugleichen. In diesem Kontext ist nicht nach-zuvollziehen, weshalb umfangreiche Ausführungen bzgl. der Relevanz von steuerbaren Kraftwerken getroffen werden, während wichtige Rolle der Bioenergie im Stromsystem negiert wird und ihr darüber hinaus der Status als erneuerbare Energie abgesprochen wird. Der angenommene Rückgang von 37 TWh entspricht einer Leistung von annähernd 4,2 GW im Volllastbetrieb und es ist vor diesem Hinter-grund weder vermittel- noch nachvollziehbar aus welchem Grund der Neubau von konventionellen Kraftwerkskapazitäten diskutiert wird.\r\nAbbildung 29 des vorliegenden Entwurfs zeigt, dass in der Region TenneT-Süd + Amprion Süd sowie TransnetBW 9,5 GW Zusatzleistung durch Kraftwerksbau angenommen werden. Parallel dazu wird in Bayern und Baden-Württemberg ein umfangreicher Rückbau der bereits bestehenden Biomassekapa-zitäten angenommen. Es ist offensichtlich, dass diese völlig gegensätzlichen Annahmen dem Bedarf an steuerbaren Kraftwerkskapazitäten nicht gerecht werden. Die Bioenergieverbände weisen darauf hin, dass die im Kapitel 5 getroffenen Aussagen zur Wärmebereitstellung im Rahmen der KWK-Verstro-mung auch für Bioenergieanlagen gelten. Zum aktuellen Zeitpunkt stellen Bioenergie-KWK- und Fern-wärmeanlagen rund 45 TWh Wärme für Verbraucher wie öffentliche Einrichtungen, Privathäuser, In-dustrieabnehmer etc. zur Verfügung. 4 Die Substitution dieses Beitrages scheint bei den Betrachtungen der Übertragungsnetzbetreiber ganz im Gegensatz zu konventionell betriebenen Großkraftwerken we-der von Relevanz noch von Interesse zu sein.\r\nVorschläge für Studien, die bei der Ausgestaltung eines Szenarios mit höherer Stromerzeu-gung zu berücksichtigen sind\r\n•\r\nISE, bbh, IEE (2021), Neues Strommarktdesign\r\n•\r\nFAU (2024), Biogas im künftigen Energiesystem.\r\n4 UBA / AGEE Stat (2023), Zeitreihen zur Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland\r\nSeite 8\r\nEntwürfen Netzentwicklungsplan Strom 2037 mit Ausblick 2045, Version 2025\r\nStand: 05.01.2026\r\nKontakt\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nFlorian Strippel\r\nReferatsleiter Stromnetze und Systemdienstleistungen des Fachverband Biogas e.V.\r\nTel.: 08161-98468-12\r\nEmail: florian.strippel@biogas.org\r\nDr. Guido Ehrhardt\r\nReferatsleiter Politik des Fachverband Biogas e.V.\r\nTel.: 030-2758179-16\r\nEmail: guido.ehrhardt@biogas.org\r\nDr. Tim Pettenkofer\r\nReferent für Holzenergie des Fachverband Holzenergie im BBE\r\nTel.: 030-2758179-285\r\nEmail: pettenkofer@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 Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-01-05"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020840","regulatoryProjectTitle":"StoffBilV sofort aufheben, Bürokratie abbauen, Daten aus bestehenden Pflichten nutzen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/28/6e/643861/Stellungnahme-Gutachten-SG2511120012.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nEntwurf einer Verordnung zur Aufhebung der Stoffstrombilanzverordnung\r\nReferentenentwurf des BMLEH vom 03.06.2025\r\nStand: 16.06.2025\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 FvB vom 16.06.2025:\r\nEntwurf einer Verordnung zur Aufhebung der Stoffstrombilanzverordnung - Referentenentwurf des BMLEH vom 03.06.2025\r\n1. Wichtige grundsätzliche Vorbemerkung\r\nDer vorliegende Entwurf einer Verordnung zur Aufhebung der Stoffstrombilanzverordnung (StoffBilV)\r\ndes Bundesministeriums für Landwirtschaft, Ernährung und Heimat (BMLEH) vereinfacht - durch das\r\nAußerkrafttreten der StoffBilV - das Düngerecht. Bereits am 31.12.2022 sind wesentliche Regelungen\r\nzur Bilanzierungspflicht weggefallen. Gleichzeitig werden durch bestehende düngerechtliche Anforderungen der Schutz der natürlichen Ressourcen sowie eine nachhaltige Bewirtschaftung landwirtschaftlicher Flächen ausreichend gewährleistet.\r\nDer Fachverband Biogas e.V. (FvB) befürwortet und unterstützt grundsätzlich eine Außerkraftsetzung\r\nder StoffBilV. Ebenso wird die ursprüngliche Zielsetzung der StoffBilV zur Prüfung der Transparenz und\r\nNachvollziehbarkeit von Nährstoffflüssen als wichtig erachtet. Im Sinne des angestrebten Bürokratieabbaus sollte für die Umsetzung solcher Vorgaben auf bereits vorliegende Daten aus Dokumentationsund Meldepflichten zurückgegriffen werden. Die Außerkraftsetzung der StoffBilV ist hierfür der erste\r\nSchritt.\r\n2. Zusammenfassung wesentlicher Erkenntnisse\r\nDer Entwurf adressiert die Erforderlichkeit der sofortigen Aufhebung der StoffBilV und begründet dies\r\nmit dem Entfallen der gesetzgeberischen Zielsetzung. Zusätzlich wird auf die bestehenden Verpflichtungen verwiesen, die bereits einen erheblichen bürokratischen Aufwand darstellen. Durch das unverzügliche Inkrafttreten wird Rechts- und Planungssicherheit geschaffen.\r\nBewertung: Der Fachverband Biogas e.V. hat sich seit Einführung der StoffBilV und auch während der\r\nEvaluierung intensiv mit der Anwendung der StoffBilV bei Biogasanlagen beschäftigt. Dabei zeigte sich\r\nanhand von Bilanzen aus der Praxis die Mängel in der Anwendbarkeit – im Ergebnis konnte weder mehr\r\nTransparenz noch eine bessere Nachvollziehbarkeit von Nährstoffflüssen bei Biogasanlagen generiert\r\nwerden. Die wesentlichen Erkenntnisse und Ursachen sind nachfolgend noch einmal zusammengefasst.\r\nUnsicherheit der Systemaußengrenze:\r\n• Die Systematik der Bilanzierung basiert auf ursprünglich landwirtschaftlichen Betrieben und ist\r\nfür Biogasanlagen gänzlich ungeeignet.\r\n• Keine Erfassung der Lagerbestände der Einsatzstoffe und der Gärprodukte\r\n• Sofern eine Biogasanlage über Lagerkapazitäten für Einsatzstoffe verfügt, müsste die Systemaußengrenze das Hoftor sein.\r\nIn der Praxis wird die Systemaußengrenze häufig dem Eingang in den Fermenter gleichgesetzt, da\r\nhierfür eine lückenlose Dokumentation über das Einsatzstofftagebuch vorliegt und zudem vom Umweltgutachter unabhängig geprüft wird. Die Lagerbestände bleiben so in der Stoffstrombilanz unberücksichtigt, was dazu führen kann, dass Nährstoffe zwar in der Nährstoffzufuhr der Stoffstrombilanz enthalten\r\nsind, nicht aber in der Nährstoffabfuhr, da der Nährstoff im Lager verbleibt. In der Praxis ist es gängig\r\nLagerbestände auf- und auch abzubauen. Es hat sich gezeigt, dass diese „Nährstoffabweichungen“ durch den Verbleib des Nährstoffes im Lager, auch über einen dreijährigen Mittelwert nicht zwangsläufig auszugleichen sind.\r\nHinzu kommt - auch wenn die Biogasanlagen steuerrechtlich eigenständige Betriebe darstellen – dass\r\nLagerkapazitäten für Substrate trotzdem mit einem landwirtschaftlichen Betrieb geteilt werden. Dies\r\nführt zu einer erschwerten Definition der Systemaußengrenze.\r\n4\r\nStellungnahme FvB vom 16.06.2025:\r\nEntwurf einer Verordnung zur Aufhebung der Stoffstrombilanzverordnung - Referentenentwurf des BMLEH vom 03.06.2025\r\nKeine Darstellung der tatsächlichen Nährstoffflüsse auf Betriebsebene:\r\n• Steuerrechtlich vom landwirtschaftlichen Betrieb getrennte Biogasanlagen müssen den zulässigen berechenbaren Bilanzwert heranziehen\r\n• Verwendung von Standardwerten auf Inputseite und Analysewerten auf Outputseite\r\n• Schwankungen der Nährstoffgehalte\r\nGründe für ein Überschreiten der Bilanzwerte sind vor allem große Abweichungen zwischen Standardwerten und realen Werten aus Analysen. Lagerbestände aus dem Silo und Gärproduktlager können\r\nzudem nicht berücksichtigt werden.\r\nFür die Berechnung der Nährstoffgehalte auf der Inputseite werden bei pflanzlichen Substraten die Basisdaten der Länder herangezogen, die die diversen Standort- und Anbaubedingungen (Boden, Witterung, Fruchtfolge, Management, Saatgut, Züchtung etc.) nicht widerspiegeln. Hinzu kommt auch eine\r\noftmals reduzierte Düngung von Kulturen zur Verwendung als Biogassubstrat gegenüber derselben Kultur zur Verwendung als Futtermittel. Dadurch kommt es auf Betriebsebene zu einer starken Abweichung\r\nder tatsächlichen Nährstoffgehalte auf Inputseite. Ähnlich verhält es sich bei Nährstoff-Standardwerten\r\ngegenüber Analysewerten von abgegebenen Wirtschaftsdüngern.\r\nBei der Berechnung der Nährstoffgehalte am Output können zudem noch Abweichungen hinzukommen,\r\nwenn Fehler bei der Durchführung, der Auswahl des Zeitpunkts der Probenahme oder Verluste während\r\ndes Versandes der Probe ins Labor vorliegen.\r\n3. Ansprechpartner\r\nFür Rückfragen stehen wir gerne zur Verfügung.\r\nFachverband Biogas e.V. Fachverband Biogas e.V.\r\nDr. Stefan Rauh Dipl. Ing. Mathias Hartel\r\nGeschäftsführung Referatsleitung Abfall, Düngung und Hygiene\r\nstefan.rauh@biogas.org mathias.hartel@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 Landwirtschaft, Ernährung und Heimat (BMLEH)","shortTitle":"BMLEH","url":"https://www.bmel.de/DE/Home/home_node.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-06-16"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020841","regulatoryProjectTitle":"Wärmespeicher privilegieren, UVP-Schwellen anpassen & EE-Wärmeleitungen dauerhaft priorisieren","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/fe/e2/643863/Stellungnahme-Gutachten-SG2511120018.pdf","pdfPageCount":10,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme zum\r\nEntwurf des Bundeswirtschaftsministeriums für ein\r\nGesetz zur Beschleunigung des\r\nAusbaus von\r\nGeothermieanlagen,\r\nWärmepumpen und\r\nWärmespeichern (GeoBG)\r\nSeite 2\r\nStellungnahme zum RefE GeoBG – Stand: 21.07.2025\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze...............................................................................................................................3\r\n1. Regulatorische Erleichterungen für die Errichtung von Wärmespeichern.....................4\r\n2. Genehmigungsbeschleunigung von Wärmeleitungen durch § 8 fraglich.......................6\r\n3. Überragendes öffentliches Interesse auch für erneuerbare Wärmeleitungen (§ 4). 7\r\n4. 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 GeoBG – Stand: 21.07.2025\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\nDas Hauptstadtbüro Bioenergie begrüßt den neuen Referentenentwurf zum Geothermiebeschleunigungsgesetz (GeoBG). Positiv zu bewerten ist insbesondere, dass Wärmeversorgung in Gänze betrachtet wurde und nun auch die Errichtung und der Betrieb von Wärmeleitungen Berücksichtigung finden.\r\nIntendiert war eine Vereinheitlichung, vor allem aber eine Beschleunigung entsprechender Genehmigungsverfahren. Bei genauerem Lesen fällt allerdings auf, dass es sich kaum um eine Besserung handelt.\r\nFür die Errichtung und den Betrieb von Bioenergieanlagen sind Wärmespeicher, insbesondere Behälterwärmespeicher, von besonderer Bedeutung. Holzenergie und Biogas sind wichtiger Bestandteil von\r\nkommunalen Wärmenetzen und eine zuverlässige Wärmequelle. Mit der folgenden Stellungnahme\r\nwerden Vorschläge zur Ergänzung des RefE GeoBG unterbreitet, die besonders für die Wärmeerzeugung\r\naus Biogas und Holzenergie relevant sind.\r\nErstens: Flexible Stromerzeugung in Biogas-Blockheizkraftwerken (BHKW) ist sowohl ein ideales BackUp 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, braucht es jedoch Wärmespeicher, um Stromerzeugung- und Wärmenutzung zeitlich entkoppeln\r\nzu können. Um insbesondere im ländlichen Raum den Bau von Wärmespeichern zu erleichtern, vor\r\nallem aber zu beschleunigen, bedarf es im Baugesetzbuch (BauGB) entsprechender Instrumente. Mit\r\ndem GeoBG sollte deshalb § 35 BauGB um einen Privilegierungstatbestand für (Behälter-)Wärmespeicher ergänzt werden.\r\nZweitens: Genehmigung von Wärmeleitungen weiterhin aufwendig: Im Referentenentwurf wird beabsichtigt, die Genehmigung von Wärmeleitungen zu beschleunigen. Vorhaben, die einer Umweltverträglichkeitsprüfung oder einer Vorprüfung im Einzelfall bedürfen, können von den im Referentenentwurf\r\nvorgesehenen Änderungen zwar durchaus Verfahrenserleichterungen erwarten. Das eigentliche Beschleunigungs- und Entbürokratisierungspotenzial bleibt jedoch unausgeschöpft. Es braucht dafür\r\neine Anpassung der Schwellenwerte für eine UVP-Prüfung in den Nummern 19.7 und 19.8 der Anlage 1\r\nim Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVPG).\r\nDrittens: Erneuerbare Wärmeleitungen sollen bis zur Treibhausgasneutralität im überragenden\r\nöffentlichen Interesse liegen: Erneuerbaren Energien werden schon in anderen beschlossenen\r\nGesetzen eine übergeordnete Rolle zugeschrieben und dienen der öffentlichen Gesundheit. Beispielsweise wurde dies im Gebäudeenergiegesetz unter § 1 Absatz 3 beschlossen. Im Einklang\r\nmit dem Koalitionsvertrag, in dem effiziente Wärmenetze unterstützt werden sollen, schlägt die\r\nBioenergiebranche vor, dass Wärmeleitungen mit einem Anteil erneuerbarer Energien von mindestens 65 Prozent im überragenden öffentlichen Interesse liegen. Bisher liegen erneuerbare\r\nWärmeleitungen im überragenden öffentlichen Interesse bis zum 31. Dezember 2040 (laut § 2\r\nAbs. 3 Wärmeplanungsgesetz). Es sollte kein konkretes Datum festgelegt werden.\r\n\r\nSeite 4\r\nStellungnahme zum RefE GeoBG – Stand: 21.07.2025\r\n1. Regulatorische Erleichterungen für die Errichtung von Wärmespeichern\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 ein Gasspeicher gebaut werden, um Biogas\r\nin Zeiten mit hohem Solar- und Windstromanteil zu speichern.\r\nIn Zeiten mit niedriger Wind- und PV-Einspeisung kann dieses gespeicherte Biogas mit höherer Leistung verstromt werden. Weil die Anlagen dann deutlich kürzer laufen, erhöht sich die Stromerzeugungskapazität, nicht aber die erzeugte Strommenge oder die Biogaserzeugung an sich. Läuft heute\r\nein 500 kW Motor 24 Stunden, um 12.000 kWh Strom zu produzieren, laufen 5 x 500 kW Motoren am\r\nselben Standort, also künftig nur noch knapp 5 Stunden, um ebenfalls 12.000 kWh zu erzeugen.\r\nWährend der von Biogasanlagen erzeugte Strom in das öffentliche Stromnetz eingespeist wird, wird\r\ndie Wärme, die beim Verbrennungsprozess in BHKW als Koppelprodukt anfällt, vor Ort zu Heizwecken\r\ngenutzt, insbesondere in Wärmenetzen sowie für die Versorgung einzelner Gebäudequartiere oder\r\ngewerblicher Abnehmer. Aufgrund der seit 2021 massiv gestiegenen Kosten für fossile Energieträger\r\nhat sich der Anteil der extern genutzten Wärme in Biogasanlagen signifikant auf ca. 23 TWh Wärme\r\nerhöht. Damit ließen sich bei einem durchschnittlichen Verbrauch pro Haushalt ca. 2 Millionen Haushalte beheizen. Aufgrund der neuen Vorgaben im Gebäudeenergiegesetz (GEG) und Wärmeplanungsgesetz (WPG) dürfte der Anteil neuer lokaler Wärmekonzepte mit Biogasanlagen weiter steigen.\r\nDem Wärmespeicher kommt bei der Flexibilisierung von Biogasanlagen deshalb eine Schlüsselrolle\r\nzu. Wenn die Stromerzeugung aus Biogas in Zeiten mit hohem Angebot an Wind- und Solarenergie\r\nausgestellt wurde, wird auch keine Wärme mehr produziert. Um dennoch die Wärmeversorgung aufrecht zu erhalten, müssen Strom- und Wärmeerzeugung zeitlich entkoppelt werden. Diese Funktion\r\nSeite 5\r\nStellungnahme zum RefE GeoBG – Stand: 21.07.2025\r\nerfüllt der (Behälter-)Wärmespeicher: Die Wärme, die die BHKW in Zeiten niedriger Wind- und Solarstromerzeugung erzeugen, wird im Wärmespeicher zwischengespeichert, um die angeschlossenen\r\nKunden auch in Zeiten mit Wärme zu versorgen, in denen das BHKW ausgestellt ist.\r\nWärmeverbraucher liegen im Normalfall nicht unmittelbar am Standort der Biogaserzeugung. Um das\r\nBiogas effizienter zur Wärmeversorgung nutzen zu können, werden Biogas-BHKW deshalb öfter vom\r\nStandort der Biogaserzeugung abgesetzt und am Standort des jeweiligen Wärmeverbrauchers oder\r\neines Nahwärmenetzes errichtet (sogenannte „Satelliten-BHKW“). Das Biogas wird dann über eine Rohbiogasleitung von der Biogaserzeugungsanlage zum Satelliten-BHKW transportiert. Auch diese Satelliten-BHKW müssen zukünftig flexibel Strom erzeugen und benötigen deshalb einen (Behälter-)Wärmespeicher.\r\nDa der Privilegierungstatbestand für Biomassemasseanlagen in § 35 Abs. 1 Nr. 6 Baugesetz (BauGB)\r\nsolche Satelliten-BHKW nicht ermöglichte. wurde mit § 246d Abs. 4 Nr. 2 BauGB eine entsprechende\r\nSonderregelung geschaffen. Die konkrete Ausgestaltung dieser Sonderregel ist zwar in mehrfacher\r\nHinsicht unglücklich, so dass eine Überarbeitung dringend geboten ist. Aber um die grundlegenden\r\nZielsetzungen - Flexibilisierung der Biogas-BHKW und Wärmewende zu vereinen - bedarf es weiterer\r\nSchritte. Ein erster Schritt wird mit diesem Gesetzentwurf gemacht: Errichtung, Betrieb und Änderung\r\nvon Wärmespeichern liegt gemäß § 4 zukünftig im überragenden öffentlichen Interesse. Dies wird\r\ninsbesondere für den Bereich der Bauleitplanung uneingeschränkt begrüßt. Denn Wärmespeicher\r\nselbst können aktuell nicht privilegiert im Außenbereich errichtet werden. Vermehrt erhalten wir allerdings Rückmeldungen aus der Praxis, dass Kommunen und Gemeinden, Bauleitplanung zunehmend\r\nscheuen (wg. Personal- und Zeitaufwand und damit verbundenen Kosten). Da allerdings wie oben beschrieben ein Wärmespeicher für Wärmenutzung bei flexibler Stromerzeugung zwingend notwendig\r\nist, um die Stromerzeugung und Wärmenutzung zeitlich entkoppeln zu können, sollten Wärmespeicher\r\nin den Katalog der privilegierten Vorhaben im BauGB aufgenommen werden.\r\nVorschlag\r\nMit dem GeoBG sollte ein neuer Privilegierungstatbestand für Behälter-Wärmespeicher\r\nund ggf. auch kleine Erdbecken-Wärmespeicher in § 35 BauGB eingeführt werden.\r\nSeite 6\r\nStellungnahme zum RefE GeoBG – Stand: 21.07.2025\r\n2. Genehmigungsbeschleunigung von Wärmeleitungen durch § 8\r\nfraglich\r\nMit Artikel 1 § 8 i.V.m. Artikel 2 des vorliegenden Referentenentwurfs sollen Erleichterungen für\r\ndie Genehmigung von Wärmeleitungen eingeführt werden. Die Änderungen zur aktuellen\r\nRechtslage – und damit auch die Beschleunigungseffekte – sind aber überschaubar. Tatsächlich\r\nwird durch die Bezugnahme auf Regelungen des Energiewirtschaftsgesetzes im Wesentlichen\r\nnur der Verfahrensablauf bzw. die Gestaltung einzelner Verfahrensschritte (Planfeststellung bzw.\r\nPlangenehmigung) adressiert. Die Bioenergiebranche hätte sich gewünscht, wenn bereits hier\r\nim Sinne des Koalitionsvertrages damit begonnen worden wäre, die “nach EU-Recht zulässigen\r\nSpielräume für die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP)” für Vereinfachungen zu nutzen.\r\nPlangenehmigung bzw. Planfeststellung wurden für in Anlage 1 UVPG genannten Leitungsvorhaben nur eingeführt, weil es für diese kein selbständiges Verfahren darstellende Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) bzw. UVP-Vorprüfung vermeintlich kein geeignetes Trägerverfahren gab.\r\nOb und ab wann es einer Plangenehmigung bzw. Planfeststellung bedarf, hängt deshalb vom\r\nErreichen bzw. Überschreiten der jeweiligen Schwellen in Nummer 19.7 und 19.8 der Anlage 1 des\r\nUmweltverträglichkeitsprüfungsgesetzes ab. Bei der Gestaltung der Schwellen für eine UVP-Vorprüfung gibt es wiederum erhebliche europarechtliche Spielräume. Wie groß der Spielraum ist,\r\nzeigt ein Blick nach Österreich: hier bedürfte eine Wärmeleitung einer UVP-Vorprüfung erst,\r\nwenn sie in bestimmten schutzwürdigen Gebieten verläuft, eine Trassenlänge von mind. 70 km\r\nund einen Innendurchmesser von 1000 mm erreicht bzw. überschreitet. In Deutschland bedarf\r\neine Wärmeleitung einer UVP-Vorprüfung ab einer Länge von 5 km.\r\nEs wird daher vorgeschlagen, parallel zu den bereits im Entwurf vorgesehenen Verfahrenserleichterungen, die Schwellen für eine UVP-Vorprüfung in den Nummer 19.7 und 19.8 der Anlage\r\n1 UVPG deutlich anzuheben. Der mit dem Entfall der Pflicht zur UVP-Vorprüfung verbundene\r\nWegfall des Erfordernisses einer Plangenehmigung wäre eine wirkliche Beschleunigung für lokale Nahwärmeprojekte.\r\nSeite 7\r\nStellungnahme zum RefE GeoBG – Stand: 21.07.2025\r\n3. Überragendes öffentliches Interesse auch für erneuerbare Wärmeleitungen (§ 4)\r\nDie Bioenergiebranche begrüßt, dass dem Wärmesektor eine zentralere Rolle zugespielt wird,\r\nindem laut RefE Geothermie, Wärmepumpe und Wärmespeicher im überragenden öffentlichen\r\nInteresse liegen. Für die Umsetzung der Wärmewende werden häufig Wärmeleitungen geplant\r\nund verlegt. Im Koalitionsvertrag von CDU/CSU und SPD wurde festgehalten, dass der Bau von\r\neffizienten Nah- und Fernwärmenetzen unterstützt wird. Effiziente Wärmenetze sind Wärmenetze mit hohem Anteil erneuerbarer Energien. Bisher liegen erneuerbare Wärmeleitungen im\r\nüberragenden öffentlichen Interesse bis zum 31. Dezember 2040 (laut § 2 Abs. 3 Wärmeplanungsgesetz). Diese Entfristung sollte aufgehoben werden, unabhängig, ob die Treibhausgasneutralität bis 2040 erreicht wird. Für das GeoBG gilt es ähnlich. Mit dem Jahr 2045 ist hier ebenfalls ein\r\nkonkreter Zeitpunkt erwähnt. Stattdessen sollten die Vorhaben bis zum Erreichen der Treibhausgasneutralität im überragenden öffentlichen Interesse liegen, unabhängig davon, ob dies im\r\nJahr 2045 oder erst später erreicht wird.\r\nVorschlag\r\nDas Hauptstadtbüro Bioenergie schlägt daher folgende Änderungen vor:\r\n„§ 4 Überragendes öffentliches Interesse\r\nDie Errichtung, der Betrieb oder die Änderung einer Anlage nach § 2 Nummer 1 bis 4 sowie\r\nWärmeleitungen mit einem Anteil erneuerbarer Energien von mindestens 65 Prozent liegen bis\r\nzum Erreichen der Netto- Treibhausgasneutralität im Jahr 2045 im überragenden öffentlichen\r\nInteresse und dienen der öffentlichen Gesundheit und Sicherheit. Sie sollen als vorrangiger Belang in die jeweils durchzuführenden Schutzgüterabwägungen eingebracht werden. Satz 1 ist in\r\nden jeweils durchzuführenden Schutzgüterabwägungen gegenüber den Belangen der Landesund Bündnisverteidigung nicht anzuwenden.“\r\n4. Ergänzung: Altholzpotenziale für thermische Nutzung freigeben\r\n(Änderung der § 2 Abs. 7 Nummer 2 Buchstabe f 44. BImSchV)\r\nBei der Transformation der Wärmeversorgung setzen zahlreiche Kommunen und Unternehmen auf\r\nBioenergie. 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. 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\nSeite 8\r\nStellungnahme zum RefE GeoBG – Stand: 21.07.2025\r\nAbbruchabfällen stammt und weder mit Holzschutzmitteln, Schwermetallen oder halogenorganischen\r\nVerbindungen behandelt worden ist. Dazu zählen beispielsweise Baustellensortimente aus naturbelassenem 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 ansonsten das Erfordernis „nicht mit Holzschutzmitteln, Schwermetallen und halogenorganischen Verbindungen 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 Combustion Plant Directive (2015/2193/EU) und IED-Industrial Emission Directive (2010/75/EU) übernommen. Die Bundesregierung sollte sich zudem für die entsprechende Anpassung der europäischen Rahmengesetzgebung 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 Holzschutzmitteln 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 Kategorie A I gem. § 2 (4a) der Altholzverordnung (AltholzV). Chemisch behandelte Gebrauchthölzer entsprechen hingegen der Altholzkategorie A II gem. § 2 (4b) AltholzV und fallen unter den Anwendungsbereich der DIN EN ISO 17225-9. Die Anwendung der DIN EN ISO 17225-4 ist zur Beurteilung der Biobrennstoffeigenschaft 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 Holzschutzmitteln, Schwermetallen und halogenorganischen Verbindungen behandelt worden sind. Die\r\nGrenzwerte der DIN EN ISO 17225-9 Tab. 2 I4 sollten im Rahmen eines Anhangs zur 44. BImSchV verpflichtend eingeführt werden, um hier bundesweit Planungs- und Rechtssicherheit zu schaffen.\r\nSeite 9\r\nStellungnahme zum RefE GeoBG – Stand: 21.07.2025\r\nVorschlag für Grenzwerte\r\nDIN EN ISO 17225-9 Tab. 2 I4\r\nSpezifikation von klassifizierten grobem Schredderholz und klassifizierten Holzhackschnitzeln für die industrielle 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\r\nSeite 10\r\nStellungnahme zum RefE GeoBG – Stand: 21.07.2025\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.\r\nTel.: 030-2758179-16\r\nEmail: guido.ehrhardt@biogas.org\r\nGepa Porsche\r\nReferatsleiterin Genehmigung\r\nEmail: gepa.porsche@biogas.org\r\nSteffen Schwardmann\r\nReferent für Politik & Strategie des Bundesverband Bioenergie e.V. & Fachverband Holzenergie\r\nTel.: 030-2758179-19\r\nEmail: schwardmann@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 Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-21"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020842","regulatoryProjectTitle":"WasserstoffBG zu grünem-Gase-Gesetz erweitern: Biogas, Biomethan und Derivate einbeziehen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/3d/11/643865/Stellungnahme-Gutachten-SG2511120019.pdf","pdfPageCount":10,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nZum Entwurf des\r\nBundesministeriums für\r\nWirtschaft & Energie für\r\nein Wasserstoffbeschleunigungsgesetz\r\nvom 7.7.2025\r\nSeite 2\r\nStellungnahme zum RefE WasserstoffBG vom 7.7.2025 – Stand: 25.07.2025\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze...............................................................................................................................3\r\n1. Vorbemerkung und Grundsätzliches: WasserstoffBG in ein Gesetz zum Hochlauf\r\ngrüner Gase einbetten.................................................................................................................................4\r\n2. Zu Artikel 1, § 2 Abs. 1 RefE WasserstoffBG (Anwendungsbereich).....................................4\r\n2.1. Wasserstoff aus Biomasse aufnehmen................................................................................4\r\n2.1.1. Beispiel #1: Wasserstoff aus Biogas/Biomethan-Dampfreformierung........4\r\n2.1.2. Beispiel #2: Wasserstoff aus Biomasse-Pyrolyse...................................................5\r\n2.1.3. Biogener Wasserstoff als Koppelprodukt der Gewinnung von\r\nklimaneutralem CO2........................................................................................................................6\r\n2.2. Anlagen und Infrastruktur zur Einspeisung von Biomethan in Verteilnetze\r\naufnehmen ................................................................................................................................................6\r\n2.3. Klarstellung zur Definition von „erneuerbaren Kraftstoffen nicht-biogenen\r\nUrsprungs“................................................................................................................................................. 7\r\n3. Weiterer Ergänzungsbedarf .................................................................................................................. 7\r\n3.1. Änderung des EnWG (Artikel 6): Nachfolgeregelung zur auslaufenden GasNZV\r\neinführen.................................................................................................................................................... 7\r\n3.2. Änderung des BauGB: Erzeugung von Wasserstoff und Wasserstoffderivaten\r\nan Biomasseanlagen privilegieren.................................................................................................8\r\nSeite 3\r\nStellungnahme zum RefE WasserstoffBG vom 7.7.2025 – Stand: 25.07.2025\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\n• Das Gesetz zur Beschleunigung des Wasserstoffhochlaufs (WasserstoffBG) sollte in ein größeres Gesetz zum Hochlauf grüner Gase insgesamt eingebettet werden, das neben Wasserstoff\r\nund Wasserstoffderivaten auch Biogas und Biomethan adressiert. Nur so lassen sich die Ziele\r\nzur Emissionsminderung, Versorgungssicherheit und Bezahlbarkeit erreichen.\r\n• Der vorliegende Referentenentwurf (RefE) schränkt das Spektrum der Energieträger, auf die\r\ndas WasserstoffBG angewendet werden soll, unnötig ein. Konkret sollte das Gesetz nicht nur\r\nWasserstoff aus Elektrolyse adressieren, sondern auch biogenen Wasserstoff, z.B. aus BiogasDampfreformierung oder Biomasse-Pyrolyse.\r\n• Anlagen und Infrastruktur zur Einspeisung von Biomethan sollten in den Anwendungsbereich\r\ndes Gesetzes aufgenommen werden. Die dezentrale Einspeisung von Biomethan auf Verteilnetzebene reduziert den Bedarf von Methan aus vorgelagerten Hochdrucknetzen. Infolgedessen könnten einzelne Hochdruckleitungsstränge für die Versorgung mit Wasserstoff früher\r\n„frei“ und somit für Wasserstoff umgenutzt werden, ohne dass zwangsläufig Methanverbraucher auf unteren Netzebenen nicht mehr versorgt werden können.\r\n• Im Sinne eines breiten Anwendungsspektrums ist zu begrüßen, dass im vorliegenden RefE so\r\ngenannte „erneuerbare Kraftstoffe nicht-biogenen Ursprungs“ (RFNBOs) werden, also Wasserstoffderivate wie synthetisches Kerosin, synthetisches Methanol oder synthetisches Methan\r\n(methanisierter Wasserstoff). Es ist jedoch rechtlich unklar, ob damit Wasserstoffderivate generell in den Anwendungsbereich des Gesetzes aufgenommen werden oder nur Wasserstoffderivate, die als Brenn- bzw. Kraftstoff eingesetzt werden. Es sollte deshalb klargestellt werden,\r\ndass grundsätzlich alle Wasserstoffderivate adressiert werden, unabhängig davon, wofür sie\r\neingesetzt werden.\r\n• Zum 31.12.2025 tritt die Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) und mit ihr die privilegierten Regelungen für die Einspeisung von erneuerbaren Gasen ins Gasnetz, einschließlich Wasserstoff\r\nund Wasserstoffderivate, außer Kraft. Eine ersatzlose Streichung dieser Regelungen widerspräche zahlreichen europäischen Vorgaben sowie dem Koalitionsvertrag der aktuellen Bundesregierung. Mithin sollte mit der Änderung des Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) eine Nachfolgeregelung zur GasNZV ins EnWG eingefügt werden.\r\n• Die Erzeugung von Wasserstoff an Biomasseanlagen das Potenzial, schnell und in großem Umfang den Wasserstoffhochlauf voranzubringen. Denn an Biomasseanlagen fällt als Koppelprodukt der Energieerzeugung biogenes CO2 an, das genutzt werden kann, um aus Wasserstoff\r\nWasserstoffderivate herzustellen wie synthetisches Kerosin, Methanol oder Methan (methanisierter Wasserstoff). Analog zur Regelung im Baugesetzbuch, die die Errichtung von Anlagen\r\nzur Erzeugung von Wasserstoff an Wind- und PV-Anlagen im Außenbereich ermöglicht, sollte\r\nes ermöglicht werden im Außenbereich Anlagen zur Erzeugung von Wasserstoff und Wasserstoffderivaten an Biomasseanlagen zu errichten.\r\nSeite 4\r\nStellungnahme zum RefE WasserstoffBG vom 7.7.2025 – Stand: 25.07.2025\r\n1. Vorbemerkung und Grundsätzliches: WasserstoffBG in ein Gesetz zum Hochlauf grüner Gase einbetten\r\nDa Biogas/Biomethan in den gleichen Anwendungen genutzt werden kann und deshalb aus energiewirtschaftlicher, industriepolitischer und klimapolitischer Sicht mindestens die gleichen Chancen bietet wie (erneuerbarer) Wasserstoff ist es sinnvoll, beide Energieträger gemeinsam zu denken. Auf europäischer Ebene wird dies im Übrigen bereits getan. So sehen beispielsweise das RePowerEU-Paket\r\nwie auch die “Roadmap towards ending Russian energy imports” der EU-Kommission sowohl für Wasserstoff als auch für Biomethan gleichrangige politische Ausbauziele vor und die novellierte EU-Gasbinnenmarktrichtlinie (RL EU 2024/1789) und die der novellierte EU-Gasbinnenmarktverordnung (VO\r\nEU 2024/1789) analoge Regulierungsvorgaben vor. Wasserstoff und Biogas/Biomethan sind in diese\r\nDenke zwei Seiten einer Medaille. Dies deckt sich im Übrigen mit dem Koalitionsvertrag der aktuellen\r\nBundesregierung, der genauso eine bessere Regulierung für Biogas und Biomethan fordert.\r\n1\r\nEin Gesetz zur Beschleunigung des Wasserstoffhochlaufs (WasserstoffBG) ist deshalb zwar grundsätzlich zu begrüßen. Allerdings sollte es in ein größeres Gesetz zum Hochlauf grüner Gase insgesamt\r\neingebettet werden, das neben Wasserstoff und Wasserstoffderivaten auch Biogas und Biomethan\r\nadressiert.\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\n2. Zu Artikel 1, § 2 Abs. 1 RefE WasserstoffBG (Anwendungsbereich)\r\n2.1. Wasserstoff aus Biomasse aufnehmen\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 Elektrolyse, ggf. 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\n2.1.1. 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\n1 Besonders relevante Textstellen sind: „Wir wollen alle Potenziale der Erneuerbaren Energien nutzen. Dazu gehören Sonnen- und Windenergie sowie Bioenergie […] sowie aus diesen hergestellte Moleküle. […] „Bioenergie spielt\r\nbei Wärme, Verkehr und steuerbarer Stromerzeugung eine wichtige Rolle. […] Wir werden den Biogasanlagen eine\r\nZukunft geben. […] Die EU-Gasbinnenmarktrichtlinie werden wir zügig umsetzen.“\r\nSeite 5\r\nStellungnahme zum RefE WasserstoffBG vom 7.7.2025 – Stand: 25.07.2025\r\n(üblicherweise Erdgas), bei dem der Wasserstoff vom Kohlenstoff getrennt wird. In diesem konventionellen Verfahren kann anstatt Erdgas auch Biogas oder Biomethan eingesetzt werden.\r\nDie Wasserstoffherstellung mithilfe der Dampfreformierung an kleineren Biogasanlagen ist insbesondere dann lukrativ, wenn die Abwärme aus reiner Biogasverstromung nicht vor Ort abgesetzt werden\r\nkann und dezentrale Möglichkeiten der Wasserstoffgewinnung aus Elektrolyse eingeschränkt sind. Biogasanlage mit beispielsweise 400 kW elektrischer Leistung könnte etwa 430 kg Wasserstoff pro Tag\r\nerzeugen.\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\n2.1.2. Beispiel #2: Wasserstoff aus Biomasse-Pyrolyse\r\nSämtliche biologische Ausgangsstoffe wie Gülle, Klärschlamm, Biomüll, Waldrestholz oder landwirtschaftliche 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 von Biomasse klimaneutrale Kohle, Öl und Gase an. Während die Kohle sowie das Öl speicherbar sind, kann aus dem Pyrolysegas eine große Bandbreite an unterschiedlichen Endprodukten\r\nentstehen. Beispielsweise kann mithilfe einer Wasserstoff-Shift Reaktion Wasserstoff gewonnen werden. Die Pflanzenkohle kann hingegen auf Äckern ausgebracht und eingearbeitet werden, um dort\r\nbeispielsweise die Bodenfruchtbarkeit zu steigern, ohne sich mittelfristig zu zersetzen. Dadurch ist die\r\nHerstellung von Pyrolysekohle auch ein effektiver Weg zur CO2-Fixierung.\r\nSeite 6\r\nStellungnahme zum RefE WasserstoffBG vom 7.7.2025 – Stand: 25.07.2025\r\nEine Alternative zur Pyrolyse fester Biomasse sind Pyrolyse-Verfahren mit Biomethan.\r\n2.1.3. Biogener Wasserstoff als Koppelprodukt der Gewinnung von klimaneutralem CO2\r\nFür das Ziel der Klimaneutralität ist die Gewinnung von klimaneutralem CO2 ein entscheidender Baustein: für die Nutzung z.B. als Grundstoff in der industriellen Produktion oder für die dauerhafte Speicherung, um nicht vermeidbare Rest-Emissionen auszugleichen („Negativemissionen“).\r\nGrundsätzlich fällt klimaneutrales CO2 zwar bei vielen Verfahren der Erzeugung oder Nutzung von Bioenergie 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 abgeschieden, sondern auch der Kohlenstoffanteil im Methan.\r\nFür die CO2-Speicherung ist das Verfahren der Biomasse-Pyrolyse besonders geeignet, da der Kohlenstoff als Pflanzenkohle und damit bereits in festem Zustand anfällt.\r\nVorschlag\r\nDas WasserstoffBG sollte neben Wasserstoff aus Elektrolyse auch Wasserstoff aus Biomasse adressieren. Dies bedeutet, dass in die Liste in § 2 Abs. 1 RefE neben „Elektrolyseuren zur Erzeugung von Wasserstoff“ auch „Anlagen zur Erzeugung von biogenem Wasserstoff“ aufgenommen werden.\r\n2.2. Anlagen und Infrastruktur zur Einspeisung von Biomethan in Verteilnetze\r\naufnehmen\r\nDie dezentrale Einspeisung von Methan auf Verteilnetzebene reduziert den Bedarf von Methan\r\naus vorgelagerten Hochdrucknetzen. Infolgedessen könnten einzelne Hochdruckleitungsstränge\r\nfür die Versorgung mit Wasserstoff früher „frei“ und somit für Wasserstoff umgenutzt werden,\r\nSeite 7\r\nStellungnahme zum RefE WasserstoffBG vom 7.7.2025 – Stand: 25.07.2025\r\nohne dass zwangsläufig Methanverbraucher auf unteren Netzebenen nicht mehr versorgt werden können. Die Versorgung regionaler Endkunden mit Methan bleibt so trotz Umstellung ausgewählter Leitungsstränge der Hochdrucknetze sichergestellt.\r\nVorschlag\r\nDas WasserstoffBG sollte deshalb auch Infrastruktur und Anlagen zur Einspeisung von\r\nBiomethan ins Gasnetz umfassen.\r\n2.3. Klarstellung zur Definition von „erneuerbaren Kraftstoffen nicht-biogenen Ursprungs“\r\nIm Sinne eines breiten Anwendungsspektrums ist zu begrüßen, dass im vorliegenden RefE nicht nur\r\nWasserstoff und ausgewählte Wasserstoffderivate adressiert werden, sondern auch so genannte „erneuerbare Kraftstoffe nicht-biogenen Ursprungs“ (RFNBOs), wobei es sich um Wasserstoffderivate wie\r\nsynthetisches Kerosin, synthetisches Methanol oder synthetisches Methan (methanisierter Wasserstoff) handelt. Es ist jedoch rechtlich unklar, ob damit Wasserstoffderivate generell in den Anwendungsbereich des Gesetzes aufgenommen werden oder nur Wasserstoffderivate, die als Brenn- bzw.\r\nKraftstoff eingesetzt werden.\r\nVorschlag\r\nEs sollte klargestellt werden, dass grundsätzlich alle Wasserstoffderivate adressiert werden, unabhängig davon, wofür sie eingesetzt werden.\r\n3. Weiterer Ergänzungsbedarf\r\n3.1. Änderung des EnWG (Artikel 6): Nachfolgeregelung zur auslaufenden GasNZV einführen\r\nAnschluss von Elektrolyseuren ans Gasnetz zur Einspeisung von Wasserstoff genoss in Deutschland\r\nbislang bestimmte energierechtliche Privilegien, die in der Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) geregelt waren. Dabei bestand eine einheitliche Regulierung für alle im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)\r\nals „Biogas“ bezeichneten Gase – neben Wasserstoff auch gasförmige erneuerbare Kraftstoffe nichtbiogenen Ursprungs (RFNBO) und Biomethan.\r\nDie GasNZV und mit ihr die besondere Regulierung der Netzeinspeisung von „Biogas“ (inkl. Wasserstoff)\r\ntritt zum 31.12.2025 außer Kraft. Damit entfallen auch die Regelungen für den Gasnetzanschluss von\r\nBiomethananlagen in §§ 31-36 GasNZV, speziell der Anspruch auf den vorrangigen Netzanschluss sowie\r\ndie Regelungen zur Aufteilung der Netzanschlusskosten zwischen Anlagen- und Netzbetreiber. Für die\r\nGasnetzeinspeisung von Wasserstoff und anderen Gasen, die unter die Definition von „Biogas“ im\r\nEnWG fallen, gelten dann nur noch die allgemeinen Regeln des EnWG, speziell § 17 Abs. 1 für den\r\nGasnetzanschluss, was die Investitionskosten von Projektierern extrem erhöhen würde.\r\nVorschlag\r\nDie speziellen Regelungen zum Gasnetzzugang und Gasnetzanschluss für Elektrolyseure,\r\nBiomethananlagen, etc., die sich jetzt in der GasNZV finden, sollten mit dem Auslaufen\r\nSeite 8\r\nStellungnahme zum RefE WasserstoffBG vom 7.7.2025 – Stand: 25.07.2025\r\nder GasNZV nicht ersatzlos entfallen, sondern durch Nachfolgeregeln im EnWG ersetzt\r\nwerden. In Bezug auf den Gasnetzanschluss sollten diese Nachfolgeregelungen insbesondere folgende Aspekte umfassen:\r\n• Vorrangiger Gasnetzanschluss: Elektrolyseure, Biomethananlagen etc. müssen einen vorrangigen Anspruch auf die technische und wirtschaftliche Nutzung der Transport- und\r\nVerteilnetze inkl. Untergrundspeicher haben; Netzbetreiber müssen verpflichtet werden,\r\ndie Transport- und Verteilnetze inkl. Untergrundspeicher ggf. entsprechend anzupassen.\r\n• Privilegierung bei den Netzanschlusskosten: Der überwiegende Teil der Netzanschlusskosten muss vom Netzbetreiber getragen werden.\r\n• Erweiterung des Spielraums von Anlagen- und Netzbetreibern, auf individueller vertraglicher Basis von den gesetzlichen Vorgaben abzuweichen, z.B. bei der Mindestverfügbarkeit des Netzanschlusses (96%-Kriterium). Dazu gehört auch, dass die Netzanschlüsse\r\nvom Anlagenbetreiber errichtet und betrieben werden können. Eine größere Flexibilität\r\nbei der Vertragsgestaltung kann spezifischen Netzkonditionen vor Ort besser Rechnung\r\ntragen sowie betriebs- und volkswirtschaftliche Kosten einsparen.\r\n• Anpassung der Transport- und Verteilnetze inkl. Untergrundspeicher Dies muss ggf. einschließen, dass aus unteren Druckstufen in höhere Druckstufen gespeist werden kann,\r\num saisonale Speicherung von Wasserstoff und Biomethan zu ermöglichen.\r\n• Regulierung für alle erneuerbaren Gase (insb. Biomethan, synthetisches Methan und Wasserstoff).\r\nFür eine detailliertere Behandlung des Themas einer Nachfolgeregelung zur GasNZV wird\r\nauf das aktuelle Positionspapier verwiesen\r\n3.2. Änderung des BauGB: Erzeugung von Wasserstoff und Wasserstoffderivaten an Biomasseanlagen privilegieren\r\nIn § 249a BauGB wird die Errichtung von Anlagen zur Erzeugung von Wasserstoff, die sich in einem\r\nräumlich-funktionalen Zusammenhang zu einer Wind- oder PV-Anlage befinden, im Außenbereich ermöglicht. Diese Regelung ist deutlich zu eng gefasst, da sie sich nur auf den Zusammenhang zu Windund PV-Anlagen bezieht, nicht aber auf den Zusammenhang zu einer Biomasseanlage.\r\nDabei bietet die Wasserstofferzeugung an Biomasseanlagen das Potenzial, schnell und in großem Umfang den Wasserstoffhochlauf voranzubringen. Denn an Biomasseanlagen fällt als Koppelprodukt der\r\nEnergieerzeugung biogenes CO2 an, das genutzt werden kann, um aus Wasserstoff Wasserstoffderivate\r\nherzustellen wie synthetisches Kerosin, Methanol oder Methan (methanisierter Wasserstoff).\r\nBereits im Zuge der Einführung des § 249a BauGB hatte der Bundesrat die Bundesregierung gebeten,\r\ndafür Sorge zu tragen, dass der Privilegierungstatbestand für Anlagen zur Herstellung oder Speicherung von Wasserstoff technologieoffen ausgestaltet und für sämtliche bauplanungsrechtlich privilegierten Erneuerbaren Energien Anlagen geöffnet wird.\r\nSeite 9\r\nStellungnahme zum RefE WasserstoffBG vom 7.7.2025 – Stand: 25.07.2025\r\nVorschlag\r\nFür die bauplanungsrechtliche Vereinfachung von Errichtung und Betrieb von Anlagen zur\r\nErzeugung von Wasserstoff und Wasserstoffderivaten an Biomasseanlagen, schlagen wir\r\nfolgende Ergänzung des § 246d BauGB vor:\r\nErgänzung von § 246d\r\nFür die Erzeugung von Wasserstoff und Wasserstoffderivaten an Biomasseanlagen in Gebieten ohne Bebauungsplan:\r\n„(6) Ein Vorhaben, dass der Herstellung oder Speicherung von Wasserstoff dient und im\r\nräumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer Anlage nach § 35 Abs. 1 Nummer 6 steht,\r\ngilt unter den in § 249a Absatz 4 genannten weiteren Voraussetzungen ebenfalls als Vorhaben nach § 35 Absatz 1 Nummer 6. Für Vorhaben, die der Herstellung oder Speicherung\r\nvon Wasserstoffderivaten aus Wasserstoff und biogenem Kohlendioxid dienen, gilt Satz 1\r\nentsprechend.“\r\nFür die Erzeugung von Wasserstoff und Wasserstoffderivaten an Biomasseanlagen im Geltungsbereich eines Bebauungsplans:\r\n„(7) Ein Vorhaben, das der Herstellung oder Speicherung von Wasserstoff dient, ist jeweils\r\nunter den in den § 249a Absatz 4 und 5 genannten Voraussetzungen im Außenbereich\r\nzulässig, wenn es im unmittelbar an eine vorhandene Biogasanlage anschließenden Außenbereich verwirklicht werden soll und der dieser Anlage zugrunde liegende Bebauungsplan vor dem 1. Januar 2024 öffentlich ausgelegt worden ist. Für Vorhaben, die der Herstellung von Wasserstoffderivaten aus Wasserstoff und biogenem Kohlendioxid dienen,\r\ngilt Satz 1 entsprechend.“\r\nSeite 10\r\nStellungnahme zum RefE WasserstoffBG vom 7.7.2025 – Stand: 25.07.2025\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"},"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 Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-25"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020843","regulatoryProjectTitle":"Übergangsregelungen für GasNVZ beibehalten, bei Nachfolgefregelungen des EnWG Priviligierung von Biogasanlagen und Marktregelungen berücksichtigen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/25/80/643867/Stellungnahme-Gutachten-SG2511120028.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":"Stellungnahme\r\nZum Kabinettsentwurf\r\neines Gesetzes zur\r\nÄnderung des\r\nEnergiewirtschaftsrechts\r\nzur Stärkung des\r\nVerbraucherschutzes im\r\nEnergiebereich vom\r\n6.8.2025\r\nSeite 2\r\nStellungnahme zum KabE EnWG-Novelle vom 6.8.2025 – Stand: 9.9.2025\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze...............................................................................................................................3\r\n1. Stellungnahme zum KabE ......................................................................................................................4\r\n1.1. Zum neuen § 23c Abs. 2a EnWG (Artikel 1 Nr. 36 Buchstabe a KabE)......................4\r\n1.2. Zum neuen § 118 Nr. 4 EnWG (Artikel 1 Nr. 105 Buchstabe a KabE).........................4\r\n2. Ergänzungsbedarf: Einführung einer Nachfolgeregelung zur auslaufenden GasNZV\r\n6\r\n3.1. Vorschlag für Nachfolgeregelungen für den Netzanschluss in § 31-33 GasNZV7\r\n3.2. Vorrangiger Gasnetzanschluss von Biogasanlagen........................................................ 7\r\n3.3. Privilegierung von Biogasanlagen bei den Netzanschlusskosten...........................8\r\n3.4. Möglichkeit zur Abweichung von gesetzlichen Anforderungen auf\r\nindividueller vertraglicher Basis ...................................................................................................10\r\n3.5. Anpassung der Transport- und Verteilnetze inkl. Untergrundspeicher............. 11\r\n3.6. Einheitliche Regulierung für alle erneuerbaren Gase (insbesondere\r\nBiomethan, synthetisches Methan und Wasserstoff) ......................................................... 11\r\n3. Ergänzungsbedarf: Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes ............................... 12\r\nSeite 3\r\nStellungnahme zum KabE EnWG-Novelle vom 6.8.2025 – Stand: 9.9.2025\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\n1. Die Einführung einer Übergangsregelung für die zum 31.12.2025 auslaufende Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) ist sehr zu begrüßen. Bereits laufende Biomethanprojekte genießen damit Investitionsschutz.\r\n2. Allerdings ist es im Sinne der Rechtsklarheit und zur Vermeidung von erheblichen Wertungswidersprüchen erforderlich, zusätzlich auch § 32, § 33 Absatz 10 und § 34 GasNZV in den Regelungsbereich\r\ndes vorliegenden § 118 Abs. 4 KabE aufzunehmen.\r\n3. Nach § 23c werden Übertragungsnetzbetreiber dazu verpflichtet, bestimmte Daten auf ihrer Webseite\r\nbereitzustellen und stündlich zu aktualisieren. Dazu zählen neben dem Anteil erneuerbarer Energieträger auch die durchschnittlichen Treibhausgasemissionen. Die Bioenergieverbände weisen darauf\r\nhin, dass die CO₂-Emissionen aus der Verbrennung von Biomasse-Brennstoffen mit null anzusetzen\r\nsind.\r\n4. Die Einführung einer Übergangsregelung für das Auslaufen der GasNZV darf nicht darüber hinwegtäuschen, dass sich mit ab dem 1.1.2026 die Rahmenbedingungen für den Anschluss von Biomethananlagen radikal verschlechtern. Eine ersatzlose Streichung widerspräche damit zahlreichen europäischen Vorgaben sowie dem Koalitionsvertrag der aktuellen Bundesregierung. Mithin sollte mit der laufenden Novelle eine Nachfolgeregelung zur GasNZV ins Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) eingefügt werden.\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 in Deutschland produziertem Biomethan vor, insb. ggü.\r\nErdgas auf der einen und im Ausland produziertem Biomethan auf der anderen Seite.\r\n• Erweiterung des Spielraums von Anlagen- und Netzbetreibern, auf individueller vertraglicher\r\nBasis von den gesetzlichen Vorgaben abzuweichen. Dies gilt insbesondere auch für die Möglichkeit, dass Biogasanlagenbetreiber Gasnetzanschlüsse selbst bauen und betreiben. Eine\r\ngrößere Flexibilität bei der Vertragsgestaltung kann spezifischen Netzkonditionen vor Ort besser Rechnung tragen sowie betriebs- und volkswirtschaftliche Kosten einsparen.\r\nFür eine detailliertere Behandlung des Themas einer Nachfolgeregelung zur GasNZV wird auf das Positionspapier der Bioenergieverbände verwiesen.\r\n5. Im Zuge der Gesetzespakets sollten auch andere Regelwerke überarbeitet werden, bei denen sehr\r\ndringender Handlungsbedarf besteht. In Bezug auf die Bioenergie gilt dies insbesondere für das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG).\r\nSeite 4\r\nStellungnahme zum KabE EnWG-Novelle vom 6.8.2025 – Stand: 9.9.2025\r\n1. Stellungnahme zum KabE\r\n1.1. Zum neuen § 23c Abs. 2a EnWG (Artikel 1 Nr. 36 Buchstabe a KabE)\r\nDie in § 23c vorgesehene Verpflichtung der Übertragungsnetzbetreiber zur stündlichen Veröffentlichung von Daten zum Anteil erneuerbarer Energien sowie zu den durchschnittlichen Treibhausgasemissionen ist grundsätzlich zu begrüßen. Transparenz ist ein wichtiger Baustein für die Akzeptanz\r\nder Energiewende und die Steuerung von klimarelevanten Emissionen im Energiesektor.\r\nDie Bioenergieverbände weisen jedoch ausdrücklich darauf hin, dass die Übertragungsnetzbetreiber\r\nbei der Veröffentlichung der entstandenen Treibhausgasemissionen Bioenergie mit Null-Emissionen\r\nansetzen müssen. Diese Regelung trägt dem Umstand Rechnung, dass bei Biomasse das während des\r\nWachstums gebundene CO₂ in etwa dem bei der Nutzung freigesetzten CO₂ entspricht und somit kein\r\nzusätzlicher Netto-Treibhausgasausstoß erfolgt.\r\nVorschlag: In der Umsetzung der Veröffentlichungspflichten nach § 23c EnWG muss sichergestellt werden, dass bei der Berechnung der durchschnittlichen Treibhausgasemissionen der eingespeisten\r\nElektrizität aus erneuerbaren Energien Biomasse mit Emissionsfaktor null Berücksichtigung findet. Gegebenenfalls ist dies durch eine klarstellende Formulierung in der Begründung zum Gesetz oder durch\r\neine nachgelagerte Verordnung sicherzustellen.\r\n1.2. Zum neuen § 118 Nr. 4 EnWG (Artikel 1 Nr. 105 Buchstabe a KabE)\r\nDie Bioenergieverbände begrüßen die neue Übergangsregelung. Biomethanprojekte, die sich im Bau\r\nbefinden, haben nun Investitionssicherheit. Dies war ein dringend notwendiger Schritt, um den für die\r\nWirtschaft so wichtigen Vertrauensschutz zu wahren.\r\nNetzbetreiber rufen für eine Netzverträglichkeitsprüfung zwischen 2.000 € und ca. 20.000 € auf. Es geht\r\nbei der genannten „Vorauszahlung\" also noch nicht um die anteilige Beteiligung des Einspeisepetenten an den Kosten zur Errichtung der Biomethaneinspeiseanlage – dies wäre tatsächlich unzumutbar\r\ngewesen -, sondern lediglich um die Prüfkosten im Rahmen der Netzverträglichkeitsprüfung. Das ist\r\nvertretbar.\r\nDer Entwurf der Übergangsbestimmungen führt allerdings zu rechtlichen Unklarheiten und erheblichen Wertungswidersprüchen: Für bestehende Biomethaneinspeiseprojekte, die unter die Übergangsregelung fallen, soll nach dem KabE § 33 Absatz 1 bis 9 GasNZV weiter gelten. § 32, § 33 Absatz 10 und\r\n§ 34 GasNZV sollen hingegen nicht gelten. Diese Normen sollten im vorliegenden § 118 Abs. 4 KabE aus\r\nfolgenden Gründen aufgenommen werden.\r\nGemäß § 33 Absatz 6 Satz 4 GasNZV umfasst das vom Netzbetreiber vorzulegende Vertragsangebot die\r\nZusicherung einer bestimmten garantierten Mindesteinspeisekapazität. Wie sich aus der Verordnungsbegründung ergibt, ist der Netzbetreiber verpflichtet, die Aufnahme einer kontinuierlichen Einspeisung\r\nin bestimmter Höhe zu garantieren (Bundesrats-Drucksache 312/10, S. 92). Der Muster-Netzanschlussvertrag (Anlage 6 zur Kooperationsvereinbarung der Gasnetzbetreiber) sieht dementsprechend in § 5\r\nvor, dass der Netzbetreiber dem Anschlussnehmer eine garantierte Einspeisekapazität zusichert. Die\r\nBundesnetzagentur hat bereits im Jahr 2010 festgestellt, dass der Netzbetreiber dem Anschlussnehmer\r\ngegenüber unbeschränkt haftet, wenn die garantierte Mindesteinspeisekapazität nicht länger vorgehalten wird. Dies ist nach dem Beschluss der Bundesnetzagentur der Fall, wenn es an der technisch-\r\nSeite 5\r\nStellungnahme zum KabE EnWG-Novelle vom 6.8.2025 – Stand: 9.9.2025\r\nphysikalischen Aufnahmefähigkeit das Gasnetzes mangelt (Bundesnetzagentur, Beschluss vom 3. März\r\n2010, Az. BKZ-09-005, Seite 17).\r\nNach alldem sichern Netzbetreiber auf Grundlage des § 33 Absatz 6 GasNZV im Rahmen einer positiven\r\nNetzverträglichkeitsprüfung und sodann im Netzanschlussvertrag zu und übernehmen eine Garantie\r\ndafür, dass das Gasnetz technisch-physikalisch in der Lage ist, die Einspeisung kontinuierlich in der\r\nzugesicherten Höhe aufzunehmen. Eine derartige Zusicherung setzt im Fall der Einspeisung in kleinere\r\nGasnetze voraus, dass die Netzbetreiber die Fähigkeit des Gasnetzes, die kontinuierliche Einspeisung\r\nzu ermöglichen, mittels kapazitätserhöhender Maßnahmen sicherstellen. Dass die Netzbetreiber\r\nhierzu berechtigt und verpflichtet sind, ist bislang in § 34 Absatz 2 Satz 3 und 4 GasNZV geregelt. Danach\r\nmüssen Netzbetreiber alle wirtschaftlich zumutbaren Maßnahmen zur Erhöhung der Kapazität im Netz\r\ndurchführen, um die ganzjährige Einspeisung zu gewährleisten (§ 34 Absatz 2 Satz 3 GasNZV). Davon\r\nist gemäß § 33 Absatz 2 Satz 4 GasNZV auch die Sicherstellung der ausreichenden Fähigkeit zur Rückspeisung von Biogas in vorgelagerte Netze umfasst.\r\nDie gesetzliche Pflicht, kapazitätserhöhende Maßnahmen zu ergreifen und die Rückspeisefähigkeit sicherzustellen, steht dabei in untrennbarem Zusammenhang mit den Vorgaben zum Netzanschluss und\r\nder Zusicherung einer garantierten Mindesteinspeisekapazität. Der Verordnungsgeber hat dies erkannt\r\nund in § 33 Absatz 10 GasNZV, mithin innerhalb der Regelungen zur Netzanschlusspflicht, klargestellt,\r\ndass der Netzbetreiber verpflichtet ist, die erforderlichen Maßnahmen zu ergreifen, um seiner Pflicht\r\nnach § 34 Absatz 2 Satz 3 GasNZV nachzukommen. Die Verordnungsbegründung führt hierzu folgerichtig\r\naus:\r\n„Absatz 10 verpflichtet den Netzbetreiber, die erforderlichen und wirtschaftlich zumutbaren Maßnahmen im Netz zu ergreifen, um den Anschluss zu ermöglichen. Dazu gehören insbesondere die Verdichtung in eine höhere Druckstufe bzw. Druckerhöhungen im Netz oder das Erstellen eines zusätzlichen\r\nVerknüpfungspunktes.“ (Bundesrats-Drucksache 312/10, S. 93f., Hervorhebungen diesseits)\r\n§ 34 Absatz 2 Satz 3 und 4 GasNZV sind nach alldem Regelungen, die nicht bloß dem Netzzugang dienen,\r\nsondern zugleich den Netzanschluss regeln und konkretisieren, wie die garantierte Mindesteinspeisekapazität sicherzustellen ist.\r\nAnschlussnehmer, die unter die Übergangsregelung des § 118 Absatz 4 EnWG (in der Fassung des KabE)\r\nfallen und denen dementsprechend eine garantierte Mindesteinspeisekapazität zugesichert worden\r\nist bzw. im Rahmen des weiteren Netzanschlussverfahrens werden muss, haben nach alldem einen\r\nAnspruch darauf, dass der Netzbetreiber die erforderlichen Maßnahmen ergreift, um die ganzjährige,\r\nkontinuierliche Einspeisung mit eben dieser garantierten Mindesteinspeisekapazität zu ermöglichen.\r\nDie entsprechend verpflichteten Netzbetreiber müssen ihrerseits berechtigt sein, die hierfür erforderlichen Maßnahmen zu ergreifen und die dadurch entstehenden Kosten gemäß § 20b GasNEV in die\r\nBiogaskostenwälzung einzustellen.\r\nVor diesem Hintergrund ist es zwingend erforderlich, dass nicht nur § 33 Absatz 1 bis 9 GasNZV, sondern\r\nauch die ebenfalls den Netzanschluss betreffenden Regelungen des § 33 Absatz 10 in Verbindung mit\r\n§ 34 Absatz 2 Satz 3 und 4 GasNZV in die Übergangsregelung mit aufgenommen werden. Da § 34 Absatz\r\n2 Satz 3 und 4 GasNZV nach aktuellem Konsultationsstand nicht in die Festlegung der Bundesnetzagentur (Zweite Konsultation im Rahmen des Festlegungsverfahren „ZuBio“ in Sachen Zugang von Biogas, Stand 13. Dezember 2024, Az. BK7-24-01-010) übernommen werden sollen, wäre andernfalls unklar,\r\nwie die Netzbetreiber die von ihnen garantierte Mindesteinspeisekapazität im Sinne einer kontinuierlichen Aufnahmefähigkeit des Gasnetzes sicherstellen können.\r\nSeite 6\r\nStellungnahme zum KabE EnWG-Novelle vom 6.8.2025 – Stand: 9.9.2025\r\nWeiter erscheint es im Sinne der Rechtsklarheit geboten, dass auch die Definitionen in § 32 GasNZV\r\nGegenstand der Übergangsregelung sind. Ohne diese Definitionen sind die Regelungen des § 33 GasNZV nicht verständlich. Insbesondere wäre dann unklar, dass auch die Einrichtungen zur Druckerhöhung Bestandteil des Netzanschlusses sind, da die Verantwortlichkeit des Netzbetreibers für die\r\nDruckerhöhung – anders als beispielsweise die Verantwortlichkeit für die Odorierung und die LPGKonditionierung – nicht gesondert in § 36 GasNZV geregelt ist und nach aktuellem Konsultationsstand\r\nauch nicht in die Festlegung „ZuBio“ der Bundesnetzagentur übernommen wird.\r\n2. Ergänzungsbedarf: Einführung einer Nachfolgeregelung zur auslaufenden GasNZV\r\nWie in der Begründung zu Artikel Nr. 118 Buchstabe a KabE richtigerweise klargestellt wird, handelt es\r\nsich lediglich um eine Übergangsregelung für einen kurzen Zeitraum und für eine begrenzte Anzahl\r\nan bereits laufende Biomethanprojekten zum Zweck des Investitionsschutzes. Dies darf nicht darüber\r\nhinwegtäuschen, dass sich ab dem 1.7.2026 die Rahmenbedingungen für den Anschluss von Biomethananlagen in Deutschland radikal verschlechtern.\r\nDie GasNZV und mit ihr die besondere Regulierung der Netzeinspeisung von „Biogas“ (Wasserstoff,\r\nsynthetisch erzeugtes Methan etc.) tritt zum 31.12.2025 außer Kraft. Damit entfallen auch die Regelungen für den Gasnetzanschluss von Biomethananlagen in §§ 31-36 GasNZV, speziell der Anspruch auf\r\nden vorrangigen Netzanschluss sowie die Regelungen zur Aufteilung der Netzanschlusskosten zwischen Anlagen- und Netzbetreiber. Für die Gasnetzeinspeisung von Biomethan und anderen Gasen,\r\ndie unter die Definition von „Biogas“ im EnWG fallen, gelten dann nur noch die allgemeinen Regeln\r\ndes EnWG, speziell § 17 Abs. 1 für den Gasnetzanschluss, was die Investitionskosten von Biomethananlagenbetreibern extrem erhöhen würde.\r\nDie Gasnetzregulierung für Biomethan in §§ 31-36 GasNZV war ein zentraler Treiber für den bisherigen\r\nAusbau der Biomethaneinspeisung in Deutschland sowie Voraussetzung für die zahlreichen Biomethanprojekte, die sich noch in Planung und Umsetzung befinden. Damit widerspräche eine ersatzlose\r\nStreichung zahlreichen politischen Vorgaben, insbesondere den Biomethan-Ausbauzielen im RePowerEU-Paket und der “Roadmap towards ending Russian energy imports” der EU-Kommission, der novellierten EU-Gasbinnenmarktrichtlinie (RL EU 2024/1789), der novellieren EU-Gasbinnenmarktverordnung (VO EU 2024/1789) sowie dem Koalitionsvertrag der aktuellen Bundesregierung.1\r\nIm Folgenden wird dargelegt, warum die speziellen Regelungen zum Gasnetzzugang und Gasnetzanschluss, die sich jetzt in der GasNZV finden, nicht ersatzlos entfallen, sondern zeitnah durch Nachfolgeregeln ersetzt werden müssen und wie die Nachfolgeregelungen insb. für den Gasnetzanschluss\r\ngefasst werden sollten. Für eine detailliertere Behandlung des Themas einer Nachfolgeregelung zur\r\nGasNZV wird auf das aktuelle Positionspapier verwiesen.\r\n1 Besonders relevante Textstellen sind: „Wir wollen alle Potenziale der Erneuerbaren Energien nutzen. Dazu gehören Sonnenund Windenergie sowie Bioenergie […] sowie aus diesen hergestellte Moleküle. […] „Bioenergie spielt bei Wärme, Verkehr und\r\nsteuerbarer Stromerzeugung eine wichtige Rolle. […] Wir werden den Biogasanlagen eine Zukunft geben. […] Die EU-Gasbinnenmarktrichtlinie werden wir zügig umsetzen.“\r\nSeite 7\r\nStellungnahme zum KabE EnWG-Novelle vom 6.8.2025 – Stand: 9.9.2025\r\n3.1. Vorschlag für Nachfolgeregelungen für den Netzanschluss in § 31-33 GasNZV\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.\r\n• Erweiterung des Spielraums von Anlagen- und Netzbetreibern, auf individueller vertraglicher\r\nBasis von den gesetzlichen Vorgaben abzuweichen, z.B. bei der Mindestverfügbarkeit des Netzanschlusses (96%-Kriterium). Dazu gehört auch, dass die Netzanschlüsse vom Biogasanlagenbetreiber errichtet und betrieben werden können. Eine größere Flexibilität bei der Vertragsgestaltung kann spezifischen Netzkonditionen vor Ort besser Rechnung tragen sowie betriebsund volkswirtschaftliche Kosten einsparen.\r\n• Anpassung der Transport- und Verteilnetze inkl. Untergrundspeicher Dies muss ggf. einschließen, dass aus unteren Druckstufen in höhere Druckstufen gespeist werden kann, um saisonale\r\nBiomethanspeicherung zu ermöglichen.\r\n• Regulierung für alle erneuerbaren Gase (insb. Biomethan, synthetisches Methan und Wasserstoff).\r\n3.2. 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\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. Die Forderung nach einem Ausbau der Biogas- und Biomethanerzeugung unterstrich die EU-Kommission jüngst in ihrer „Roadmap towards ending Russian\r\nenergy imports”: „[A]lternatives to natural gas imports should continue to be developed where possible, notably via […] boosting the production of biogas and biomethane […] in line with REPowerEU.”\r\n(Abs. 3.1)\r\nSeite 8\r\nStellungnahme zum KabE EnWG-Novelle vom 6.8.2025 – Stand: 9.9.2025\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\n3.3. 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 den\r\nTransport 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\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\nSeite 9\r\nStellungnahme zum KabE EnWG-Novelle vom 6.8.2025 – Stand: 9.9.2025\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. 912\r\n).\r\nDies hat mehrere Gründe:\r\nEffizienzanreize für Netzbetreiber: Ursprünglich wollte der Verordnungsgeber durch diese Kostenaufteilung gewährleisten, „dass die Hauptverantwortung bei der Anschlussplanung beim Netzbetreiber\r\nliegt, gleichzeitig aber auch das Interesse des Biogaseinspeisers an einer effizienten Umsetzung des\r\nNetzanschlusses sichergestellt wird. Darüber hinaus wird gewährleistet, dass für den Netzbetreiber ein\r\nbesonderer Anreiz zur kosteneffizienten Durchführung des Anschlusses besteht. Zu den Anschlusskosten zählen auch die Kosten für die Anlagen zur Qualitätsmessung und zur Verdichtung. Der Netzbetreiber ist Eigentümer des Anschlusses und ist für die Wartung verantwortlich.“ Diese Grundsätze gelten\r\nauch heute noch.\r\nBerücksichtigung kleinerer und mittlerer Unternehmen: Die Kosten für den Netzanschluss liegen bei\r\nrund 3 bis 5 Millionen Euro; allein für die Antragstellung fallen Kosten im vier- bis fünfstelligen Bereich\r\nan; aktuell liegen die Prüfkosten im Bereich von ca. 2.000 bis ca. 20.000 €, je nachdem, wie hoch der\r\nDetaillierungsgrad der Prüfung ist. Ein großes Potenzial für den Ausbau der Biomethanerzeugung in\r\nDeutschland liegt in der Umrüstung und ggf. Clusterung bestehender Biogasverstromungsanlagen. Die\r\nbestehenden Biogasanlagen werden in den meisten Fällen von Landwirten betrieben, also „kleinen“,\r\nnicht besonders finanzstarken Akteuren, die Investitionen überwiegend fremdfinanzieren müssen.\r\nMüssten die Betreiber von Biomethananlagen einen zu großen Anteil der Netzanschlusskosten tragen,\r\nwären Landwirte und damit der überwiegende Teil der bestehenden Biogasanlagen von der Biomethaneinspeisung ausgeschlossen. Dies würde der Aufforderung im RePowerEU-Paket widersprechen,\r\nes sollten „zusätzliche Maßnahmen ergriffen werden, um Erzeuger von Biogas zu ermutigen, Energiegemeinschaften zu bilden“ (S. 11).\r\nWettbewerbsfähigkeit von Biomethan ggü. Erdgas nicht verschlechtern: Biogasanlagenbetreiber müssen erhöhte Kosten für Gasnetzanschlüsse über den Biomethanpreis an ihre Kunden weitergeben. Dies\r\nverschlechtert die relative Wettbewerbsfähigkeit von Biomethan ggü. Erdgas, 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-Preis auf Erdgas oder\r\ndie EEG-Vergütung für Biomethan-Kraftwerke höher ausfallen müssen, um das gewünschte Ziel eines\r\nhöheren Biomethan-Anteils zu erreichen.\r\nAusgleich von Standortnachteilen ggü. anderen europäischen Biomethanproduzenten: Biogasanlagenbetreiber müssen erhöhte Kosten für Gasnetzanschlüsse über den Biomethanpreis an ihre Kunden\r\nweitergeben. Dabei stehen deutsche Produzenten grundsätzlich im Wettbewerb mit aus dem Ausland\r\nimportiertem Biomethan, die aufgrund von besseren Förderbedingungen im jeweiligen Herkunftsland\r\n2 BR-Drs. 312/10, S. 91: „Absatz 1 sieht vor, dass die Kosten für den Anschluss zu 75 Prozent vom Netzbetreiber zu zahlen sind. Die\r\nverbleibenden Kosten sind zu 25 Prozent vom Anschlussnehmer zu zahlen. Für den Netzanschluss und die Verbindungsleitung\r\nvon bis zu einem Kilometer Länge wird eine Kostendeckelung eingefügt. Durch diese Kostenaufteilung wird gewährleistet, dass\r\ndie Hauptverantwortung bei der Anschlussplanung beim Netzbetreiber liegt, gleichzeitig aber auch das Interesse des Biogaseinspeisers an einer effizienten Umsetzung des Netzanschlusses sichergestellt wird. Darüber hinaus wird gewährleistet, dass für\r\nden Netzbetreiber ein besonderer Anreiz zur kosteneffizienten Durchführung des Anschlusses besteht. Zu den Anschlusskosten\r\nzählen auch die Kosten für die Anlagen zur Qualitätsmessung und zur Verdichtung. Der Netzbetreiber ist Eigentümer des Anschlusses und ist für die Wartung verantwortlich. Die Kosten für Verbindungsleitungen mit einer Länge zwischen einem und zehn\r\nKilometern Länge werden nach dem Schlüssel in Satz 1 und 2 geteilt, d.h. der Netzbetreiber trägt 75 Prozent und der Anschlussnehmer 25 Prozent der Kosten. Der Kostendeckel gilt in diesem Fall jedoch nicht. Soweit die Verbindungsleitung zehn Kilometer\r\nüberschreitet, hat der Anschlussnehmer die darauf entstehenden Mehrkosten zu 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 10\r\nStellungnahme zum KabE EnWG-Novelle vom 6.8.2025 – Stand: 9.9.2025\r\nbereits heute zu niedrigeren Preisen anbieten können. Denn in zahlreichen Nachbarstaaten Deutschlands wird die Biomethanproduktion und -einspeisung – nicht die Nutzung – finanziell gefördert.3\r\nJe\r\ngrößer der Anteil der Netzanschlusskosten ist, den deutsche Produzenten über den Verkaufspreis weitergeben müssen, desto größer sind die Wettbewerbsnachteile insbesondere ggü. den bereits geförderten ausländischen Produzenten.\r\n3.4. 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\nAbweichung vom 96%-Kriterium auf individueller vertraglicher Basis. Ursprünglich zielte das 96%-Kriterium darauf ab, den wirtschaftlichen Betrieb der Biogasanlage zu gewährleisten und zu garantieren.4\r\nSo können Kosten für den Netzanschluss reduziert werden, insofern dies zum Anlagenkonzept und\r\nden Netzgegebenheiten passt. Durch den Wegfall von zusätzlichen Investitionen zur Sicherstellung der\r\nVerfügbarkeit (z.B. redundante Technik für Wartung/Betriebsausfall, Technik für die Rückverdichtung\r\nins nächste übergelagerte Netz) könnten erhebliche Kosten eingespart werden und auch den Netzanschluss erheblich beschleunigen.\r\nAusdrückliche Ermöglichung für die Einspeiser, die Einspeiseanlage selbst zu errichten und das Biomethan dann gemäß den Vorgaben des Netzbetreibers (Druck, Qualität etc.) einzuspeisen. Hierzu sind\r\nklare Vorgaben der Netzbetreiber, wie bereits jetzt über die DVGW G-260 und G-685 geregelt, zu definieren. Hierzu wäre es gut einen einheitlichen Kriterienkatalog zu entwickeln, der für alle Netzbetreiber\r\nbindend ist. Entsprechende netzdienliche Effekte durch die Einspeiser wie z.B. die zusätzliche Druckhaltung sind dem Einspeiser in angemessen Rahmen zu entlohnen. Somit könnte der Netzanschluss\r\nin diesen Fällen evtl. schneller realisiert werden, weil der Anlagenbetreiber anders als der Netzbetreiber den Bauauftrag nicht öffentlich ausschreiben muss.\r\nAbweichung von der Vorgabe, dass immer der naheliegendste Netzverknüpfungspunkt zu wählen ist,\r\nauf individueller vertraglicher Basis. Der naheliegendste Netzverknüpfungspunkt sollte nur die Grundlage für die Ermittlung des Kostenanteils für den Anlagenbetreiber bilden (250.000 € für den ersten\r\nkm Leitung inkl. Einspeiseanlage plus ggf. für weitere km-Leitung im Verhältnis ¼ zu ¾). Darüber hinaus anfallende Kosten im Falle des Anschlusses an einem weiterentfernten Verknüpfungspunkt mit\r\ndem Netz sollte der Netzbetreiber tragen. So könnten dennoch ggf. Kosten für Netzverstärkungsmaßnahmen vermieden werden, insofern dies zu den Netzgegebenheiten passt.\r\n3 Beispiele: Frankreich, der größte Biomethanproduzent Europas, bietet einen zweiseitigen Differenzvertrag für ins Gasnetz eingespeistes Biomethan an. Dänemark, der aktuell größte Exporteur von Biomethan nach Deutschland, zahlt eine Marktprämie\r\nauf eingespeistes Biomethan.\r\n4 BR-Drs. 312/10, S. 91/92.\r\nSeite 11\r\nStellungnahme zum KabE EnWG-Novelle vom 6.8.2025 – Stand: 9.9.2025\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\n3.5. 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, um\r\nsaisonale Biomethanspeicherung zu ermöglichen\r\n3.6. 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 12\r\nStellungnahme zum KabE EnWG-Novelle vom 6.8.2025 – Stand: 9.9.2025\r\n3. Ergänzungsbedarf: Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes\r\nIm Zuge der Gesetzespakets sollten auch andere Regelwerke überarbeitet werden, bei denen sehr\r\ndringender Handlungsbedarf besteht. In Bezug auf die Bioenergie gilt dies insbesondere für das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Aktuell laufen tausende Bioenergieanlagen auf das Ende ihres EEGVergütungszeitraums zu und haben noch keinen Zuschlag für die im EEG vorgesehene Anschlussregelung. Die dreifach überzeichnete Biomasse-Ausschreibung vom April zeigt den dringenden Handlungsbedarf. Das im Januar beschlossene Biomassepaket ist jedoch aktuell weder von der EU genehmigt\r\nund adressiert zudem nur einen Teil des bestehenden Bioenergieanlagenparks. So schnell wie möglich\r\nmuss deshalb das Biomassepaket vom Januar genehmigt und das EEG durch ein Biomassepaket 2.0\r\nnoch einmal überarbeitet werden. Die wichtigsten Anpassungen sind:\r\n• Neuen und bestehenden Biogasanlagen, die in die EEG-Anschlussvergütung wechseln, muss\r\nwieder mehr betriebswirtschaftliche Freiheit in der Ausgestaltung ihres Anlagenkonzepts gegeben werden. Gleichzeitig muss es weiterhin geeignete Leitplanken für eine Überbauung und\r\nflexible Fahrweise geben. Wir schlagen für Biogasanlagen eine neue Vergütungssystematik vor:\r\nDas Strommengenmodell.\r\n• Der Maisdeckel sollte gestrichen, mindestens aber an die analoge Regelung im GEG angeglichen werden.\r\n• Das Ausschreibungsvolumen für Biomasse muss deutlich angehoben und bis 2032 verlängert\r\nwerden.\r\n• Alle Höchstwerte, anzulegende Werte und bestehende Vergütungsansprüche sowie der Flexibilitätszuschlag sollten deutlich erhöht und die Höchstwerte gesetzlich festgeschrieben werden.\r\nFür eine umfassende Darstellung dieser und weiterer Vorschläge zur Änderung des EEG wird auf das\r\nentsprechende Positionspapier der Bioenergieverbände verwiesen.\r\nSeite 13\r\nStellungnahme zum KabE EnWG-Novelle vom 6.8.2025 – Stand: 9.9.2025\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"},"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 Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-09-09"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020844","regulatoryProjectTitle":"Biomethan als Schlüsselenergie anerkennen und regulatorisch mit Wasserstoff gleichstellen.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b1/2f/643869/Stellungnahme-Gutachten-SG2511120027.pdf","pdfPageCount":22,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\nVorschläge zur Stärkung\r\nder Produktion und\r\nNutzung von Biomethan\r\n& Bio-LNG\r\nSeite 2\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze...............................................................................................................................3\r\n1. Chancen von erneuerbarem Methan für ein resilientes & kosteneffizientes\r\nEnergiesystem..................................................................................................................................................5\r\n1.1. Saisonale Energiespeicherung & Überbrückung von Dunkelflauten .....................5\r\n1.2. Diversifizierung der Energieversorgung & Einbindung in den europäischen\r\nBinnenmarkt.............................................................................................................................................5\r\n1.3. Einsparung von Infrastrukturkosten......................................................................................5\r\n1.4 Biomethan als Ausgangsmolekül für die chemische Industrie.................................6\r\n2. Biomethan & Bio-C/LNG in politische Strategien aufnehmen............................................6\r\n3. Bau von Anlagen & Infrastruktur sowie Zugang zum Gasnetz erleichtern ....................6\r\n3.1. Gasnetzanschluss ...........................................................................................................................6\r\n3.2. Anlagen & Infrastruktur...............................................................................................................8\r\n4. Handel & Zertifizierung erleichtern..................................................................................................9\r\n4.1. Handel..................................................................................................................................................9\r\n4.2. Nachhaltigkeitszertifizierung ..................................................................................................10\r\n4. Anreizsysteme stärken und fairen Wettbewerb ermöglichen............................................ 11\r\n4.1. Biomethan als Kraftstoff........................................................................................................... 11\r\n4.2. Biomethan als Brennstoff zur Erzeugung von Strom..................................................14\r\n4.3. Biomethan als Brennstoff für Fernwärme und Gasheizungen ...............................14\r\n4.4. Bewertung des Konzepts einer „Grüngasquote“...........................................................16\r\n4.5. Fairer Wettbewerb im europäischen Markt .....................................................................16\r\n4.6. Energiesteuermäßigung für Biomethanprodukte auch als Heiz- und Kraftstoff\r\n(EnergieStG).............................................................................................................................................16\r\nAnhang #1: Potenziale von erneuerbarem Methan in Deutschland..................................... 17\r\nAnhang #2: Fehlt bald die Infrastruktur für die Biomethaneinspeisung? .........................19\r\nSeite 3\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\n1. Die heimische Produktion und Nutzung von erneuerbarem Methan bietet vielfältige Chancen für ein\r\nresilientes und kosteneffizientes Energiesystem: Saisonale Energiespeicherung, Überbrückung von\r\nDunkelflauten, stoffliche Nutzung, Diversifizierung der Energieversorgung und deren Einbindung in den\r\neuropäischen Binnenmarkt, Einsparung von Kosten beim Aufbau von Strom- und Wasserstoffinfrastruktur.\r\n2. Biomethan und Bio-LNG sollten zukünftig in politischen Strategien und der Infrastrukturplanung\r\nverstärkt berücksichtigt werden. Die Nationale Wasserstoffstrategie sollte zu einer Strategie für erneuerbare Gase weiterentwickelt werden, die auch das Biomethan-Ziel aus dem RePowerEU-Plan adressiert (35 Milliarden Kubikmeter in 2030). Die Systementwicklungsstrategie sollten Fernleitungsinfrastruktur für den europäischen Gashandel sowie Gasverteilnetze für den regionalen Biomethantransport berücksichtigen.\r\n3. Es sollten so schnell wie möglich Nachfolgeregelungen zur Gasnetzzugangsverordnung geschaffen\r\nwerden, die am 31.12.2025 ausläuft.\r\n4. Der Bau von Anlagen und Infrastruktur zur Erzeugung bzw. zum Transport erneuerbarer Gase sollte\r\nals „im überragenden öffentlichen Interesse“ eingestuft und im Außenbereich erleichtert werden. Förderprogramme und/oder KfW-Programme sollten die Finanzierung erleichtern, insb. für kleinere und\r\nmittlere Unternehmen wie landwirtschaftliche Betriebe.\r\n5. Um einen liquiden, flexiblen und effizienten Biomethan- und Bio-LNG/-CNG-Markt zu ermöglichen,\r\nsollte die bilanzielle Teilung von Biogas- und Biomethanmengen uneingeschränkt möglich und rechtssicher im Rahmen der RED III aufgestellt werden. Bürokratische Vorgaben, insbesondere bei der Nachhaltigkeitszertifizierung, sind zu vereinfachen oder abzubauen.\r\n6. Stärkung von Biomethan als Kraftstoff: Als Leitprinzip beim Klimaschutz im Mobilitätsbereich sollte\r\ndie Treibhausgaseinsparung durch den Einsatz erneuerbarer Kraftstoffe berücksichtigt und faire Wettbewerbsbedingungen zwischen allen Klimaschutzoptionen geschaffen werden. In Bezug auf Biomethan\r\ngehört dazu insbesondere:\r\n• Die Anhebung der Treibhausgasminderungsquote und des Mindestanteils fortschrittlicher Biokraftstoffe, insb. für 2027, sowie die uneingeschränkte Anrechnung von biogenem Wasserstoff.\r\n• Die Einstufung von mit erneuerbaren Kraftstoffen betrieben Fahrzeugen als „sauber“ und\r\n„emissionsfrei“.\r\n• Die Ausnahme von mit erneuerbaren Kraftstoffen betriebenen Nutzfahrzeugen von der LKWMaut, z.B. durch eine Rückerstattung.\r\n• Die Förderung für die Errichtung und den Betrieb von Biomethan-/Bio-LNG-Tankstellen sowie\r\nfür Investitionen in Bio-CNG/-LNG betriebene Landmaschinen.\r\n7. Stärkung von Biomethan in der Stromerzeugung: Als Leitprinzip bei staatlichen Anreizsystemen für\r\ngesicherte Leistung für die Stromerzeugung sollte die „grüne Eigenschaft“ von Brennstoffen berücksichtigt werden. In Bezug auf Biomethan gehört dazu insbesondere:\r\n• Biomethan sollte bei den Biomasse-Ausschreibungen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz\r\n(EEG) als vergütungsfähiger Brennstoff anerkannt sowie\r\nSeite 4\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\n• der Maisdeckel im EEG gestrichen oder zumindest an die analoge Regelung im Gebäudeenergiegesetz (GEG) angeglichen werden.\r\n8. Stärkung von Biomethan in der Gebäude- & Fernwärme: Als Leitprinzip bei dem regulatorischen\r\nRahmen für die Gebäude- und Fernwärme sollte gelten, dass Gebäudeeigentümern und Fernwärmeversorgern eine möglichst große technische und wirtschaftliche Freiheit gewährt und ein möglichst\r\nbreites Spektrum an Optionen zur erneuerbaren Wärmeversorgung zur Verfügung gestellt werden.\r\nNicht jeder Gebäudetyp bzw. kommunale Einheiten wie Altstädte können mittels Wärmepumpe beheizt\r\nwerden. In Bezug auf Biomethan gehört dazu insbesondere:\r\n• Festlegung adäquater Primärenergiefaktoren und Emissionswerte für Biogas und Biomethan\r\nsowie erneuerbare KWK-Anlagen (GEG)\r\n• Die Abschaffung der Diskriminierung von erneuerbarem Methan ggü. Wasserstoff bei den Regeln zur Transformation der Gasnetze (GEG)\r\n9. In zahlreichen Nachbarstaaten Deutschlands wird Biomethan bereits bei der Einspeisung ins Gasnetz gefördert. Dies führt zu unfairem Wettbewerb im europäischen Binnenmarkt.\r\n10. Im Energiesteuerrecht sollte konsequent eine Differenzierung zwischen erneuerbaren und fossilen\r\nBrenn- und Kraftstoffen erfolgen. Dies beinhaltet, die Energiesteuer beim Einsatz von nachhaltigem\r\nBiogas bzw. Biomethan in allen Anwendungen auf das notwendige Mindestmaß abzusenken oder zumindest eine Rückerstattung zu ermöglichen.\r\nSeite 5\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\n1. Chancen von erneuerbarem Methan für ein resilientes & kosteneffizientes Energiesystem\r\n1.1. Saisonale Energiespeicherung & Überbrückung von Dunkelflauten\r\nDie bestehende Gasinfrastruktur kann Methan in großem Umfang über mehrere Monate speichern,\r\nüber große Distanzen transportieren und zur bedarfsgerechten Strom- und Wärmeerzeugung nutzen.\r\nFür die saisonale Energiespeicherung und die Überbrückung von Dunkelflauten eignet sich Methan\r\nbesser als Wasserstoff, weil Wasserstoff aufgrund seiner physikalisch-chemischen Eigenschaften nur\r\nbegrenzt in den bestehenden Gasleitungen, -speichern und Kraftwerken genutzt und Biomethan noch\r\ndazu wesentlich kostengünstiger produziert werden kann. Auch sind relevante Biomethanmengen\r\nschon verfügbar bzw. kurzfristig schnell hochskalierbar (Umstellung von bestehenden Vor-Ort-Verstromungskapazitäten zu Biomethan).\r\n1.2. Diversifizierung der Energieversorgung & Einbindung in den europäischen Binnenmarkt\r\nDas in Deutschland produzierte Biogas und Biomethan wird fast ausschließlich aus Rohstoffen aus der\r\nheimischen Land- und Abfallwirtschaft produziert; die nationale Biomethanproduktion ist deshalb\r\nBaustein einer Strategie zur Diversifizierung und damit Absicherung der Energieversorgung vor geopolitischen Unsicherheiten.\r\nDer Ausbau der heimischen Biomethanproduktion auf 35 Milliarden Kubikmeter bis 2030 ist Teil des\r\nRePowerEU-Paket und der “Roadmap towards ending Russian energy imports” der EU-Kommission.\r\nDie novellierte EU-Gasbinnenmarktrichtlinie (RL EU 2024/1789) sowie die novellierte EU-Gasbinnenmarktverordnung (VO EU 2024/1789) knüpfen an das europäische Biomethanziel an und geben den\r\nMitgliedsstaaten weitere Verbesserungen für die Biomethaneinspeisung vor.\r\nDa die meisten anderen europäischen Länder ihre Biogas- und Biomethanproduktion aktuell stark\r\nausweiten, Ziele für die Biogas- und Biomethanproduktion erlassen oder die Rahmenbedingungen für\r\ndie Einspeisung von Biomethan ins Gasnetz verbessert haben, kann davon ausgegangen werden, dass\r\nMethan noch lange eine wichtige Rolle im europäischen Energiemix einnimmt.1 Deutschland ist im\r\neuropäischen Fernleitungsnetz ein bedeutender Knotenpunkt. Solange Deutschland selbst noch einen\r\nTeil seiner Energieversorgung mit Methan deckt, kann es zur Absicherung seiner Energieversorgung\r\nauf die Synergieeffekte des europäischen Gasbinnenmarkts zurückgreifen. Dazu gehört auch die Erhaltung der Durchleitungsmöglichkeit über Deutschland. Dies ist bei der Ausgestaltung des Gasnetzes\r\nim Sinne der Umwidmung v.a. des Fernleitungsgasnetzes zu berücksichtigen.\r\n1.3. Einsparung von Infrastrukturkosten\r\nVerringerung von Investitionen in Wasserstoffinfrastruktur: Wird bei der saisonalen Speicherung und\r\nder Überbrückung von Dunkelflauten ausschließlich auf Wasserstoff gesetzt, müssen wie oben beschrieben nicht nur bestehende Gasspeicher umgerüstet werden, sondern es ist auch der Bau neuer\r\nGasspeicher und entsprechender Kraftwerke in großem Umfang notwendig.2 Diese Kosten sowie die\r\n1 Eine Übersicht findet sich in: European Biogas Association (2024), Statistical Report 2024\r\n2 Gemäß der BMWK-Langfristszenarien fallen für den Aufbau eines Wasserstoffkernnetzes in Länge von 7.200 bis\r\n8.000 km bis 2045 allein auf der Fernleitungsnetzebene Infrastrukturkosten in Höhe von 15 bis 18 Milliarden Euro\r\nfür die Umwidmung von Methannetzen auf Wasserstoff an.\r\nSeite 6\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\nanalogen Kosten auf Verteilnetzebene lassen sich reduzieren, wenn durch die Verwendung von erneuerbarem Methan die Umwidmungen entsprechend geringer ausfallen\r\nGeringerer Strombedarf, Entlastung der Stromnetze und Verringerung des Netzausbaus: Speziell in\r\nRegionen mit einem hohen Stromverbrauch und einer geringen Erneuerbaren Stromerzeugung kann\r\neine weitgehende Elektrifizierung bestehende Engpässe im Stromnetz - besonders in den Wintermonaten - verschärfen. Eine Nutzung von erneuerbarem Methan senkt den Strombedarf, entlastet entsprechend die Stromnetze und senkt den Bedarf an Stromnetzausbau.\r\nFür eine detaillierte Erläuterung dieser und weiterer Vorteile einer Einspeisung von erneuerbarem\r\nMethan ins Gasnetz wird auf die Stellungnahme des Hauptstadtbüro Bioenergie zum Green Paper des\r\nBMWK zur Transformation der Gas-/Wasserstoffverteilnetze verwiesen.\r\n1.4 Biomethan als Ausgangsmolekül für die chemische Industrie\r\nBiomethan und dessen Derivate sind perfekte Ausgangsmoleküle für die chemische Industrie, dessen\r\nDefossilisierung forciert werden muss. Der Ausbau der Produktion grüner Gase auf Basis CH4 passt\r\nsich perfekt in eine Bioökonomiestrategie ein. Insbesondere in der Kunststoffindustrie kommen zunehmend mehr auf Biogas basierte Biokunststoffe zum Einsatz.\r\n2. Biomethan & Bio-C/LNG in politische Strategien aufnehmen\r\nWie oben beschrieben haben die Europäische Kommission sowie viele Mitgliedsstaaten den Ausbau\r\nvon Biomethan und/oder Bio-LNG in ihre energiepolitischen Strategien aufgenommen. Deutschland\r\nist der Forderung der Kommission jedoch bislang nicht nachgekommen und verfügt nur über eine\r\nNationale Wasserstoffstrategie. Es fehlt weiterhin das Bekenntnis Deutschlands ein Biomethan- bzw.\r\nBiogasziel bis 2030 zu formulieren und z.B. im Biomassepaket zu verankern.\r\nDie Nationale Wasserstoffstrategie sollte deshalb zu einer Strategie für erneuerbare Gase weiterentwickelt werden, die auch das Biomethan-Ziel aus dem RePowerEU-Plan einer europäischen Produktion\r\nvon 35 Milliarden Kubikmeter in 2030 adressiert. In der Systementwicklungsstrategie (SES) und darauf\r\naufbauend in den Szenariorahmen der Netzentwicklungspläne (NEP) Strom und Gas sollte eine Fernleitungsinfrastruktur für den europäischen Gashandel eingeplant und Gasverteilnetze für den regionalen Biomethantransport berücksichtigt werden.\r\nFür eine vertiefte Bewertung der SES sowie des NEP-Szenariorahmens wird auf die Stellungnahme der\r\nBioenergieverbände verwiesen.\r\n3. Bau von Anlagen & Infrastruktur sowie Zugang zum Gasnetz erleichtern\r\n3.1. Gasnetzanschluss\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\nSeite 7\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\nGasnetzzugang. Dies stellt einen gravierenden Einschnitt in die Entwicklung der Biogas- und Biomethanerzeugung in Deutschland dar. Die spezielle Gasnetzregulierung für Biomethan in §§ 31-36 GasNZV\r\nwar ein zentraler Treiber für den bisherigen Ausbau der Biomethaneinspeisung in Deutschland sowie\r\nVoraussetzung für zahlreiche Biomethanprojekte, die sich noch in Planung und Umsetzung befinden.\r\nEine ersatzlose Streichung dieser Regelungen, insbesondere in Bezug auf Gasnetzanschluss (§ 33 GasNZV), würde eine deutliche Verschlechterung der Rahmenbedingungen für die Biomethaneinspeisung\r\nin Deutschland darstellen.\r\n1. Übergangsregelung zur auslaufenden GasNZV in das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) einführen\r\nIm Sinne des Investitions- und Vertrauensschutzes so schnell wie möglich klargestellt werden, dass\r\nsowohl für bestehende Anlagen als auch für Anlagen, für die bis zum 30.6.2026 ein Einspeisebegehren\r\ngestellt wurde und der Vorschuss gemäß § 33 Abs. 5 GasNZV beim Netzbetreiber eingegangen ist, die\r\nbisherigen Regelungen der GasNZV gelten. Die Branche benötigt Bestands- und Investitionsschutz. Die\r\nim aktuellen Entwurf einer EnWG-Novelle enthaltene Übergangsregelung ist weitgehend geeignet und\r\nsollte so schnell wie möglich beschlossen werden (siehe dazu die Stellungname des Hauptstadtbüro\r\nBioenergie).\r\n2. Nachfolgeregelung zur auslaufenden GasNZV etablieren\r\nDavon unabhängig sollte mit der laufenden Novelle des EnWG eine Nachfolgeregelung zum Gasnetzanschluss ins Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) eingefügt werden. Eine 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 in Deutschland produziertem Biomethan vor, insb. ggü.\r\nErdgas auf der einen und im Ausland produziertem Biomethan auf der anderen Seite.\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. Dies gilt insbesondere auch für die Möglichkeit,\r\ndass Biogasanlagenbetreiber Gasnetzanschlüsse selbst bauen und betreiben, wodurch teilweise bis zu 50 Prozent der Kosten und mindestens 1 Jahr Realisierungszeitraum eingespart\r\nwerden können.\r\nFür eine detailliertere Behandlung des Themas einer Nachfolgeregelung zur GasNZV wird auf das Positionspapier der Bioenergieverbände verwiesen.\r\n3. Kosten des Netzanschlusses senken\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\nSeite 8\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\nwerden. Für eine detailliertere Behandlung des Themas einer Nachfolgeregelung zur GasNZV wird auf\r\ndas Positionspapier der Bioenergieverbände verwiesen.\r\n4. Nachfolgeregelung zu den auslaufenden Entgelten für vermiedene Netznutzung schaffen & Entgeltzahlungen entfristen (GasNEV, EnWG)\r\nZum 31.12.2027 tritt die Gasnetzentgeltverordnung (GasNEV) außer Kraft und mit ihr auch die Möglichkeit, dass Biomethananlagen das Entgelt für die vermiedene Netznutzung in Anspruch nehmen können. So wie auch für die GasNZV ist hier eine entsprechende Nachfolgeregelung notwendig. Es ist zudem kein Grund ersichtlich, warum die Zahlungen auf 10 Jahre begrenzt sind; sie sollten deshalb entfristet werden, sowohl für neue Netzanschlüsse als auch für bereits bestehende Netzanschlüsse, deren\r\nAnsprüche auslaufen oder bereits ausgelaufen sind.\r\n5. Erleichterung der Auftragsvergabe für den Bau von Netzanschlüssen (Sektorenverordnung)\r\nNetzbetreiber müssen den Bau von Netzanschlüssen europaweit ausschreiben, was zu erheblichen\r\nVerzögerungen bei der Realisierung führt. Netzbetreiber sollten bei der Auftragsvergabe ein Ergebnis\r\nbei nahezu gleichen Ausschreibungsinhalten mehrmals verwenden dürfen; alternativ könnte die Bagatellgrenze für Gasnetzanschlüsse nach oben gesetzt werden.\r\n6. Möglichkeit zur Biomethaneinspeisung in kommunale Wärmeplanung aufnehmen (WPG)\r\nEine zentrale Schwierigkeit bei der Bündelung von Biogasanlagen ist die Planung und Organisation.\r\nDiese könnte durch eine aktivere Rolle der Kommunen hinsichtlich Genehmigungen, Querung administrativer Einheiten und Gebietsausweisungen erleichtert werden. Ein erster Schritt könnte sein, im\r\nRahmen der kommunalen Wärmeplanung bei der Analyse der Gasinfrastruktur auch Angaben zur Möglichkeit der Biomethaneinspeisung aufzunehmen.\r\n3.2. Anlagen & Infrastruktur\r\n1. Einstufung von Anlagen und Infrastruktur zur Erzeugung erneuerbarer Gase als „im überragenden\r\nöffentlichen Interesse“ (EnWG)\r\nEs sollten nicht nur Erzeugungsanlagen und Infrastruktur für erneuerbaren Strom (EEG, EnWG), für\r\nStromspeicher (EnWG), für erneuerbare Wärme (GEG, WPG) sowie für Wärmespeicher (RefE GeoWG) als\r\n„im überragenden öffentlichen Interesse“ festgelegt werden, sondern auch Anlagen und Infrastruktur\r\nfür erneuerbare Gase, einschließlich Biogas, Biomethan, Bio-LNG, Wasserstoff und synthetisches Methan.\r\n2. Erleichterungen beim Bauen im Außenbereich (BauGB)\r\nClusternde Biogasaufbereitungsanlagen können unter bestimmten Bedingungen im bauplanerischen\r\nAußenbereich errichtet werden (§§ 35 bzw. 246d Baugesetzbuch - BauGB). Die Rahmenbedingungen\r\nsind jedoch sehr restriktiv. Der Bau dieser Anlagen sowie auch von Biomethanverflüssigungsanlagen,\r\nCO2-Verflüssungsanlagen und Elektrolyseuren an Biogasaufbereitungsanlagen sollten erleichtert werden. Für eine detailliertere Erläuterung sowie weitere Vorschläge wird auf die Stellungnahme zur\r\nBauGB-Novelle in 2024 sowie auf die Stellungnahme zum vorliegenden Entwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes verwiesen.\r\nSeite 9\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\n3. Trassenfindung vereinfachen\r\nDie Trassen für neue Rohgas- und Biomethanleitungen müssen erst über Eigentümer ermittelt und\r\ngenehmigt werden. Dieses Verfahren erfordert sehr großen zeitlichen, organisatorischen und finanziellen Aufwand. Für eine Vereinfachung und Beschleunigung stehen eine Vielzahl von Maßnahmen zur\r\nDiskussion, z.B. eine vorrangige Duldungspflicht auf Flächen der öffentlichen Hand oder vereinheitlichte Entschädigungsregelungen für Grundstückeigentümer.\r\n4. Finanzierung von Anlagen und Infrastruktur erleichtern\r\nUm insbesondere kleinen und mittleren Unternehmen, wie landwirtschaftlichen Betrieben, die Errichtung von Biogasaufbereitungs- oder -verflüssigungsanlagen, die Verlegung von Rohgasleitungen zur\r\nAufbereitungsanlage sowie die Clusterung mehrerer kleinerer Biogasanlagen zu erleichtern, sollten\r\nentsprechende Förderprogramme und/oder KfW-Bürgschaften eingeführt werden. Für die finanzielle\r\nFörderung kann das bayerische Landesförderprogramm „BioMeth“ als Vorbild dienen.\r\n4. Handel & Zertifizierung erleichtern\r\n4.1. Handel\r\n1. Bilanzielle Teilbarkeit von unaufbereitetem Biogas (Rohbiogas) (EEG)\r\nDie flexible Zusammenstellung von Biogas- und Biomethanprodukten in der kompletten Wertschöpfungskette ist Voraussetzung für einen liquiden und effizienten Biomethan- und Bio-LNG-Markt. Entscheidend ist dabei, dass Biogas- und Biomethanmengen, die in einer gemeinsamen Biogasanlage\r\nproduziert bzw. gemeinsam ins Gasnetz eingespeist oder verflüssigt wurden, für innerhalb der Wertschöpfungskette nach ihren jeweiligen Eigenschaften (insb. Rohstoffbasis & Treibhausgasbilanz) geteilt und ggf. mit anderen Biomethan- oder Wasserstoffprodukten zusammengestellt werden können.\r\nSeit dem EEG 2012 ist geregelt, dass Biomethanmengen für EEG-Blockheizkraftwerke ihre jeweiligen\r\nEigenschaften auch durch die bilanzielle Teilung bzw. Zusammenstellung erhalten können. Für unaufbereitetes Biogas (Rohbiogas) ist dies jedoch noch nicht ausdrücklich im EEG geregelt.\r\n2. Bilanzielle Teilbarkeit nach Treibhausgasbilanz (RED / BioStNachV / BioKraftNachV)\r\nGemäß der Aussagen des Bundesumweltministeriums und der zuständigen Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung (BLE) sowie der geltenden Praxis können Biomethan- und Bio-LNG-Mengen\r\naktuell nach Rohstoffmengen bilanziell geteilt werden. Bei der Frage, ob den einzelnen Mengen individuelle Treibhausgaswerte oder ein Mischwert aus der ursprünglichen Gasproduktion zugeordnet\r\nwerden kann, herrscht Dissens zwischen der Europäischen Kommission und der nationalen Auslegung.\r\nDas heißt z.B., dass Biomethan, das aus einer Mais/Gülle-Mischung erzeugt wurde, zwar in eine MaisBiomethanmenge und eine Gülle-Biomethanmenge aufgeteilt werden kann, beide aber – zumindest\r\nnach Rechtsauffassung der Europäischen Kommission - die Treibhausgasbilanz der Mais/Gülle-Mischung erhalten. Dies ist insbesondere für den Nachweis der Einhaltung der Mindestvorgaben für die\r\nTreibhausgaseinsparung nach der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED) bzw. ihren deutschen Umsetzungen in der Biomassestromnachhaltigkeitsverordnung (BioStNachV) und der Biokraftstoffnachhaltigkeitsverordnung (BioKraftNachV) relevant. Zwar teilen die zuständigen deutschen Behörden die\r\nRechtsauffassung der Kommission nicht und die deutschen Zertifizierer lassen eine Aufteilung von\r\nBiomethanmengen nach Treibhausgasbilanz aktuell noch zu. Doch besteht hier die Gefahr eines starken Eingriffs in den Biomethanmarkt im Transportbereich.\r\nSeite 10\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\nIm Bereich der Nutzung von Biogas oder Biomethan in Blockheizkraftwerken ist ein Mischwert dahingegen explizit positiv zu bewerten, da dort ein anderes Fördersystem greift. Hier gilt es Schwellenwerte\r\nzu unterschreiten und hier findet die Anwendung des Mischwertes statt.\r\nDiese Inkonsistenz in der RED gilt es aufzulösen, ohne bestehende Märkte zu beeinträchtigen, indem\r\nbeide Möglichkeiten zugelassen werden.\r\n3. Erweiterung des Flexibilitätsrahmens auf 50 Prozent (GasNZV / EnWG)\r\nBeim Abgleich von Ein- und Ausspeisung innerhalb eines Bilanzierungszeitraums (1 Jahr) können bis\r\nzu 25 Prozent der eingespeisten Biomethanmengen bilanziell in den nächsten Bilanzierungszeitraum\r\nübertragen werden (sog. „Flexibilitätsrahmen“; bisher geregelt in § 35 Abs. 3 GasNZV, zukünftig über\r\neine entsprechende Festlegung der Bundesnetzagentur). Um den flexiblen Biomethanhandel zu unterstützen, sollte dieser Flexibilitätsrahmen auf 50 Prozent ausgeweitet werden.\r\n4. Offizieller Index zu Biomethanpreisen\r\nBei zunehmendem Einsatz von Erneuerbaren Energien in der Fernwärme müssen deren Kosten in der\r\nPreisgleitformel der AVBFernwärmeV abgebildet werden.\r\n5. Keine Doppelstrukturen & weniger Bürokratie bei der Nachweissystematik\r\nDer deutsche und europäische Biomethanmarkt sowie die nachgelagerten Zertifizierungsprozesse sind\r\ngeprägt durch eine Vielzahl an Nachweisverfahren, die teilweise nicht aufeinander abgestimmt sind.\r\nEine einheitliche Nachweissystematik bzw. ein einheitliches Register mit einem automatisierten Datenaustausch für alle Akteure, Wertschöpfungsketten und Regelungsbereiche sowie Standardisierungen würde den Markt sehr entlasten. Die Einführung der europäischen Union Database stellt eine\r\nChance für eine Vereinheitlichung dar, insofern die Eintragsprozedur für Markt- und Prozessteilnehmer\r\nentlang der Biomethan-Wertschöpfungskette verhältnismäßig bleibt.\r\n4.2. Nachhaltigkeitszertifizierung\r\nFast alle Anwendungen von Biomethan erfordern einen Nachhaltigkeitsnachweis im Sinne der Biomassestrom- bzw. Biokraftstoffnachhaltigkeitsverordnung (BioStNachV bzw. BioKraftNachV), die sich\r\nauf die entsprechenden Berechnungsmethoden und Werte in der RED berufen. Hier besteht umfassender Überarbeitungsbedarf.\r\n1. Mehr oder pragmatischere Standardwerte für die Treibhausgasbilanz von Einsatzstoffen festlegen\r\n(RED / BioStNachV / BioKraftNachV)\r\nDie Nachhaltigkeitszertifizierung ist mit besonders hohem bürokratischem Aufwand und Kosten verbunden, wenn anstatt des typisches Einsatzstoffes Maissilage z.B. die politisch und ökologisch besonders erwünschten Einsatzstoffe Stroh, industrielle und agrarische Reststoffe, Zwischenfrüchte oder\r\nBlühpflanzen zum Einsatz kommen sollen. Denn nur für Mais (und Gülle & Bioabfall) sind in der RED\r\nIII Standardwerte für die Berechnung der Treibhausgasbilanz festgelegt, für den absolut überwiegenden Teil der alternativen Einsatzstoffe jedoch nicht. Andernfalls müssen Anlagenbetreiber komplexe\r\nund aufwändige Treibhausgasberechnungen nach den Vorgaben der RED individuell vornehmen und\r\nauditieren lassen. Deshalb müssen entweder mehr Standardwerte für Substrate oder pragmatischer\r\nWerte für Substratgruppen bereitgestellt werden. Ein Beispiel für Reduktion an Bürokratie ist Italien.\r\nSeite 11\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\nEin Mindestanteil an Gülle in Kombination mit anderen Substraten erfüllt automatisch die THG-Minderungsanforderung, ohne einzelne Substrate bis ins letzte Detail regeln zu müssen.\r\n2. Adäquate Lösung für Einsatzstoffe, die die Biodiversität erhöhen (RED / BioStNachV / BioKraftNachV)\r\nDie THG-Bilanzmethodik der RED ist stark flächenbezogen, niedrige Hektarerträge verschlechtern die\r\nTHG-Bilanz deutlich. Daher wäre wünschenswert, sich auf EU-Ebene dafür einzusetzen, biodiversitätserhöhenden Pflanzen wie Blühpflanzen, die ausdrücklich gewünscht sind, einen THG-Bonus zu gewähren, da diese Pflanzen aufgrund niedriger Hektarerträge ansonsten nicht eingesetzt werden können,\r\nwenn die THG-Bilanzmindestwerte erreicht werden sollen.\r\n3. Bilanzierungszeitraum auf 1 Jahr hochsetzen. (RED / BioStNachV / BioKraftNachV)\r\nDie Einhaltung der Anforderungen muss pro Quartal nachgewiesen werden, obwohl die Zertifizierung\r\nnur auf Jahresbasis erfolgt, wodurch unnötiger bürokratischer Aufwand entsteht. Aus Branchensicht\r\nist es ausreichend, wenn dem Stromnetzbetreiber nur einmal jährlich ein Nachweis zur Einhaltung der\r\nBioStNachV für das jeweils kommende Kalenderjahr vorgelegt wird, analog zur Nachweisführung anderer Vergütungsbestandteile einer Biomasseanlage. Dies kann, alternativ zu den einzelnen Nachhaltigkeitsnachweisen in der Nabisy-Datenbank, das Nachhaltigkeitszertifikat für die Biomasseanlage\r\nsein, welches ohnehin einen Gültigkeitszeitraum von einem Jahr besitzt.\r\n4. Verhältnismäßige Sanktionen (BioStNachV, EEG)\r\nBei verspäteter, fehlerhafter oder fehlender Zertifizierung drohen harte Sanktionen. Biomethan-BHKW\r\nim EEG verlieren für ein ganzes Jahr ihre EEG-Vergütung. Teilweise droht sogar ein vollständiger Vergütungsverlust. Das ist weder notwendig noch verhältnismäßig.\r\n5. Möglichkeit eines Übergangszeitraum in der RED III nutzen (BioStNachV)\r\nMit der RED III wurden für Bestandsanlagen, die mindestens 15 Jahre in Betrieb sind, sehr ambitionierte\r\nMindestanforderungen für die Treibhausgaseinsparung eingeführt, die grundsätzlich ab dem\r\n01.01.2026 einzuhalten sind. Die RED III lässt jedoch zu, Bestandsanlagen einen Übergangszeitraum bis\r\nzum 31.12.2030 einzuräumen. Diese Möglichkeit sollte genutzt werden, um die Anforderungen und Zertifizierungsverfahren praxisgerecht auszugestalten und Bestandsanlagen ausreichend Zeit für eine\r\nUmstellung einzuräumen.\r\nFür eine detaillierte Darstellung sowie weiterer Vorschläge wird auf das aktuelle Positionspapier der\r\nBioenergieverbände zur Umsetzung der RED III im Bereich der Nachhaltigkeitszertifizierung verwiesen.\r\n4. Anreizsysteme stärken und fairen Wettbewerb ermöglichen\r\n4.1. Biomethan als Kraftstoff\r\n1. Neues klimapolitisches Leitprinzip im Mobilitätsbereich: Treibhausgaseinsparung von erneuerbaren\r\nKraftstoffen berücksichtigen und faire Wettbewerbsbedingungen schaffen\r\nGrundsätzlich sollte die Reduktion von Treibhausgasen im Mobilitätsbereich sich nicht auf eine Änderung der Antriebsart beschränken (insb. die Umstellung von Fahrzeugen mit Verbrennungsmotoren auf\r\nE-Mobilität), sondern auch die Substitution fossiler Kraftstoffe durch erneuerbare Kraftstoffe wie Bio-\r\nSeite 12\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\nLNG in Fahrzeugen mit Verbrennungsmotoren oder der Einsatz klimaneutraler Kraftstoffe wie biogenem Wasserstoff in der Produktion konventioneller Rohstoffe.\r\n2. THG-Quote und Mindestanteil fortschrittlicher Biokraftstoffe anheben, insb. für 2027 (BImSchG, 38.\r\nBImSchV)\r\nDie THG-Minderungsquote, die die Inverkehrbringer fossiler Kraftstoffe zu einer jährlichen Verbesserung ihrer THG-Bilanz verpflichtet, ist das wichtigste Anreizinstrument für den Einsatz von Biomethan,\r\ninsbesondere Bio-LNG, im Verkehr. Nach dem betrugsbedingten Einbruch in 2023 und 2024 haben sich\r\ndie THG-Quotenpreise zwar in 2025 wieder etwas stabilisiert. Dies ist jedoch nur auf die im vergangenen Jahr ergriffenen Notmallmaßnahmen zurückzuführen, die Ende 2026 auslaufen. Ohne zusätzliche\r\nMaßnahmen ist deshalb spätestens 2027 mit einem erneuten Einbruch der THG-Quotenpreise zu rechnen. Der Referentenentwurf der laufenden THG-Quotennovelle adressiert dieses Problem zwar, geht\r\naber nicht weit genug.\r\nFür eine umfassende Bewertung des Referentenentwurfs sowie weitere Vorschläge zur Novelle der\r\nTHG-Minderungsquote wird auf die gemeinsame Stellungnahme von Bundesverband Bioenergie e.V.\r\nund Hauptstadtbüro Bioenergie sowie die Stellungnahme des Fachverband Biogas e.V. verwiesen.\r\n3. Betrug unterbinden (38. BImSchV)\r\nDer Referentenentwurf sieht als Maßnahme zur Betrugsprävention vor, dass Kraftstoffe nur dann auf\r\ndie THG-Quoten anrechenbar sein sollen, wenn behördliche Vor-Ort-Kontrollen zulässig sind. Dies ist\r\nzu begrüßen geht jedoch nicht weit genug. Vielmehr sollte für ausländische Produzenten fortschrittlicher Biokraftstoffe ein behördliches Registrierungsverfahren notwendig sein.\r\n4. Biogenen Wasserstoff uneingeschränkt auf die THG-Quote anrechnen (BImSchG, 37. BImSchV)\r\nBei der Kraftstoffherstellung wird in den Raffinerien aus Erdgas mittels Dampfreformierung Wasserstoff erzeugt, um die Qualität des Kraftstoffs zu verbessern. Stellt die Raffinerie ihre Wasserstofferzeugung von der Erdgas-Dampfreformierung (grauer Wasserstoff) auf die Wasserstofferzeugung mittels\r\nElektrolyse um (strombasierter grüner Wasserstoff), ist die dadurch erzielte Treibhausgaseinsparung\r\nauf die THG-Quote anrechenbar. Stellt die Raffinerie hingegen ihre Wasserstofferzeugung von der Erdgas-Dampfreformierung auf Biomethan-Dampfreformierung um (biogener Wasserstoff), kann die\r\ndadurch erzielte Treibhausgaseinsparung nicht auf die THG-Quote angerechnet werden. Im Sinne eines Level-Playing-Fields zwischen den verschiedenen Klimaschutzoptionen, sollte diese Option möglich sein.\r\n5. Diskriminierung erneuerbarer Kraftstoffe bei der Definition „sauberer” und „emissionsfreier” Fahrzeuge abschaffen (CVD / SaubFahrzeugBeschG)\r\nIn zahlreichen Regelwerken, die den Einsatz erneuerbarer Kraftstoffe betreffen, wird auf die Definition\r\n“sauberer” und “emissionsfreier” Fahrzeuge in der europäischen Clean-Vehicle-Directive (CVD) zurückgegriffen. Die CVD definiert einen PKW und ein leichtes Nutzfahrzeug jedoch nur dann als „sauber“ und\r\nein schweres Nutzfahrzeug nur dann als „emissionsfrei“, wenn das Fahrzeug praktisch keine CO2-Emissionen ausstößt, wobei dabei nicht zwischen CO2 aus fossilen Quellen (Erdöl, Erdgas) und CO2 aus\r\nerneuerbaren Quellen (z.B. Biomasse oder Luft) unterschieden wird (Artikel 4 Nr. 4 Buchstabe a & Nr.\r\n5 CVD). PKWs und leichte Nutzfahrzeuge können also im Sinne der CVD nie als “sauber” oder „emissi-\r\nSeite 13\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\nonsfrei” gelten, selbst wenn sie vollständig mit erneuerbaren Kraftstoffen betrieben werden, also klimaneutral sind. Schwere Nutzfahrzeuge, die vollständig mit erneuerbaren Kraftstoffen betrieben werden, können zwar als “sauber” gelten, nicht aber als „emissionsfrei”, obwohl sie über den Lebenszyklus\r\ngesehen klimaneutral sind. Dies steht im Kontrast zu Fahrzeugen mit Elektromotor, die über den Lebenszyklus gesehen zwar ebenfalls zu Treibhausgasemissionen führen (z.B. bei der Herstellung oder\r\nder Stromerzeugung), aber eben nicht beim direkten Ausstoß. In der CVD selbst drückt sich diese Diskriminierung von erneuerbaren Kraftstoffen bereits in den Mindestanteilen “sauberer” bzw. “emissionsfreier” Fahrzeuge für öffentliche Fahrzeugflotten aus, die auf nationaler Ebene mit dem SaubereFahrzeuge-Beschaffungs-Gesetz umgesetzt wird.\r\n6. Diskriminierung erneuerbarer Kraftstoffe bei der LKW-Maut abschaffen oder Rückerstattung einführen (BFStrMG)\r\nAktuell werden schwere Nutzfahrzeuge, die erneuerbare Kraftstoffe wie Bio-LNG nutzen, bei der LKWMaut genauso behandelt wie Fahrzeuge, die fossile Kraftstoffe verwenden. Im Gegensatz dazu sind\r\nNutzfahrzeuge mit Elektromotor von der Maut befreit oder erhalten eine Ermäßigung. Dies ergibt sich\r\ndaraus, dass sich die Tatbestände zur Mautbefreiung bzw. -ermäßigung im Bundesfernstraßenmautgesetz (BFStrMG) auf „emissionsfreie Fahrzeuge“ im Sinne der CVD beziehen (§ 1 Abs. 2 Nr. 7 & 9\r\nBFStrMG; siehe oben). Grundsätzlich halten wir die Mautbefreiung bzw. -ermäßigung für ein sinnvolles\r\nInstrument, um den Klimaschutz im Güterverkehr voranzubringen. Allerdings muss im Sinne eines Level-Playing-Fields die Diskriminierung von Nutzfahrzeugen, die mit erneuerbaren Kraftstoffen betrieben werden, ggü. Nutzfahrzeugen mit Elektromotor aufgehoben werden. Zu diesem Zweck schlagen wir\r\nvor, dass – solange nicht die Definition von „emissionsfrei” in der CVD geändert wird - den Betreibern\r\nvon Nutzfahrzeugen, die nachweislich mit erneuerbaren Kraftstoffen betrieben werden, die LKW-Maut\r\nzurückerstattet wird.\r\n7. Berücksichtigung erneuerbarer Kraftstoffe in den Flottengrenzwerten für Automobilhersteller\r\nBerechnungsgrundlage für die CO2-Flottengrenzwerte für Automobilhersteller ist der sogenannte Tankto-Wheel-Ansatz, bei dem nicht zwischen CO2 aus fossilen Quellen und CO2 aus erneuerbaren Quellen\r\nunterschieden wird und deshalb Autos mit Verbrennungsmotor pauschal die Treibhausgasbilanz fossiler Brennstoffe unterstellt wird. Es sollten Instrumente geprüft werden, inwiefern die Regulatorik der\r\nCO2-Flottengrenzwerte umgestaltet werden kann, um der Treibhausgaseinsparung durch erneuerbare\r\nKraftstoffe Rechnung zu tragen. Dies kann beispielsweise in einer Fahrzeugkategorie „erneuerbare\r\nKraftstoffe” zusammengefasst werden, deren Einhaltung über die bestehenden Nachweis- und Zertifizierungssysteme nachgewiesen werden könnte.\r\n8. Förderung für die Errichtung und den Betrieb von Bio-C/LNG-Tankstellen\r\nEin großes Hemmnis für den Ausbau der Biomethanmobilität ist das vergleichsweise geringe Tankstellennetz. Dies geht auf das bei der E-Mobilität bekannte „Henne-Ei“-Problem zurück. Mit einem Förderprogramm für Biomethan- und Bio-LNG-Tankstellen könnte dieses Problem aufgelöst werden und sich\r\neine selbsttragende Tankstelleninfrastruktur entwickeln. Dies wäre auch Teil einer deutschen Umsetzung der europäischen Alternative Fuels Infrastructure Regulation,\r\nSeite 14\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\n9. Förderungen oder Ausgleiche in landwirtschaftlichen Bereich für die Investitionen in Bio-CNG/-LNG\r\nbetriebene Landmaschinen\r\nDer Einsatz von mit Bio-CNG oder Bio-LNG betriebenen Tranktoren, Schleppern sowie allgemein Landmaschinen in der Landwirtschaft bietet die Chance eines Kreislaufs innerhalb landwirtschaftlicher Betriebe, bei denen eine Biogasanlage mit Rohstoffen aus dem Betrieb versorgt und das erzeugte Biogas\r\nzur Betankung der landwirtschaftlichen Maschinen genutzt wird. Mit einer anfänglichen Förderung bzw.\r\nAusgleichsmechanismen dieser Landmaschinen können solche Kreislaufkonzepte initiiert werden.\r\n4.2. Biomethan als Brennstoff zur Erzeugung von Strom\r\n1. Leitprinzip im Strommarktdesign: Bei Anreizsystemen für gesicherte Leistung die „grüne Eigenschaft“ von Brennstoffen berücksichtigen.\r\nWie oben beschrieben eignet sich Biomethan aufgrund seiner Speicherfähigkeit sehr gut als Brennstoff\r\nvon Kraftwerken und KWK-Anlagen, die für Dunkelflauten vorgehalten werden müssen. Zwar ist Biomethan teurer als Erdgas, jedoch klimaneutral. Es ist zu erwarten, dass mit der sukzessiven Erhöhung\r\nder CO2-Abgaben sich das Preisverhältnis annähert. Bei Anreizsystemen für gesicherte Leistung – sei\r\nes eines im Rahmen einer staatlichen Ausschreibung oder im Rahmen eines dezentralen Kapazitätsmarktes – sollte diese „grüne Eigenschaft“ immer mitberücksichtigt und deren Mehrwert entlohnt werden.\r\n2. Biomethan als vergütungsfähigen Einsatzstoff in den EEG-Biomasse-Ausschreibungen anerkennen\r\n& Maisdeckel streichen (EEG)\r\nBiomethan ist in den Biomasse-Ausschreibungen aktuell kein vergütungsfähiger Einsatzstoff (§39i Abs.\r\n1a EEG 2023), d.h. Biomethan-BHKW können nicht an den Biomasse-Ausschreibungen teilnehmen und\r\nflexible Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung können nicht ergänzend Biomethan einsetzen. Dies\r\nist nicht sinnvoll, da Biomethan in flexiblen Biogasanlagen genutzt werden kann, um die Stromerzeugung auch dann aufrecht zu erhalten, wenn der Biogasspeicher vor Ort leer ist. Zudem würde damit\r\nauch bestehenden Biomethan-Konzepten überhaupt wieder die Möglichkeit eröffnet, eine Anschlussvergütung zu erhalten. Zudem sollte der fachlich nicht begründbare Maisdeckel gestrichen oder zumindest an die analoge Regelung im Gebäudeenergiegesetz (GEG) angeglichen werden (§ 39i Abs. 1\r\nEEG 2023).\r\nFür eine vertiefte Darstellung der Vorschläge für den Bereich der Stromerzeugung wird auf das Positionspapier „Biomassepaket 2.0“ verwiesen.\r\n4.3. Biomethan als Brennstoff für Fernwärme und Gasheizungen\r\n1. Leitprinzip beim Klimaschutz im Wärmebereich: Technische und wirtschaftliche Freiheit für Gebäudeeigentümer und Fernwärmeversorgern\r\nGebäudeeigentümern und Fernwärmeversorgern sollte eine möglichst große technische und wirtschaftliche Freiheit gewährt und ein möglichst breites Spektrum an Optionen zur erneuerbaren Wärmeversorgung je nach infrastrukturellen und baulichen Gegebenheiten zur Verfügung gestellt werden.\r\nDies ist im bestehenden Rechtsrahmen nicht gegeben, weil er eine Vielzahl unverhältnismäßiger und\r\ndiskriminierender regulatorischer Vorgaben insbesondere für Holz, Biogas und Biomethan enthält.\r\nDies ist insofern unverständlich, da sowohl in der RED als auch in den deutschen Verordnungen THGBilanzen erstellt werden, die eine Klimaneutralität nachweisen.\r\nSeite 15\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\nFür eine umfassende Liste sowie eine vertiefte Darstellung der folgenden Vorschläge wird auf das\r\naktuelle Positionspapier mit Vorschlägen für den Wärmebereich verwiesen.\r\n2. Mindestanteile für Erneuerbare Energien in Gebäuden und Fernwärme beibehalten (GEG, WPG)\r\nAuch wenn es Überarbeitungsbedarf bei Gebäudeenergiegesetz (GEG) und Wärmeplanungsgesetz\r\n(WPG) gibt, sind die Vorgaben zur Nutzung erneuerbarer Energien der Schlüssel, um den Ausbau erneuerbarer Energien in Gebäuden und Fernwärme ohne deutliche Erhöhung der Preise fossiler Brennstoffe fortzuführen und gleichzeitig den Bundeshaushalt zu schonen. Dazu gehört:\r\n• der Mindestanteil von 65 Prozent erneuerbarer Energien für neu installierte Heizungen, die ab\r\nMitte 2026 (Kommunen > 100.000 Einwohner) bzw. Mitte 2028 (Kommunen < 100.000 Einwohner)\r\neingebaut werden (§ 71 Abs. 1 GEG)\r\n• der steigende Mindestanteile grüner Brennstoffe in Heizungen, die in den Jahren 2024 bis Mitte\r\n2026 bzw. Mitte 2028 eingebaut wurden (§ 71 Abs. 9 GEG)\r\n• die Mindestanteile für erneuerbarer Energien in bestehenden und neuen Wärmenetzen (§ 29\r\nAbs. 1 bzw. § 30 Abs. 1 WPG), wobei die Ausnahmeregelungen für Netzen mit hohen Anteilen an\r\nKWK-Wärme (§ 29 Abs. 5) gestrichen werden sollten.\r\n3. Primärenergiefaktoren und Emissionswerte für Biogas, Biomethan und erneuerbare KWK-Anlagen\r\nan RED-Vorgaben anpassen (GEG)\r\nDie im GEG für Biogas (worunter auch Biomethan fällt) in Anlage 4 festgelegten Primärenergiefaktoren\r\n(PEF) sind in keiner Weise fachlich fundiert und widersprechen allen Berechnungen in der Praxis wie\r\nauch den Vorgaben in der RED. Dort wird für Biogas ein PEF von 1,1 festgelegt – derselbe Wert wie für\r\nHeizöl und Erdgas. Ähnlich verhält es sich mit den Emissionsfaktoren in Anlage 6 sowie die Untergrenze\r\ndes PEF für erneuerbare KWK-Anlagen (§ 22 Abs. 3 GEG), die ebenfalls viel zu hoch sind. Die RED III gibt\r\nvor, dass biogene Brennstoffe zur Wärmeerzeugung mindestens 80 Prozent Treibhausgasemissionen\r\ngegenüber einem fossilen Komparator einsparen müssen, wodurch deutlich niedrigere PEFs und THGEmissionswerte angesetzt werden müssten. Auch die Untergrenze des PEFs von erneuerbarer KWK ist\r\ndeutlich zu hoch.\r\n4. Keine Diskriminierung von erneuerbarem Methan bei den Anforderungen an die Transformation der\r\nGasverteilnetze (WPG)\r\nAn verschiedenen Stellen im WPG werden Anforderungen formuliert, unter welchen Bedingungen Kommunen Annahmen zur Umstellung der Gasversorgung von Erdgas auf erneuerbare Gase in ihre Wärmeplanung einbeziehen können. An die Einplanung von erneuerbarem („grünem“) Methan (Biomethan,\r\nsynthetisches Methan) werden jedoch deutlich höhere Anforderungen gestellt als an die Einplanung\r\nvon Wasserstoff, insbesondere in § 28. Aufgrund der hohen Verfügbarkeit von Biogas und Biomethan\r\nin Deutschland und Europa ist eine Umstellung von Erdgas auf erneuerbares Methan jedoch deutlich\r\nrealistischer und günstiger als eine Umstellung auf Wasserstoff, sofern dies nicht durch externe regulatorische Vorgaben wie im WPG oder in der Systementwicklungsstrategie verhindert wird. Es sollten\r\ndeshalb für erneuerbares Methan keine strengeren Anforderungen gelten als für Wasserstoff.\r\n5. Erneuerbare Wärmebonus im KWKG auch für erneuerbare Brennstoffe gewähren\r\nIm Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) ist Wärme aus der Verbrennung erneuerbarer Brennstoffe\r\naufgrund nicht erfüllbarer technischer Vorgaben vom Bonus für erneuerbare Wärme (§ 7a KWKG) wie\r\nSeite 16\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\nauch von den KWK-Innovationsausschreibungen (§ 33b KWKG) ausgeschlossen. Im Sinne eines fairen\r\nWettbewerbs sollten diese technischen Vorgaben angepasst werden.\r\n4.4. Bewertung des Konzepts einer „Grüngasquote“\r\nUnter dem Begriff der „Grüngasquote“ werden verschiedene Konzepte diskutiert; ohne eine weitere\r\nKonkretisierung ist es schwer, diese abschließend zu bewerten. Grundsätzlich sollten aber folgende\r\nAspekte beachtet werden:\r\n• Vorbild einer „Grüngasquote“ sollte die Treibhausgasminderungsquote im Kraftstoffsektor\r\nsein. Dies betrifft insbesondere die Themen Nachweisführung, Betrugsprävention und Reaktionsmechanismus auf veränderte Marktbedingungen.\r\n• Es sollte nicht nur in Verkehr gebrachtes Biomethan bzw. Bio-LNG auf die Quote anrechenbar\r\nsein, sondern auch Biogas, das vor Ort zur Verstromung genutzt wird.\r\n• Bei der Einführung eines neuen Marktes sollte ein ausreichend langer Übergangszeitraum gewährt und der bürokratische Aufwand möglichst geringgehalten werden.\r\n4.5. Fairer Wettbewerb im europäischen Markt\r\nAuf die Mindestanteile für erneuerbare Wärme in GEG und WPG kann auch Biomethan angerechnet\r\nwerden, das aus anderen Ländern importiert wurde; gemäß dem vorliegenden Entwurf für eine THGQuotennovelle zukünftig auch im Kraftstoffsektor. Hier besteht die Gefahr der Wettbewerbsverzerrung\r\nzu Lasten von deutschen Biomethanproduzenten. Denn in zahlreichen Nachbarstaaten Deutschlands\r\nwird Biomethan bereits bei der Einspeisung ins Gasnetz gefördert. Frankreich, der größte Biomethanproduzent Europas, bietet einen zweiseitigen Differenzvertrag für ins Gasnetz eingespeistes Biomethan\r\nan. Dänemark, der aktuell größte Exporteur von Biomethan nach Deutschland, zahlt eine Marktprämie\r\nauf eingespeistes Biomethan. Dies stellt einen unfairen Wettbewerb dar und muss verhindert werden.\r\nZudem sollte Biomethan, das in ein anderes Land exportiert wird, nur auf die Erneuerbare Energien\r\nZiele des Importlandes angerechnet werden, nicht die erneuerbare Energien Ziele des Produktionslandes.\r\n4.6. Energiesteuermäßigung für Biomethanprodukte auch als Heiz- und\r\nKraftstoff (EnergieStG)\r\nDie Absenkung der Stromsteuer sowie die geplante Deckelung der Stromnetzentgelte verzerrt den\r\nWettbewerb zwischen strombasierten Technologien und erneuerbaren Gasen. Denn im Heizungsbereich ist nur für unvermischte Biomethanprodukte eine Entlastung von Steuern und Abgaben möglich\r\n(Rückerstattung der Energiesteuer bei 100%-Biomethan-Produkten), im Kraftstoffbereich gar keine. Um\r\nder Wettbewerbsverzerrung zumindest etwas entgegenzuwirken, sollte im Energiesteuerrecht (EnergieStG) konsequent eine Differenzierung zwischen erneuerbaren und fossilen Brenn- und Kraftstoffen\r\nerfolgen. Dies beinhaltet, die Energiesteuer - wie in den Entwürfen zur Novellierung der europäischen\r\nEnergiesteuerrichtlinie (ETD) vorgesehen - beim Einsatz von nachhaltigem Biogas bzw. Biomethan in\r\nallen Anwendungen auf das notwendige Mindestmaß abzusenken oder zumindest eine Rückerstattung\r\nzu ermöglichen.\r\nFür weitere Ausführungen wird auf die Stellungnahme der Bioenergie zum Referentenentwurf eines\r\nGesetzes zur Änderung des Energiesteuer- und des Stromsteuergesetzes verwiesen.\r\nSeite 17\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\nAnhang #1: Potenziale von erneuerbarem Methan in Deutschland\r\nAktuell werden in Deutschland etwa 95 TWh Biogas erzeugt, von denen 11 TWh als Biomethan ins Gasnetz eingespeist werden. Der Fachverband Biogas e.V. (FvB) geht davon aus, dass in den nächsten\r\nJahren die Biogasproduktion durch den verstärkten Einsatz von Substraten, die in keiner zusätzlichen\r\nKonkurrenz zur Nahrungs- und Futtermittelproduktion stehen, bis auf 130 TWh ausgeweitet und klassische Energiepflanzen teilweise ersetzt werden können. Gemäß einer Studie von Guidehouse Economics3 beträgt das langfristige Potenzial solcher Stoffe in Deutschland etwa 150 TWh, so dass perspektivisch der Einsatz klassischer Energiepflanzen weiter reduziert und/oder die Biogasproduktion dennoch 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 18\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\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\nNeben der Hebung noch offener Potenziale bietet die Umrüstung des deutschen Biogasanlagenbestands auf die Gaseinspeisung einen wichtigen Hebel, zügig die Biomethanproduktion zu erhöhen.\r\nDeutschland weist in Europa mit knapp 10.000 Anlagen (ca. 95 TWh Rohgasproduktion) den größten\r\nBiogasanlagenbestand auf, von denen jedoch nur rund 250 Anlagen ins Gasnetz einspeisen (ca. 11 TWh\r\nBiomethan). Laut großräumigen Analysen des Deutschen Biomasse Forschungszentrums (DBFZ) können rund 2.000 bestehende Biogasanlagen, die aktuell das Gas noch am Anlagenstandort zu Stromund Wärmeerzeugung nutzen, allein oder im Verbund mit anderen Anlagen auf die Gaseinspeisung\r\numgerüstet werden. Allein dadurch könnte die Biogaseinspeisung auf ca. 35 TWh angehoben werden.4\r\nFür einen weiteren Ausbau müssten entweder kleinere Anlagen vergrößert werden, damit sie die Mindestschwelle für eine Gasaufbereitung überschreiten, oder Neuanlagen errichtet werden.\r\nIn den Ankerpunkten für die Systemtransformationsstrategie des BMWK wird für Deutschland im Jahr\r\n2045 ein Bedarf an gasförmigen Energieträgern in Höhe von 360-500 TWh genannt (im angenommenen\r\nSzenario ausschließlich Wasserstoff). Das bedeutet, dass in Deutschland erzeugtes erneuerbares Methan (Biomethan + synthetisches Methan mit biogenem CO2) langfristig bis zu 42 Prozent des angenommen Gasverbrauchs decken kann. Dazu kommen natürlich noch Methanimporte, so wie in anderen\r\nSzenarien auch umfangreiche Wasserstoffimporte angenommen werden.\r\n4 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 19\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\nAnhang #2: Fehlt bald die Infrastruktur für die Biomethaneinspeisung?\r\nDavon ist aus mehreren Gründen nicht auszugehen.\r\nErstens: Moleküle sind für die saisonale Energiespeicherung und die Überbrückung von Dunkelflauten\r\nnotwendig, aber eine ausreichende Infrastruktur für Wasserstoff fehlt.\r\nWie oben beschrieben kann die bestehende Gasinfrastruktur Methan in großem Umfang über mehrere\r\nMonate speichern, über große Distanzen transportieren und zur bedarfsgerechten Strom- und Wärmeerzeugung nutzen. Für die saisonale Energiespeicherung und die Überbrückung von Dunkelflauten eignet sich Methan deshalb besser als Wasserstoff, weil Wasserstoff aufgrund seiner physikalisch-chemischen Eigenschaften nur begrenzt in den bestehenden Gasleitungen, -speichern und Kraftwerken\r\ngenutzt werden kann.\r\nIn Bezug auf die Frage der Versorgungssicherheit ist insbesondere die Frage hervorzuheben, ob bis\r\n2045 ausreichend saisonale Wasserstoffspeicherkapazitäten geschaffen werden können, um die Wintermonate zu überbrücken. Die Ankerpunkte zur BMWK-Systementwicklungsstrategie nennen für\r\nDeutschland im Jahr 2045 einen Bedarf zur Speicherung von Gas in Höhe von 70-100 TWh (dort in Form\r\nvon Wasserstoff). In Form von Methan würden für diese Energiemenge die bestehenden Gasspeicher\r\nausreichen (aktuelle Kapazität bei Methan: 256 TWh). Aufgrund anderer physikalisch-chemischer Eigenschaften von Wasserstoff und der technischen Auslegung der Gasspeicher auf Methan ist jedoch\r\nnur ein Teil dieser Kapazität für Wasserstoff nutzbar. Konkret können die bestehenden Gasspeicher\r\nlaut einer Studie der Initiative Energien Speichern (INES) maximal 32 TWh Wasserstoff speichern.5\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\nZweitens: Für den Wasserstoffhochlauf wird nur ein kleiner Teil der heutigen Methaninfrastruktur benötigt.\r\nIn den BMWK-Langfristszenarien werden in Deutschland für den vollständigen Wasserstoffhochlauf bis\r\n2045 ca. 7.200 bis 8.000 km Wasserstoffnetz benötigt, die zu rund 90 Prozent auf Umwidmungen von\r\nMethannetzen zurückgehen. Dem gegenüber steht ein heutiger Bestand von 40.000 Kilometern Fernleitungsnetz und 550.000 Kilometer Verteilnetz, die für die Einspeisung, den Transport und die Speicherung von Methan geeignet sind. Zudem bestehen bereits heute redundante Strukturen, sodass Methan- und Wasserstoffnetze parallel betrieben werden können.\r\nDrittens: Von Stilllegungen aufgrund des Ausbaus von z.B. Fernwärme und Wärmepumpen sind vor\r\nallem Niederdruckverteilnetze betroffen, aber nicht die für die Biomethaneinspeisung relevanten Mittel- und Hochdruckverteilnetze; ein Transport zu Speichern oder Großabnehmer erfolgt über Fernleitungen.\r\n5\r\nInitiative Energien Speichern (2023), Vorschläge für einen Marktrahmen zur Entwicklung von Wasserstoffspeichern\r\nSeite 20\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\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. Am Hochdruck- und teilweise Mitteldruckverteilnetz\r\nsind typischerweise Gaskraftwerke, kommunale Fernwärmeanlagen, Industriebetriebe angeschlossen,\r\naber 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 können sowohl die zeitliche Entwicklung als auch der\r\nlangfristige Bedarf regional unterschiedlich ausfallen, abhängig auch von der regionalen Verfügbarkeit\r\nerneuerbarer Gase. Das Hochdruck- und teilweise das Mitteldruckverteilnetz sind nicht derartig stark\r\nvon der Transformation des Gebäudesektors betroffen. Tatsächlich gibt es sogar – regional abhängig\r\n- gegenläufige Effekte: Mit dem Ausbau der fluktuierenden Erneuerbaren Energien, der Elektrifizierung\r\nder Gebäudewärme, dem Ausbau der Fernwärme sowie dem Kohleausstieg steigt auch der Bedarf für\r\nBackUp-Kapazität; neben dezentralen Biogas-BHKW sind dies auch Gaskraftwerke und Anlagen für die\r\nFernwärmeversorgung, die an die Hoch- und Mitteldruckverteilnetze angeschlossen sind.\r\nViertens: Deutschland ist auch langfristig in die europäische Methaninfrastruktur eingebunden\r\nEs kann davon ausgegangen werden, dass Methan noch lange eine wichtige Rolle zumindest im europäischen Energiemix einnimmt:\r\n• der umfangreiche Ausbau der europäischen Biomethan-Produktion ist Teil des RePowerEUPakets und der “Roadmap towards ending Russian energy imports” der EU-Kommission\r\n• mit der novellierten EU-Gasbinnenmarktrichtlinie (RL EU 2024/1789) sowie der novellierten EUGasbinnenmarktverordnung (VO EU 2024/1789) werden den Mitgliedsstaaten Verbesserungen\r\nfür die Biomethaneinspeisung vorgegeben\r\n• In den meisten europäischen Ländern wird die Biogas- und Biomethanproduktion aktuell stark\r\nausgeweitet. Viele Länder haben Ziele für die Biogas- und Biomethanproduktion erlassen oder\r\ndie Rahmenbedingungen für die Einspeisung von Biomethan ins Gasnetz verbessert. In Bezug\r\nauf die für den deutschen Gashandel relevanten Länder gehören dazu insbesondere Österreich, Kroatien, Tschechien, Dänemark, Estland, Frankreich, Ungarn, Italien, Lettland, Litauen,\r\nLuxemburg, die Niederlande, Polen, die Slowakei, Slowenien, Spanien sowie die Schweiz. Dänemark strebt sogar an, seine Gassystem bis 2040 vollständig auf Biomethan umzustellen.6\r\n• All dies findet vor dem Hintergrund eines bereits laufenden starken Ausbaus der europäischen\r\nBiomethanproduktion statt:\r\n6 Eine Übersicht findet sich in: European Biogas Association (2024), Statistical Report 2024\r\nSeite 21\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\r\n7\r\nAngesichts der aktuellen Entwicklungen ist davon auszugehen, dass andere Länder weiterhin auf die\r\nNutzung von Methan setzen. Ein europaweiter Plan für den vollständigen Ausstieg aus der Methannutzung ist nicht zu sehen.\r\nFünftens: Insofern es perspektivisch in Einzelfällen zu technischen Konflikten zwischen der Transformation der Gasnetze und der Biomethaneinspeisung kommen sollte, bestehen Möglichkeiten, diesen\r\nKonflikt aufzulösen:\r\n• Methanisierung des Wasserstoffs: Der Wasserstoffhochlauf kann in bestimmten Netzabschnitten über methanisierten Wasserstoff erfolgen; Biomethan kann das dafür notwendige CO2 liefern.\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\nFür eine detaillierte Erläuterung dieser und weiterer Aspekte, die für die Annahme sprechen, dass es\r\nauch langfristig eine Infrastruktur für die Biomethaneinspeisung gibt, wird auf die Stellungnahme\r\ndes Hauptstadtbüro Bioenergie zum Green Paper des BMWK zur Transformation der Gas-/Wasserstoffverteilnetze sowie das Positionspapier zum Gasnetzanschluss von Biomethananlagen verwiesen.\r\n7 Quelle: European Biogas Association (2024), Statistical Report 2024.\r\nSeite 22\r\nVorschläge zu Biomethan & Bio-LNG – Stand: 8.9.2025\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"},"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 Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-09-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026565","regulatoryProjectTitle":"10-Jährige Kappungsfrist für Biomethaneinspeiseanlagen kippen, Nachfolgeregelung zur GasNZV und GasNEV treffen und Anknüftpunkte für VNEP finden.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/da/14/797952/Stellungnahme-Gutachten-SG2603120025.pdf","pdfPageCount":12,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stand: 24.11.25\r\nDas Hauptstadtbüro Bioenergie bündelt die politische Arbeit der Branche und wird getragen von: Bundesverband Bioenergie e. V. (BBE), Deutscher Bauernverband e. V. (DBV), Fachverband Biogas e. V. (FvB) und Fachverband Holzenergie (FVH)\r\nStellungnahme zum\r\nEntwurf des Bundes-wirtschaftsministeriums zur Umsetzung des europäischen Gas- und Wasserstoffbinnen-marktpakets vom 4.11.2025\r\nSeite 2\r\nStellungnahme zum RefE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 4.11.2025 – Stand: 24.11.2025\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze ............................................................................................................................... 3\r\nVorbemerkung ................................................................................................................................................. 4\r\n1. Zur Trennung von Netzanschlüssen: Kappungsfrist für Biomethaneinspeiseanlagen auf 20 Jahre nach Inbetriebnahme verlängern (Ergänzung von § 17k RefE EnWG) ......... 5\r\n2. Zur Notwendigkeit von Nachfolgeregelungen für den Netzanschluss von Biomethaneinspeiseanlagen .................................................................................................................... 6\r\n3. Zur Verringerung der Erdgasnachfrage als Anknüpfungspunkt für die Erstellung eines Entwicklungsplans (§ 16 Abs. 2 RefE EnWG) .......................................................................... 7\r\n4. Weitere Anmerkungen zum Referentenentwurf ......................................................................... 7\r\n4.1. Zur Übergangsregelung der deutschlandweiten Kostenwälzung (§ 17 Abs 1 1b RefE EnWG) ................................................................................................................................................ 7\r\n4.2. Zu den bei der Erstellung von Verteilernetzentwicklungsplänen zu berücksichtigenden Annahmen....................................................................................................... 8\r\n4.3. Zu den Festlegungskompetenzen der BNetzA in §§ 20 Abs. 4, 21 Abs. 3 RefE EnWG ............................................................................................................................................................. 8\r\nAnhang: Vorschlag für Nachfolgeregelungen für den Netzanschluss von Biomethaneinspeiseanlagen .................................................................................................................... 9\r\nKostenteilung und Mindestverfügbarkeit des Netzanschlusses ...................................... 9\r\nBedeutung der Kostenteilung .................................................................................................... 9\r\nBedeutung des Anspruchs auf eine 96%ige Verfügbarkeit des Netzanschlusses (Mindestverfügbarkeit) ........................................................................... 10\r\nSenkung der Infrastrukturkosten durch Flexibilität bei der Vertragsgestaltung & Umstellung der Kostenteilung auf Referenzkosten ............................................................. 10\r\nEntgelte für vermiedene Netzkosten (§ 20a GasNEV) ......................................................... 11\r\nSeite 3\r\nStellungnahme zum RefE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 4.11.2025 – Stand: 24.11.2025\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\nDas europäische Gas- und Wasserstoffbinnenmarktpaket gibt den Mitgliedsstaaten vor, die Rahmen-bedingungen für die Biomethaneinspeisung insbesondere beim Zugang zu Infrastruktur und Markt zu verbessern, um die Biomethaneinspeisung auszuweiten. Dieser Vorgabe wird der vorliegende Referen-tenentwurf (RefE) nicht gerecht. Wir sehen dringenden Nachbesserungsbedarf insbesondere in folgen-den Punkten.\r\nErstens: 10-jährige Kappungsfrist für Netzanschlüsse von Biomethaneinspeiseanlagen\r\nDie mit dem RefE neu geschaffene Möglichkeit, dass Verteilnetzbetreiber die Netzanschlüsse von Bio-methananlagen mit einem Vorlauf von 10 Jahren Netzanschlüsse entschädigungslos kündigen können, wird dazu führen, dass der Anschluss von Biogasanlagen an das Gasnetz vollständig zum Erliegen kommt. Damit stellt die 10-jährige Kappungsfrist für Netzanschlüsse von Biomethananlagen einen ein-deutigen Bruch des Europarechts dar. Darüber hinaus ist sie ein massiver Eingriff in den Investitions- und Bestandsschutz bestehender Einspeiseanlagen. Die Regelung ist so auszugestalten, dass:\r\n•\r\nEinspeiseanlagen für erneuerbare Gase nur dann vom Netz getrennt werden dürfen, wenn ein Weiterbetrieb dem Gemeinwohlinteresse und nicht nur den wirtschaftlichen Interessen des Netzbetreibers widersprechen würde;\r\n•\r\ndie Trennung einer Anlage frühestens 20 Jahre ab Inbetriebnahme des Netzanschlusses bzw. – für Bestandsanlagen – 20 Jahre nach Inkrafttreten der Gesetzesänderung erfolgt;\r\n•\r\ndurch die Netzstilllegung entstandene Gewinnausfälle ausgeglichen werden.\r\nZweitens: Nachfolgeregelung zu Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) und Gasnetzentgeltverordnung (GasNEV)\r\nEs muss bereits im Gesetzgebungsverfahren zwingend eine Nachfolgeregelung zu der am 31.12.2025 auslaufenden GasNZV sowie der am 31.12.2027 auslaufenden GasNEV eingeführt werden. Diese muss insbesondere eine für den Anschlussnehmer wirtschaftlich tragfähige Aufteilung der Kosten für den Netzanschluss zwischen Anlagen- und Netzbetreiber sowie die Mindestverfügbarkeit des Netzan-schlusses gewährleisten. Die Betriebskosten sind weiter vom Netzbetreiber zu tragen. Zeitgleich müs-sen flexiblere Vertragsgestaltung zwischen Anlagen- und Netzbetreiber ermöglicht werden, die eine Einsparung volkswirtschaftlicher Kosten umsetzen\r\nDrittens: Anknüpfungspunkt für Verteilernetzentwicklungspläne\r\nDer Entwurf sieht vor, dass Verteilnetzbetreiber einen Entwicklungsplan erstellen müssen, wenn die prognostizierte Erdgasnachfrage in einem Netzabschnitt zurückgeht. Die Gasnetze können jedoch nicht nur für die Deckung der Gasnachfrage, sondern auch für die Durchleitung von Gas genutzt wer-den, und weil es für die Nutzung des Netzes unerheblich ist, ob es für Erdgas oder für andere Gasfor-men (erneuerbares Gas, kohlenstoffarmes Gas) genutzt wird. Der Anknüpfungspunkt sollte deshalb immer der prognostizierte Gastransport sein, nicht die prognostizierte Erdgasnachfrage.\r\nSeite 4\r\nStellungnahme zum RefE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 4.11.2025 – Stand: 24.11.2025\r\nVorbemerkung\r\nDie heimische Produktion und Nutzung von erneuerbarem Methan bietet vielfältige Chancen für ein sicheres, resilientes und kosteneffizientes Energiesystem. Dazu zählen insbesondere:\r\n•\r\nDie saisonale Energiespeicherung im Gasnetz, um im Winter Dunkelflauten überbrücken zu können;\r\n•\r\ndie Diversifizierung und dezentrale Organisation der Energieerzeugung, um das Energiesystem unabhängiger von Energieimporten und widerstandsfähiger gegen hybride Kriegsführung zu machen;\r\n•\r\ndie Nutzung bestehender Infrastruktur, wodurch Infrastrukturkosten eingespart werden kön-nen, die beim Ausbau des Stromnetzes, dem Aufbau einer Wasserstoffinfrastruktur, durch die Umrüstung bestehender Gasinfrastruktur auf Wasserstoff oder durch Investitionen in neue Anlagentechnik entstehen;\r\n•\r\ndie schnelle Defossilisierung ohne Änderungen des Verbraucherverhaltens, wenn bereits Gas-technologie genutzt wird; sowie\r\n•\r\ndie Defossilisierung in Bereichen, die nur schwer oder gar nicht elektrifizierbar sind (z.B. Schwerlastverkehr, Industrie & stoffliche Nutzung).\r\nDarüber hinaus ist die Biogas- und Biomethanproduktion ein bedeutender Wirtschaftsfaktor im länd-lichen Raum, insbesondere für die Landwirtschaft und die damit verbundenen Wertschöpfungsketten. Die deutschen Hersteller von Biogas- und Biomethananlagentechnik sind international zumindest ak-tuell noch führend. Zwar sind insbesondere die Maschinenbaufirmen stark exportorientiert, aber da es sich überwiegend um kleinere und mittelständische Unternehmen handelt, sind sie auch auf einen funktionierenden Heimatmarkt angewiesen, um Innovationen voranzutreiben. Zudem ist die Umrüs-tung bestehender Biogasanlagen von der Strom- und Wärmeerzeugung auf die Biomethaneinspeisung eine sinnvolle Form der Weiternutzung der bestehenden Biogaserzeugungskapazitäten nach Auslau-fen der EEG-Vergütung. Die vorhandene deutsche Biogasinfrastruktur ist einmalig auf der Welt und muss auch aus volkswirtschaftlichen Gründen weiter genutzt werden. Die Anlagen sind vorhanden und können mit geringem Aufwand sehr schnell zur Defossilisierung des Gasverbrauchs beitragen.\r\nDas europäische Gas- und Wasserstoffbinnenmarktpaket gibt den Mitgliedsstaaten deshalb zurecht vor, die Rahmenbedingungen für die Biomethaneinspeisung insbesondere beim Zugang zu Infrastruk-tur und Markt zu verbessern, um die Biomethaneinspeisung auszuweiten. Dieser Vorgabe wird der vorliegende Referentenentwurf (RefE) nicht gerecht. Im Gegenteil: Die Rahmenbedingungen für die Biomethaneinspeisung wird ggü. dem Status Quo radikal verschlechtert, ohne auch nur eine Verbes-serung vorzunehmen. An wesentlichen Stellen sieht der Entwurf Änderungen vor, die den Anschluss von Biogasanlagen an das Gasnetz vollständig zum Erliegen bringen und sogar den Investitions- und Vertrauensschutz massiv beschädigen würden. Bei Zielkonflikten wird lediglich auf die betriebswirt-schaftlichen Interessen der Netzbetreiber abgestellt, nicht auf eine gesamtgesellschaftlich sinnvolle Regulierung, die auch den Ausbau erneuerbarer Gase einschließen würde.\r\nDer RefE steht damit im radikalen Widerspruch zu den Zielen der novellierten Gasbinnenmarktrichtli-nie, dessen Umsetzung er eigentlich sein soll. Es darf daher auch angezweifelt werden, ob dieser RefE europarechtskonform ist.\r\nSeite 5\r\nStellungnahme zum RefE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 4.11.2025 – Stand: 24.11.2025\r\nDie vorliegende Stellungnahme fokussiert sich auf die im RefE angesprochenen Themen. Für weitere Vorschläge zum Ausbau der Biomethaneinspeisung, auch im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG), wird auf das einschlägige Positionspapier der Bioenergieverbände verwiesen.\r\n1. Zur Trennung von Netzanschlüssen: Kappungsfrist für Biome-thaneinspeiseanlagen auf 20 Jahre nach Inbetriebnahme verlän-gern (Ergänzung von § 17k RefE EnWG)\r\nIm neuen § 17k RefE EnWG wird Verteilernetzbetreibern die Möglichkeit eingeräumt, nach Erstellung eines Entwicklungsplans Netzanschlüsse mit einem Vorlauf von 10 Jahren entschädigungslos zu kün-digen. In Bezug auf die Netzanschlüsse von Biomethaneinspeiseanlagen ist diese Regelung – insbe-sondere die 10-Jahres-Frist – vollständig abzulehnen, denn:\r\nErstens: Es ist absehbar, dass eine 10-jährige Kappungsfrist den Anschluss von Biogasanlagen an das Gasnetz vollständig zum Erliegen bringen würde! Biomethaneinspeiseanlagen amortisieren sich in der Regel über einen Zeitraum von 15 bis 20 Jahren. Damit Projektierer von Neuanlagen wie auch Betreiber bestehender Vorort-Verstromungsanlagen überhaupt bereit sind, noch heute in neue Einspeisepro-jekte zu investieren, muss klar sein, dass die Anlagen mindestens über diesen Zeitraum zu den ge-planten Konditionen ins Netz einspeisen können. Auch Käufer von Biomethan erwarten langfristige Vereinbarungen über die Lieferung von Biomethan. Dass Projektierer bzw. Betreiber bereit sind, das finanzielle Risiko einer Trennung von Gasnetz lange vor Ende der Amortisationszeit auf sich zu neh-men, ist nicht zu sehen, zumal der Biomethanmarkt bereits heute sehr große marktwirtschaftliche Risiken birgt.\r\nZweitens: Die 10-jährige Kappungsfrist für Netzanschlüsse von Biomethananlagen ist ein eindeutiger Bruch des Europarechts. Die novellierte Gasbinnenmarktrichtlinie schreibt vor, verbesserte Rahmen-bedingungen für einen Ausbau der Biomethaneinspeisung zu schaffen, insbesondere beim Zugang zur Gasinfrastruktur. Die 10-jährige Kappungsfrist tut aber das exakte Gegenteil: Es handelt sich um eine drastische Verschlechterung der Regulierung der Gasinfrastruktur, die jeglichen Ausbau der Biome-thaneinspeisung abwürft.\r\nDrittens: Eine 10-jährige Kappungsfrist für Biomethaneinspeiseanlagen würde einen massiven Eingriff in den Investitions- und Bestandsschutz bestehender Einspeiseanlagen darstellen. Bestandsanlagen haben in den letzten Jahren im Vertrauen auf den Fortbestand des Netzanschlusses erhebliche Inves-titionen in den Ausbau und die Ertüchtigung von Biomethananlagen, auch zur Umsetzung immer neuer Rechtsvorschriften, getätigt.\r\nKurzum: Eine entschädigungslose Stilllegung vor Ablauf von 20 Jahren ab dem Anschluss an das Gas-netz würde die notwendige Planungs- und Investitionssicherheit ernsthaft gefährden, laufende Ge-schäftsmodelle unterminieren und den Ausbau erneuerbarer Gase im Widerspruch zu den Zielen der Gas-Richtlinie (EU) 2024/1788 abwürgen.\r\nVorschlag\r\nDie Regelung in § 17k RefE EnWG ist so auszugestalten, dass Einspeiseanlagen für erneu-erbare Gase nur dann vom Netz getrennt werden dürfen, wenn:\r\nSeite 6\r\nStellungnahme zum RefE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 4.11.2025 – Stand: 24.11.2025\r\n•\r\nEin bestätigter Netzentwicklungsplan oder Verteilernetzentwicklungsplan die dauerhafte Außerbetriebnahme des Netzes oder Teilen davon vorsieht, weil ein Weiterbetrieb dem Gemeinwohlinteresse und nicht nur den wirtschaftlichen Interessen des Netzbetreibers widerspricht. Nur dann darf eine Trennung einer Biogasanlage vom Netz als ultima ratio überhaupt in Betracht gezogen werden. Der Netzbetreiber muss den Anlagenbetreiber im Nachgang zur Erstellung des Netzentwicklungsplans unverzüglich über sein Stilllegungs-vorhaben informieren.\r\n•\r\nEine Trennung einer Biogasanlage darf dabei frühestens nach Ablauf von 20 Jahren ab Inbetriebnahme des Netzanschlusses zulässig sein.\r\n•\r\nZur Sicherstellung des Investitions- und Vertrauensschutzes darf die 20-jährige Stillle-gungsfrist für Bestandsanlagen – auch zur Sicherung von Investitionen in die Erweiterung oder Ertüchtigung der Anlagen – erst mit Inkrafttreten der Gesetzesänderungen zu laufen beginnen.\r\n•\r\nIn Ausnahmefällen kann dem Netzbetreiber eine Verkürzung der Stilllegungsfrist auf ein-heitlich 10 Jahre gestattet werden, wenn er an den Anlagenbetreiber einen Ausgleich für den durch die Netzstilllegung entstandenen Gewinnausfall zahlt.\r\nUm dies im Gesetzestext umzusetzen, sollte § 17k um folgenden Absatz ergänzt werden:\r\n„Abweichend von Absatz 1 darf ein Anschluss für Anlagen zur Erzeugung von Biomethan nur getrennt werden, wenn die Aufrechterhaltung des Anschlusses unter Berücksichtigung der Verpflichtungen im Sinne von Art. 6 Abs. 2 Richtlinie (EU) 2024/1788 für das Erdgasun-ternehmen nicht als gemeinwirtschaftliche Verpflichtung hinzunehmen ist. Die Trennung eines Anschlusses für Anlagen zur Erzeugung von Biomethan ist vor Ablauf von 20 Jahren zuzüglich des ersten Anschlussjahres ab Inbetriebnahme des Netzanschlusses stets un-zulässig. Die Trennung eines Anschlusses für Anlagen zur Erzeugung von Biomethan, die vor dem [Datum des Inkrafttretens dieses Gesetzes] erstmals Biomethan in ein Gasvertei-lungsnetz eingespeist haben, ist frühestens zum 01.01.2046 zulässig.“\r\n2. Zur Notwendigkeit von Nachfolgeregelungen für den Netzan-schluss von Biomethaneinspeiseanlagen\r\nMit dem „Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften“ eingeführte Übergangs-regelung, die sich ähnlich auch in § 17 Abs. 1b RefE EnWG findet, ist im Sinne des Investitions- und Vertrauensschutzes grundsätzlich zu begrüßen. Bereits begonnene Biomethaneinspeiseprojekte kön-nen so zu den bereits bekannten Konditionen fertiggestellt werden. Allerdings müssen auch die Gren-zen der Übergangsregelung betont werden.\r\nZum einen haben Biomethaneinspeiseprojekte bereits einen Vorlauf von bis zu 12-24 Monaten, um einen Reifegrad zu entwickeln, damit mit der Gasnetzverträglichkeitsprüfung begonnen werden kann, was ja die Voraussetzung der Übergangsregelung ist. Allein auf Basis der Übergangsregelung werden also keine neuen Projekte entstehen.\r\nZum anderen führt das Auslaufen der GasNEV am 31.12.2027 dazu, dass für Biomethaneinspeiseanla-gen, deren Netzanschluss nicht bis dahin voll realisiert ist, nicht mehr die Zahlungen für vermiedene Netzkosten nach § 20a GasNEV in Anspruch nehmen können. Da die Errichtungsdauer für einen Netz-anschluss bis zu 2 Jahre benötigt und der Bau in der Verantwortung des Netzbetreibers, nicht des\r\nSeite 7\r\nStellungnahme zum RefE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 4.11.2025 – Stand: 24.11.2025\r\nAnlagenbetreibers liegt, ist davon auszugehen, dass viele Projekte, die sich noch in einem frühen Sta-dium befinden, trotz der Übergangsregelung abgebrochen werden.\r\nUm neue Biomethaneinspeiseprojekte zu ermöglichen oder bestehende Projekte in einem frühen Sta-dium zu Ende zu führen, braucht es deshalb so schnell wie möglich eine attraktive Anschlussregelung sowohl zur GasNZV wie auch für die betriebswirtschaftlich relevanten Aspekte der GasNEV. Der im RefE vorgesehene vorrangige Netzanschluss (§ 17 Abs. 1a RefE EnWG) sowie der per BNetzA-Festlegung ein-geführte vorrangige Netzzugang ([ZUBIO]) sind essentiell für den Ausbau der Biomethaneinspeisung, allerdings bei weitem nicht ausreichend.\r\nIm Anhang dieser Stellungnahme werden Eckpunkte einer adäquaten Nachfolgeregelungen ausgestal-tet. Diese sollten noch mit der laufenden Umsetzung des Gaspakets im EnWG eingeführt werden. Für eine weitere Diskussion steht die Branche sehr gerne zur Verfügung.\r\n3. Zur Verringerung der Erdgasnachfrage als Anknüpfungspunkt für die Erstellung eines Entwicklungsplans (§ 16 Abs. 2 RefE EnWG)\r\nDer neue § 16b Abs. 2 RefE EnWG verpflichtet Verteilernetzbetreiber zur Erstellung eines Entwicklungs-plans, wenn eine dauerhafte Verringerung der Erdgasnachfrage innerhalb der nächsten zehn Jahre zu erwarten ist, die so groß ist, dass sie die Umstellung oder dauerhafte Außerbetriebnahme des Netzes oder bestimmter Netzabschnitte erfordert. Wir halten die prognostizierte Entwicklung der Erdgasnach-frage für den falschen Anknüpfungspunkt. Entscheidend für die Frage, wie mit einem bestehenden Verteilnetz umzugehen ist, ist nicht die Erdgasnachfrage, sondern generell der Gastransport, unabhän-gig davon, ob es sich um Erdgas oder ein anderes Gas (erneuerbares Gas, kohlenstoffarmes Gas) han-delt und ob das Netz dem Transport von Erdgas dient.\r\nVorschlag\r\nAls Anknüpfungspunkt für die Erstellung eines Verteilernetzentwicklungsplans wird die prognostizierte Entwicklung des Gastransports gewählt. § 16b Abs. 2 RefE EnWG ist ent-sprechend anzupassen:\r\n„(2) Betreiber von Gasverteilernetzen erstellen einen Entwicklungsplan für das Gasvertei-lernetz oder von Teilen eines solchen Netzes, sobald eine dauerhafte Verringerung der Erdgasnachfrage des Transports von Gas innerhalb der nächsten zehn Jahre derart zu erwarten ist, dass die Verringerung die Umstellung oder dauerhafte Außerbetriebnahme des Gasverteilernetzes oder von Teilen des Netzes erforderlich macht.“\r\n4. Weitere Anmerkungen zum Referentenentwurf\r\n4.1. Zur Übergangsregelung der deutschlandweiten Kostenwälzung (§ 17 Abs 1 1b RefE EnWG)\r\nMit dem „Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften“ wurde die Übergangsre-gelung eingeführt, nach der Biomethaneinspeiseanlagen, die bis zum 31.12.2026 ein Netzanschlussbe-gehren gestellt und die notwendige Vorauszahlung geleistet haben, die aktuellen Regelungen der Gas-NZV in Anspruch nehmen können (§ 118 Abs. 4 RefE EnWG).\r\nSeite 8\r\nStellungnahme zum RefE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 4.11.2025 – Stand: 24.11.2025\r\nLeider konterkariert die Übergangsregelung zur Kostenwälzung in § 17 Abs. 1 b RefE EnWG (die sich auch in der bereits eingeführten Übergangsregelung findet; siehe oben) diese Idee. Denn die Über-gangsregelung zur Kostenwälzung betrifft einzig die Wälzung der Kosten für den Netzanschluss (ein-schließlich der Kosten für Wartung und Betrieb), nicht jedoch die Kosten für die kapazitätserweitern-den Maßnahmen nach § 33 Absatz 10 und § 34 Absatz 2 GasNZV (z.B. Anlagen zur Rückverdichtung auf höhere Druckstufen) – obwohl auch diese Kosten bislang durch § 20b GasNEV deutschlandweit gewälzt werden konnten. Wir haben große Sorge, dass sich Netzbetreiber ab 1. Januar 2026, wenn § 33 Abs 10 und § 34 Abs. 2 GasNZV außer Kraft treten, weigern werden, für Biomethananlagen, die sich in der Umsetzung befinden und ans Ortsnetz angeschlossen werden, die dann erforderliche Rückverdichtung zu errichten.\r\nVorschlag\r\nEs muss sichergestellt sein, dass die Netzbetreiber die Kosten für die zugesicherte Min-desteinspeisekapazität wälzen können bzw. sich darauf verlassen können, nicht darauf „sitzen“ zu müssen. Dabei geht es v.a. um die Kosten, die für die Errichtung und den Be-trieb von Rückverdichtungsanlagen, entstehen.\r\nDieses Ziel wird etwa erreicht, wenn § 20b GasNEV bzw. die Biogaskostenwälzung nicht nur im Hinblick auf die Kosten für die Errichtung und den Betrieb des Netzanschlusses, sondern auch im Hinblick auf die Kosten für die kapazitätserhöhenden Maßnahmen, die der Netzbetreiber aufgrund der gesetzlich vorgeschriebenen Zusicherung einer garantier-ten Mindesteinspeisekapazität durchführen muss bzw. bereits durchgeführt hat, weiter-gilt.\r\n4.2. Zu den bei der Erstellung von Verteilernetzentwicklungsplänen zu be-rücksichtigenden Annahmen\r\nEs sollte explizit klargestellt werden, dass bei der Erstellung ihrer Netzentwicklungspläne auch die jeweils vorhandenen Potenziale für die Einspeisung von erneuerbaren Gasen zu berücksichtigen sind. Dieses würde im Ergebnis dazu führen, dass sich Vorranggebiete für Biomethan ausbilden, die entge-gen dem genannten Ansatz der Inselnetze mit Verbindungen zu Speicher und Transportnetz einen wirklichen (wie in Art. 1 EU RL 2024/1788) gemeinsamen Rahmen zur Defossilierung der Gasnetze lie-fern. Erste Vorranggebiete für Biomethannetze entwickeln sich gerade schon.\r\n4.3. Zu den Festlegungskompetenzen der BNetzA in §§ 20 Abs. 4, 21 Abs. 3 RefE EnWG\r\nEs ist zwingend erforderlich, dass der Gesetzgeber der BNetzA als zuständiger Behörde klare Leitplan-ken für die Festlegung der Anschluss- und Netznutzungskosten von Biomethanerzeugungsanlagen vor-gibt, wie in Art. 58 der Gasrichtlinie vorgesehen und in den §§ 20 Abs. 4, 21 Abs. 3 RefE EnWG verankert. Der BNetzA muss durch den Gesetzgeber aufgegeben werden, dass die Erzeugung und Nutzung von Biomethan aktiv zu fördern ist. Dabei sollen die Ziele der Gasrichtlinie im Vordergrund stehen, und mögliche Privilegierungen dürfen nur eingeschränkt werden, wenn die Förderung nicht mehr dem Ge-meinwohl dient. Eine ausschließliche Orientierung an betriebswirtschaftlichen Kriterien des Netzbe-treibers ist unzulässig, da sie den Ausbau erneuerbarer Gase behindert und zu Wettbewerbsverzer-rungen zugunsten fossiler Energieträger führen würde.\r\nSeite 9\r\nStellungnahme zum RefE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 4.11.2025 – Stand: 24.11.2025\r\nAnhang: Vorschlag für Nachfolgeregelungen für den Netzanschluss von Biomethaneinspeiseanlagen\r\nWie oben beschrieben braucht es so schnell wie möglich eine attraktive Anschlussregelung sowohl zur GasNZV wie auch für die betriebswirtschaftlich relevanten Aspekte der GasNEV. Der im RefE vorgese-hene vorrangige Netzanschluss (§ 17 Abs. 1a RefE EnWG) sowie der per BNetzA-Festlegung eingeführte vorrangige Netzzugang ([ZUBIO]) sind essentiell für den Ausbau der Biomethaneinspeisung, allerdings bei weitem nicht ausreichend. Im Folgenden werden Eckpunkte einer adäquaten Nachfolgeregelungen skizziert. Diese sollten noch mit der laufenden Umsetzung des Gaspakets im EnWG eingeführt werden. Für eine weitere Diskussion steht die Branche sehr gerne zur Verfügung.\r\nKostenteilung und Mindestverfügbarkeit des Netzanschlusses\r\nBedeutung der Kostenteilung\r\nDie bisherige Privilegierung von Biogasanlagen bei den Kosten für Netzanschluss hat sich bewährt, kommen auch in diversen anderen Ländern zur Anwendung und sollten grundsätzlich fortgeführt wer-den.\r\nNach Ansicht der Bioenergieverbände ergibt sich eine Fortführung der Aufteilung der Netzanschluss-kosten aus der Vorgabe in der novellierten Gasbinnenmarktrichtlinie, Hemmnisse zu beseitigen, die durch die Netzanschlusskosten entstehen:1\r\nDarüber hinaus sprechen folgende Gründe für eine Fortführung der Kostenteilungsregelung:\r\n•\r\nBerücksichtigung kleinerer- und mittlerer Unternehmen & Landwirten: Die Kosten für den Netzanschluss liegen in Deutschland zwischen 2 und 10 Millionen Euro (ggf. inkl. Rückspeise-anlage). Ein großes Potenzial für den Ausbau der Biomethanerzeugung in Deutschland liegt in der Umrüstung und ggf. Clusterung bestehender Biogasverstromungsanlagen. Die bestehen-den Biogasanlagen werden in den meisten Fällen von Landwirten betrieben, also „kleinen“, nicht besonders finanzstarken Akteuren, die Investitionen überwiegend fremdfinanzieren müssen. Müssten die Betreiber von Biomethananlagen einen zu großen Anteil der\r\n1 Die RL EU 2024/1788, Erwägungsgrund 137 besagt: „Der Rahmen für die Berechnung und Erhebung von Anschluss-kosten und -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 Rechtsrahmen schaffen, um einen effizienten Anschluss von Biomethanerzeugungsanlagen an die Fernleitungs- oder Verteiler-netze zu erleichtern.“\r\nDies wird in RL EU 2024/1788, Art. 58 Abs. 1, konkretisiert und normiert: „Die Mitgliedstaaten sehen einen Regulie-rungsrahmen für Biomethanerzeugungsanlagen vor, der die Anschlussentgelte und -kosten, die ihnen durch den Anschluss an die Fernleitungs- oder Verteilernetze entstehen, regelt. Mit diesem Regulierungsrahmen wird sicher-gestellt, 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 Mitgliedstaat und — sofern zweckmäßig — bestehende alternative Fördermechanismen für die verstärkte Nutzung von erneuerbarem oder kohlenstoffarmem Gas berücksichtigt werden.“ (Art. 58 Abs. 1).\r\nSeite 10\r\nStellungnahme zum RefE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 4.11.2025 – Stand: 24.11.2025\r\nNetzanschlusskosten tragen, wären Landwirte und damit der überwiegende Teil der bestehen-den Biogasanlagen von der Biomethaneinspeisung ausgeschlossen.\r\n•\r\nWettbewerbsfähigkeit von Biomethan ggü. Erdgas nicht verschlechtern und zusätzlichen För-derbedarf vermeiden: Biogasanlagenbetreiber müssen erhöhte Kosten für Gasnetzanschlüsse über den Biomethanpreis an ihre Kunden weitergeben. Dies verschlechtert die relative Wett-bewerbsfähigkeit von Biomethan ggü. Erdgas, läuft also dem politischen Ziel, den Biomethan-anteil zu erhöhen, zuwider.\r\n•\r\nWettbewerbsfähigkeit ggü. ausländischen Produzenten nicht weiter verschlechtern: Deutsches Biomethan konkurriert also mit vorgefördertem importiertem Biomethan. Eine zusätzliche Kostenbelastung würde die Wettbewerbsfähigkeit von in Deutschland produziertem Biome-than weiter verschlechtern.\r\nBedeutung des Anspruchs auf eine 96%ige Verfügbarkeit des Netzanschlusses (Mindestverfügbarkeit)\r\nUrsprünglich zielte der Anspruch des Anlagenbetreibers auf eine 96%-Verfügbarkeit des Netzanschlus-ses darauf ab, den wirtschaftlichen Betrieb der Biogasanlage zu garantieren, und war deshalb ein zentraler Treiber des Ausbaus der Biomethanerzeugung zwischen 2006 und 2015.2 Denn die Biogasan-lagen kann die Gasproduktion kaum reduzieren, so dass das in Zeiten, in denen der Netzanschluss nicht verfügbar ist, produzierte Gas, abgefackelt werden müsste. Die Kosten für die Produktion des Biogases fallen an, dem in Zeiten ohne verfügbaren Netzanschluss keine Einnahmen gegenüberstehen. Daran hat sich auch grundsätzlich nichts geändert. Der Rückgang der Gasabnahme verschärft das Problem jetzt im Verteilnetz.\r\nMit der Einführung einer Mindesttreibhausgaseinsparung in der Biomassestromnachhaltigkeitsverord-nung und der Einführung einer Treibhausgasminderungsquote im Kraftstoffsektor hat die Mindestver-fügbarkeit des Netzanschlusses eine noch größere Bedeutung für die Wirtschaftlichkeit erlangt. Denn die Abfackelung eines Teils des Biogases verschlechtert die gesamte Treibhausgasbilanz der Biogas-anlage, so dass sie ggf. nicht oder nur zu deutlich höheren Kosten ihre Mindestvorgaben einhalten kann bzw. sich die Treibhausgasbilanz des restlichen Biomethans und damit die Erlöse im Kraftstoff-markt verringern.\r\nDeshalb plädieren wir dafür, den Anspruch des Anlagenbetreibers 96%-Verfügbarkeit grundsätzlich fortzuführen. Es sollte jedoch optional ein Abweichen auf individueller vertraglicher Basis ermöglicht werden, die zu einer Kostenreduktion führen, an der der Anschlussnehmer zu beteiligen ist.\r\nSenkung der Infrastrukturkosten durch Flexibilität bei der Vertragsgestal-tung & Umstellung der Kostenteilung auf Referenzkosten\r\nUnter bestimmten Bedingungen kann es Konzepte geben, bei denen der Netzanschluss nicht 96 Pro-zent des Jahres verfügbar ist und die deshalb gesamtwirtschaftlich günstiger sind. Dies ist jedoch stark vom Standort abhängig, insbesondere von der Möglichkeit, das Gas vor der Netzeinspeisung anders zu verwerten, wenn dadurch die Notwendigkeit einer Rückverdichtung in höhere Druckebenen entfällt.\r\nAus diesem Grund ist es auch sinnvoll, Anlagen- und Netzbetreiber mehr Flexibilität bei der individu-ellen Ausgestaltung des Netzanschlussvertrags zu gewähren, auch bei der Mindestverfügbarkeit des\r\n2 BR-Drs. 312/10, S. 91/92.\r\nSeite 11\r\nStellungnahme zum RefE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 4.11.2025 – Stand: 24.11.2025\r\nNetzanschlusses sowie der vom Einspeiser garantierten Auslastung. Wenn ein Netzbetreiber Möglich-keiten identifiziert, durch eine geringere Verfügbarkeit die Gesamtkosten eines Netzanschlusses zu senken, dann kann er dem Anlagenbetreiber einen Teil dieser Kosteneinsparung weitergeben; im Ge-genzug könnte der Anlagenbetreiber die vom Netzbetreiber vorgeschlagene, geringere Verfügbarkeit akzeptieren. Eine erzwungene Abweichung von der Mindestverfügbarkeit ohne Entschädigung des An-lagenbetreibers darf es jedoch nicht geben. Die Bundesnetzagentur sollte die Aufgabe erhalten, im Rahmen von Festlegungen individuelle Lösungen für Abweichungen von der Mindestverfügbarkeit zu ermöglichen und die Interessen von Netzbetreibern und Einspeisern auszugleichen.\r\nDass große Potenzial zur Kostensenkung auf Netzseite bestehen, zeigt sich u.a. daran, dass der Netz-anschluss in Deutschland im europäischen Vergleich deutlich teurer ist, unabhängig von der Einspei-sekapazität und Auslastung. Laut Angaben von europaweit arbeitenden Anlagenherstellern und -pro-jektierern kann im europäischen Ausland ein Netzanschluss wie auch eine Rückspeiseanlage für ein Drittel der Kosten der analogen Anlagen in Deutschland.\r\nDie wichtigste kostensparende Maßnahme ist, dass der Anlagenbetreiber – an geeigneten Standorten und gegen Entlohnung – die Errichtung und den Betrieb der Einspeisestation (Druckerhöhung, Quali-tätsmessung etc.) übernimmt. Der Netzbetreiber würde dann lediglich die technischen Vorgaben (Druck, Qualität etc.) machen und deren Einhaltung kontrollieren. Auch die Dauer der Errichtung eines Netzanschlusses kann so in der Regel verkürzt werden.\r\nZu weiteren technischen Maßnahmen, die ein Netzbetreiber ggf. ergreifen kann, um die Infrastruktur-kosten zu senken, gehören: die Verstärkung des Netzes durch Verlegung von Einspeisepunkten oder Verbindung bereits vorhandener Netzabschnitte (also ohne Rückverdichtung), andere Verfahren der Brennwertkontrolle oder andere Messtechnik. Für eine detailliertere Erläuterung dieser und weiterer Vorschläge zur Senkung der Kosten für den Gasnetzanschluss wird auf das einschlägige Positionspa-pier der Bioenergieverbände verwiesen.\r\nEine technische Möglichkeit zur Senkung der Infrastrukturkosten, deren Umsetzung Netz- und Anla-genbetreiber in gegenseitigem Einvernehmen mit Entlohnung des Anlagenbetreibers umsetzen kön-nen, sehen wir außerdem darin, kleinere Anlagen nicht einzeln ans Gasnetz anzuschließen, sondern vor dem Netzanschluss mittels Rohgassammelleitungen zu verbinden, um Skaleneffekte zu heben.\r\nUm Netzbetreiber anzureizen, ihre jeweiligen Potenziale zur Senkung der Infrastrukturkosten zu heben, schlagen wir vor, dass sich die Kostenteilung nicht auf die realen Kosten des Netzanschlusses beziehen sollten, sondern auf „Referenzkosten“, die die niedrigeren Infrastrukturkosten im europäischen Aus-land reflektieren. Hierzu werden demnächst konkrete Vorschläge vorgestellt.\r\nEntgelte für vermiedene Netzkosten (§ 20a GasNEV)\r\nZum 31.12.2027 tritt die GasNEV außer Kraft und mit ihr auch die Möglichkeit, dass Biomethananlagen das Entgelt für vermiedene Netzkosten (bisher § 20a GasNEV) in Anspruch nehmen können. So wie auch für die GasNZV ist hier eine entsprechende Nachfolgeregelung notwendig.\r\nBiomethaneinspeiseanlagen, deren Netzanschluss nicht bis zum 31.12.2027 voll realisiert ist, haben keinen Anspruch mehr auf die Entgelte. Um Projekte, die sich in der Realisierung befinden, vor den harten finanziellen Konsequenzen zu schützen, die damit einhergeht, dass der Netzbetreiber den zu-gesicherten Netzanschluss nicht rechtzeitig bereitstellt, sollte eine Übergangsregelung für die auslau-fenden Entgelte für vermiedene Netzkosten eingeführt werden.\r\nSeite 12\r\nStellungnahme zum RefE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 4.11.2025 – Stand: 24.11.2025\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 Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-11-04"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026566","regulatoryProjectTitle":"Bioenergie als systemrelevanten, technologieoffenen Klimaschutzbaustein in allen Sektoren regulatorisch stärken und diskriminierungsfrei fördern.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/57/1f/797954/Stellungnahme-Gutachten-SG2603120030.pdf","pdfPageCount":12,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stand: 13.01.26\r\nDas Hauptstadtbüro Bioenergie bündelt die politische Arbeit der Branche und wird getragen von: Bundesverband Bioenergie e. V. (BBE), Deutscher Bauernverband e. V. (DBV), Fachverband Biogas e. V. (FvB) und Fachverband Holzenergie (FVH)\r\nStellungnahme zur\r\nErarbeitung eines neuen Klimaschutzprogramms\r\nSeite 2\r\nHBB-Stellungnahme zur Erarbeitung eines neuen Klimaschutzprogramms\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze ............................................................................................................................... 3\r\nVorbemerkung und Grundsätzliches..................................................................................................... 4\r\n1. Einsatz von Biokraftstoffen im Verkehrssektor ........................................................................ 5\r\n1.1 Zu Leitfrage 1 .................................................................................................................................. 5\r\n1.2 Zu Leitfrage 2 .................................................................................................................................. 5\r\n1.3 Zu Leitfrage 3 .................................................................................................................................. 5\r\n2. Defossilisierung der Gebäudewärme & Fernwärme .............................................................. 6\r\n2.1 Zu Leitfrage 1 .................................................................................................................................. 6\r\n3. Defossilisierung der Prozesswärme .............................................................................................. 7\r\n3.1 Zu Leitfrage 1 .................................................................................................................................. 7\r\n3.2 Zu Leitfrage 3.................................................................................................................................. 8\r\n4. Defossilisierung des Stromsystems ............................................................................................... 9\r\n4.1 Zu Leitfrage 1 .................................................................................................................................. 9\r\n5. Abscheidung und Nutzung oder Speicherung von biogenem CO2 ................................ 10\r\n5.1 Zu Leitfrage 1 ................................................................................................................................ 10\r\nSeite 3\r\nHBB-Stellungnahme zur Erarbeitung eines neuen Klimaschutzprogramms\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\n1. Einsatz von erneuerbaren Kraftstoffen skalieren: Erneuerbare Kraftstoffe sind der schnellste und pragmatischste Hebel zur Erreichung der Klimaziele im Verkehrssektor, da sie unmittelbar wirken und hohe THG-Einsparungen ermöglichen. Erforderlich sind eine EU-konforme Anhebung der mengenba-sierten Obergrenzen auf 5,8 %, höhere Beimischungen (z. B. E20), die Abschaffung der E5-Schutzsorte zugunsten von E10 sowie eine Befreiung von mit erneuerbaren Kraftstoffen betriebenen Fahrzeugen von der LKW-Maut. Die CO₂-Regulierung muss konsequent auf einen Well-to-Wheel-Ansatz umgestellt werden. Ergänzend braucht es investitionssichere, technologieoffene Rahmenbedingungen, Anreize für den Einsatz im Schwerlastverkehr sowie eine differenzierte Besteuerung nach Umweltleistung, um Kli-maschutz, soziale Akzeptanz und industrielle Wertschöpfung zu verbinden.\r\n2. Vorteile der Bioenergie im Gebäudesektor nutzen: Im Bereich der Gebäudewärme sollten die tra-genden Elemente des bestehenden Rechts- und Förderrahmens fortgeführt werden, darunter verbind-liche EE-Mindestanteile im GEG und WPG, das Auslaufen fossiler Heizungen bis 2045, kommunale Wär-meplanung sowie BEG-, BEW- und EEW-Förderungen. Diese Instrumente senken die Nachfrage für fos-sile Energieträger, reduzieren CO₂-Kosten für Verbraucher und stärken regionale Wertschöpfung. Gleichzeitig schränken zahlreiche diskriminierende Vorgaben die Nutzung nachhaltiger Biomasse un-nötig ein. Erforderlich sind die Streichung aller Restriktionen beim Einsatz nachhaltiger Biomasse zur Wärmeerzeugung, insbesondere die Deckelung von Biomasse in Wärmenetzen mit über 50 km Lei-tungslänge (WPG) und den Ausschluss von neuen Biogasanlagen mit über 40 Prozent Maisanteil (GEG), die Streichung der Diskriminierung von grünem Methan ggü. Wasserstoff bei den Regeln zur Transfor-mation der Gasnetze (WPG), die Streichung der Ausnahmeregelung für Wärmenetzen mit mehr als 70 Prozent KWK-Wärme vom Mindestanteil erneuerbarer Energien in 2030 (WPG) sowie die Angleichung der Nachhaltigkeitsanforderungen an die europäisch unbedingt notwendigen Vorgaben, insbesondere die Ausnahme von Holzheizkraftwerken von der Nachhaltigkeitszertifizierung unter 7,5 MW (WPG).\r\n3. Potenziale bei der Defossilisierung der industriellen Prozesswärme heben: Die Defossilisierung der industriellen Prozesswärme ist zentral für Klimaneutralität und Wettbewerbsfähigkeit. Sie verursacht rund 68 % des industriellen Endenergieverbrauchs, wird jedoch bislang nur zu 7 % erneuerbar gedeckt. Besonders im Mitteltemperaturbereich von 100–500 °C besteht großes, kurzfristig erschließbares Po-tenzial für feste Biomasse mit etablierter Technik. Förderpolitische Restriktionen, etwa geringere För-dersätze, enge Brennstoffvorgaben und der Förderstopp für Biomasseanlagen über 7,5 MW in der EEW, bremsen Investitionen und wirksame CO₂-Minderungen. Ergänzend bieten hybride Wärmekonzepte aus Biomasse und erneuerbarem Strom erhebliche Effizienz- und Kostenvorteile. Dafür braucht es angepasste Förder- und Regulierungsrahmen, um diese Lösungen investitionssicher zu skalieren.\r\n4. Bioenergieanlagen sind verlässliche Partner im erneuerbaren Stromsystem: Die Maßnahmen des Biomassepakets setzen wichtige Impulse für Bioenergie im Stromsektor, reichen jedoch nicht aus. Kurzfristig müssen EEG-Regelungen so weiterentwickelt werden, dass Bestandsanlagen gesichert, Fle-xibilisierung angereizt und neue Investitionen ermöglicht werden. Im Bereich Biogas kann das Strom-mengenmodell betriebswirtschaftliche Freiheit mit klaren Flexibilitätsleitplanken verbinden. Ergän-zend sind höhere Ausschreibungsvolumina, angepasste Vergütungssätze, die Streichung des Maisde-ckels, die Zulassung von Biomethan sowie bessere Rahmenbedingungen für Kleinanlagen erforderlich.\r\n5. Biogenes CO₂ als Schlüssel für Negativemissionen und Kreislaufwirtschaft: Die Abscheidung und Speicherung von biogenem CO₂ (BECCS) ermöglicht Negativemissionen und den Ausgleich unvermeid-barer Restemissionen. Ergänzend kann die stoffliche Nutzung (BECCU) fossilen Kohlenstoff in Kraft-stoffen und Chemikalien ersetzen und geschlossene Kohlenstoffkreisläufe schaffen. Biogenes CO₂ ist hierfür kurzfristig verfügbar und industriell nutzbar. Um das Potenzial für Klimaschutz und Bioökono-mie zu erschließen, den Markt für biogenes CO2 anzuschieben und die Marktreife der Technologie zu demonstrieren, sollten Investitions- und Betriebskosten zunächst finanziell gefördert werden.\r\nSeite 4\r\nHBB-Stellungnahme zur Erarbeitung eines neuen Klimaschutzprogramms\r\nVorbemerkung und Grundsätzliches\r\nDie Form der Stellungnahme orientiert sich an der Beantwortung der vom BMUKN gestellten Leitfra-gen, aufgeteilt nach den Themen Biokraftstoffe, Kommunale Wärmeversorgung, Gebäudewärme, in-dustrielle Prozesswärme und Abscheidung / Speicherung von biogenem CO2:\r\n1.\r\nWelche zusätzlichen, konkreten Maßnahmen in den Sektoren Energiewirtschaft, Industrie, Verkehr, Gebäude, Landwirtschaft und Landnutzung/Forst (auch sektorübergreifende Maß-nahmen), bzw. Änderungen bestehender Maßnahmen können dabei helfen, diese Ziele sicher zu erreichen? Welche finanziellen oder rechtlichen Voraussetzungen, einschl. Ordnungsrecht, sind dafür erforderlich?\r\n2.\r\nWie kann das Klimaschutzprogramm so ausgestaltet werden, dass es vulnerable Gruppen und insbesondere Haushalte mit niedrigem Einkommen nicht überfordert, eine faire Vertei-lung der Kosten und Nutzen gewährleistet und eine hohe gesamtgesellschaftliche Akzeptanz findet?\r\n3.\r\nWelche Änderungen von Rahmenbedingungen und Anreizen können dabei helfen, weitere Investitionen in die Transformation zur Klimaneutralität und die Marktdurchdringung von Schlüsseltechnologien für die Klimaneutralität zu beschleunigen? Wie kann dabei die Wett-bewerbsfähigkeit der deutschen Industrie gestärkt werden? Wie kann die Wirksamkeit markt-wirtschaftlicher Instrumente bestmöglich gewährleistet werden?\r\n4.\r\nWie kann das Klimaschutzprogramm Impulse zur Belebung der Konjunktur geben? Worauf sollte angesichts der substantiellen Konsolidierungsbedarfe im Bundeshaushalt sowie der gebotenen Kosteneffizienz besonderes Augenmerk gelegt werden?\r\n5.\r\nWie kann das Klimaschutzprogramm dazu beitragen, das Zusammenwirken bei der Umset-zung von Klimaschutzmaßnahmen zwischen Bundes-, Landes- und kommunaler Ebene zu optimieren?\r\nSeite 5\r\nHBB-Stellungnahme zur Erarbeitung eines neuen Klimaschutzprogramms\r\n1. Einsatz von Biokraftstoffen im Verkehrssektor\r\n1.1 Zu Leitfrage 1\r\nDie Klimaziele im Verkehrssektor sind ohne sofort wirksame Maßnahmen im bestehenden Fahrzeug-bestand nicht erreichbar. Erneuerbare Kraftstoffe sind hierfür der schnellste und pragmatischste He-bel, weil sie unmittelbar im Bestand wirken. Die Bioenergieverbände fordern daher die Ausrichtung und schrittweise Anhebung der mengenbasierten Obergrenzen für nachhaltig zertifizierte erneuerbare Kraftstoffe aus Anbaubiomasse gemäß den EU-rechtlichen Vorgaben von 4,4 % auf 5,8 % sowie höhere Beimischungsquoten gemäß der Normenentwicklung für Kraftstoffe und Beimischungsanteile (z. B. E20). Für eine rasche Marktdurchdringung ist die Abschaffung der Vorgabe der Schutzsorte E5 durch Anpassung der 10. BImSchV und Ersatz durch E10 erforderlich. E5 kann auf freiwilliger Grundlage ent-sprechend der Nachfrage angeboten werden. Zudem muss die CO₂-Regulierung (auf EU-Ebene) kon-sequent für alle Antriebsoptionen auf einen Well-to-Wheel-Ansatz umgestellt werden, um die reale Klimawirkung abzubilden und Technologieneutralität sicherzustellen.\r\nErgänzend fordert das HBB die schnellstmögliche Verabschiedung des unter der dänischen Ratspräsi-dentschaft vorgelegten Entwurfs für die Novellierung der Energiesteuerrichtlinie und die nachfolgend zeitnahe nationale Umsetzung unter Ausschöpfung der Ermächtigung zur nach Umweltleistung diffe-renzierten Besteuerung. Hierbei sind die im Entwurf vorgesehenen Mindeststeuersätze 1:1 zu überneh-men.\r\n1.2 Zu Leitfrage 2\r\nDer Fahrzeugbestand mit weit überwiegend Verbrennungsmotoren wird die THG-Emissionsentwicklung im Verkehr noch über viele Jahre bestimmen, Haushalte mit niedrigen Einkommen sind besonders auf bestehende Fahrzeuge angewiesen. Erneuerbare Kraftstoffe ermöglichen sofortige Emissionsminde-rungen im Bestand im Sinne einer Brückenfunktion, wenn im Zeitablauf die Umstellung auf den elektri-schen Antrieb und im Betrieb bezahlbar (Massenmarkt) wird, ohne zusätzliche Fördermaßnahmen aus Steuermitteln. Mit dem Biokraftstoffanteil werden sehr hohe THG-Einsparungen ggü. Fossilen Kraft-stoffen erreicht (durchschnittlich 96% laut BLE für 2024). Aufgrund der gesetzlichen Vorgaben zur An-gebots- bzw. Verwendungsbeschränkung müssen gleichzeitig Anreize geschaffen werden, dass die flüs-sigen alternativen Kraftstoffe wegen ihrer hohen Energiedichte im Schwerlastverkehr eingesetzt wer-den. Ein entsprechend zu schaffender Anreiz bei der LKW-Maut fördert den gewünschten Lenkungsef-fekt und würde im Sinne der Technologieneutralität faire Wettbewerbsbedingungen mit E-Fahrzeugen und Brennstoffzellenfahrzeugen ermöglichen, die Rabatte bei der LKW-Maut in Anspruch nehmen kön-nen. .\r\n1.3 Zu Leitfrage 3\r\nDeutschland und die EU verfügen über etablierte Wertschöpfungsketten für Bioethanol, Biodiesel und Biomethan mit erheblichen privaten Vorinvestitionen. Mengenbegrenzungen, technologiespezifische Vorgaben und regulatorische Unsicherheit schwächen jedoch Investitionen und damit die industrielle Wettbewerbsfähigkeit. Die Bioenergieverbände fordern daher eine wirkungsbasierte, technologieof-fene Regulierung, die Systemkosten senkt und den Markthochlauf klimaneutraler Lösungen beschleu-\r\nSeite 6\r\nHBB-Stellungnahme zur Erarbeitung eines neuen Klimaschutzprogramms\r\nnigt. Darüber hinaus sollte geprüft werden, ob das Prinzip der THG-Minderungsquote auf weitere Sek-toren (z. B. die chemische Industrie) übertragen werden kann – technologieoffen und erfüllbar u. a. durch die Nutzung grüner Moleküle aus Landwirtschaft und Biokraftstoffindustrie. Im Sinne der natio-nalen Bioökonomie kann auch im Sinne der Landwirtschaft ein gewünschter Wertschöpfungseffekt als Ergebnis der stofflichen Nutzung nachwachsender Roh- bzw. Rest- und Abfallstoffe erreicht werden.\r\n2. Defossilisierung der Gebäudewärme & Fernwärme\r\n2.1 Zu Leitfrage 1\r\nAus Sicht der Bioenergie sollten im Bereich der Gebäudewärme die sinnvollen Kernelemente des be-stehenden Rechtsrahmens und Förderungen unbedingt fortgeführt werden. Dazu gehören insbeson-dere:\r\n•\r\nder Mindestanteil von 65 Prozent erneuerbarer Energien für neu installierte Heizsysteme, die ab Mitte 2026 bzw. Mitte 2028 eingebaut werden (Gebäudeenergiegesetz, GEG)\r\n•\r\ndie steigenden Mindestanteile grüner Brennstoffe in Heizungen, die in den Jahren 2024 bis Mitte 2026 bzw. Mitte 2028 eingebaut wurden (GEG)\r\n•\r\ndas Auslaufen von mit fossilen Brennstoffen betriebenen Heizungen im Jahr 2045 (GEG)\r\n•\r\ndie Mindestanteile erneuerbarer Energien in bestehenden und neuen Wärmenetzen (Wärme-planungsgesetz, WPG)\r\n•\r\ndie Verpflichtung von Kommunen zur Erstellung einer Wärmeplanung (WPG)\r\n•\r\ndie Förderprogramme für neue Heizsysteme in Gebäude (Bundesförderung für effiziente Ge-bäude, BEG) und Industrie (Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirt-schaft, EEW) sowie für Wärmenetze und Fernwärmeerzeuger (Bundesförderung für effiziente Wärmenetze, BEW)\r\nDie Mindestanteile erneuerbarer Energien wirken kostendämpfend auf die Preise fossiler Energieträ-ger: Sie verringern die Nachfrage nach fossilen Energien auch ohne hohe EU-Emissionshandelspreise und ohne Abstriche beim Klimaschutz machen zu müssen. Die finanzielle Förderung erneuerbarer Wärme senkt die Kosten der CO2-Reduktion für die Verbraucher. Lokal gewonnene erneuerbare Wärme trägt des Weiteren zur Stärkung der Resilienz des Landes und lokalen Wertschöpfungsketten bei.\r\nGebäudeeigentümern und Fernwärmeversorgungsunternehmen sollte eine möglichst große techni-sche und wirtschaftliche Freiheit gewährt und ein möglichst breites Spektrum an Optionen zur erneu-erbaren Wärmeversorgung zur Verfügung gestellt werden. Dies ist im bestehenden Rechtsrahmen nicht gegeben, weil er eine Vielzahl unverhältnismäßiger und diskriminierender regulatorischer Vorgaben insbesondere für Holz, Biogas und Biomethan enthält.\r\nFür die Überarbeitung von GEG und WPG schlagen wir insbesondere vor:\r\n•\r\nStreichung aller Restriktionen beim Einsatz nachhaltiger Biomasse zur Wärmeerzeugung, ins-besondere die Deckelung von Biomasse in Wärmenetzen mit über 50 km Leitungslänge (WPG) und den Ausschluss von neuen Biogasanlagen mit über 40 Prozent Maisanteil (GEG)\r\n•\r\nStreichung der Diskriminierung von grünem Methan ggü. Wasserstoff bei den Regeln zur Trans-formation der Gasnetze (WPG)\r\nSeite 7\r\nHBB-Stellungnahme zur Erarbeitung eines neuen Klimaschutzprogramms\r\n•\r\nStreichung der Ausnahmeregelung für Wärmenetzen mit mehr als 70 Prozent KWK-Wärme vom Mindestanteil erneuerbarer Energien in 2030 (WPG)\r\n•\r\nEinstufung von Anlagen und Infrastruktur zur Erzeugung erneuerbarer Gase als „im überragen-den öffentlichen Interesse“ (GEG, WPG)\r\n•\r\nadäquate Primärenergiefaktoren und Emissionswerte für Biogas, Biomethan und Bioöl sowie erneuerbare KWK-Anlagen (GEG)\r\n•\r\nAngleichung der Nachhaltigkeitsanforderungen an die europäisch unbedingt notwendigen Vorgaben, insbesondere die Ausnahme von Holzheizkraftwerken von der Nachhaltigkeitszerti-fizierung unter 7,5 MW (WPG).\r\nFür die Überarbeitung der finanziellen Förderprogramme schlagen wir insbesondere vor:\r\n•\r\npraxisgerechte Ausgestaltung und Erweiterung der Listen der zulässigen Festbrennstoffsorti-mente (BEW, EEW).\r\n•\r\nAngleichung der Anforderungen an Nachhaltigkeit und Brennstoffe an die europäisch unbe-dingt notwendigen Vorgaben, insbesondere die Ausnahme von Verbrennungsanlagen unter einer gewissen Größenschwelle (BEW, EEW)\r\n•\r\nkeine Beschränkung der Betriebsstunden von Holzenergieanlagen und Wärmeerzeugern, die Biogas einsetzen (BEW)\r\n•\r\nStreichung der praxisfernen Nachweisanforderung, dass die eingesetzten Biomassebrenn-stoffe langfristig zur Verfügung stehen oder nicht stofflich genutzt werden können (BEW)\r\n•\r\nSchaffung eines Level-Playing-Fields für größere Hackschnitzelheizungen in Bezug auf einen erfüllbaren ETAs (BEG)\r\n•\r\nStreichung des Förderverbots von mit Biomasse beheizten Gebäuden aus den Förderprogram-men für klimafreundliche Wohngebäude.\r\nAuch die anderen für die Wärmeerzeugung aus Biomasse relevanten Regelwerke sollten überarbeitet werden. Dazu gehören insbesondere:\r\n•\r\nÜberarbeitung des EEGs als zentralem Instrument, um den Beitrag biogener KWK-Anlagen für die Wärmeversorgung zu sichern und zu heben (siehe 4.)\r\n•\r\nFortführung der Regelungen der in 2025 auslaufenden Gasnetzzugangsverordnung, insbeson-dere bzgl. der Kostenteilung beim Gasnetzanschluss, inkl. einer Übergangsregelung\r\n•\r\nErleichterung des Baus von Biogasaufbereitungsanlagen, die das Biogas mehrerer Anlagen bündeln, und von Biogas-Satelliten-BHKW im Außenbereich.\r\n3. Defossilisierung der Prozesswärme\r\n3.1 Zu Leitfrage 1\r\nDie Transformation der Industrie hin zu einer klimaneutralen Produktion hängt maßgeblich von der Defossilisierung der Prozesswärme ab. Industrielle Prozesswärme steht für rund 68% des Endenergie-verbrauchs (ca. 451 TWh) in der Industrie und verursacht den überwiegenden Teil der industriellen CO2-Emissionen. Erneuerbare Energien decken mit lediglich 7% bislang nur einen kleinen Anteil dieser Prozesswärme, obwohl in relevanten Anwendungen bereits heute praktikable Lösungen zur Verfügung\r\nSeite 8\r\nHBB-Stellungnahme zur Erarbeitung eines neuen Klimaschutzprogramms\r\nstehen. Innerhalb der 7% ist feste Biomasse der bevorzugte erneuerbare Energieträger in Prozess-wärme-Anwendungen. Dabei könnte feste Biomasse bei der Defossilisierung der Prozesswärme eine deutlich größere Rolle spielen: Gerade für den Mitteltemperaturbereich zwischen 100°C und 500°C besteht erhebliches Potenzial für den Einsatz fester Biomasse. Dieser Mitteltemperaturbereich macht einen signifikanten Anteil industrieller Prozesswärmebedarfe aus (Größenordnung ca. 100 TWh) und kann mit bereits heute etablierter Technik defossilisiert werden.\r\nFür die industrielle Wettbewerbsfähigkeit ist die Defossilisierung der Prozesswärme eine zentrale Vo-raussetzung. Ob Wertschöpfung künftig in Deutschland und Europa gehalten werden kann, entscheidet sich wesentlich an planbaren, investitionsfreundlichen Rahmenbedingungen. Förderpolitischen Rest-riktionen gegenüber Biomasse, wie etwa in der Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft (EEW) müssen zurückgenommen werden. Dazu zählt u.a. die Aussetzung der Förde-rung für Biomasseanlagen oberhalb 7,5 MW Feuerungswärmeleistung. Gerade Anlagen in diesem Seg-ment ersetzen häufig eine Vielzahl kleiner Einzelanlagen, erreichen hohe Volllaststunden und arbeiten in der Regel effizienter, wodurch kosteneffektive CO2-Minderungen in relevanter Größenordnung rea-lisiert werden können. Die Förderbeschränkung betrifft Projekte mit einer kumulierten Feuerungswär-meleistung von rund 350 MW. Weitere Restriktionen in der EEW für feste Biomasse sind die um 20 Prozentpunkte niedrigeren Fördersätze ggü. Anderen erneuerbaren Technologien sowie die Einschrän-kungen beim zulässigen Brennstoffspektrum. Sie erschweren den Einsatz von Biomasse für CO₂-neut-rale Prozessenergie erheblich und laufen den klimapolitischen Zielen der Förderung zuwider.\r\n3.2 Zu Leitfrage 3\r\nIn Zukunft könnte die stärkere Einbindung hybrider Wärmekonzepte, etwa die Kombination von erneu-erbarem Strom und Biomasse, erhebliche Effizienz- und Kostenvorteile in der Wärmeversorgung bie-ten. Durch die flexible Fahrweise kann die Wärmeerzeugung situativ optimiert werden – sowohl in kommunalen Wärmenetzen als auch in industriellen Anwendungen. Strombasierte Wärmepumpen können dabei den Niedrigtemperaturbedarf in Phasen niedriger oder negativer Strompreise oder mit-hilfe von Eigenstrom decken.\r\nAnstatt Überschüsse im Stromsystem primär über Redispatch-Maßnahmen zu managen, kann über-schüssiger erneuerbarer Strom in Hybridkesseln gezielt genutzt werden, um temporär Biomasseres-sourcen zu schonen. In Zeiten hoher Strompreise wiederum, etwa bei Dunkelflauten, liefern Biomasse-heizkraftwerke verlässlich Wärme und Strom. Aufgrund der flexiblen Einsatzmöglichkeiten kann der Primärenergiebedarf günstig gedeckt und somit Wärme zu niedrigen Kosten für Endverbraucher be-reitgestellt werden.\r\nDamit solche Lösungen in die Breite kommen, braucht es passende regulatorische Rahmenbedin-gungen, Ausschreibungsmodalitäten und eine Fördersystematik, die hybride Systeme zielgerichtet adressiert. Die derzeitigen Instrumente des Bundes zur Defossilisierung kommunaler und industriel-ler Wärme sind noch nicht ausreichend darauf zugeschnitten, Hybridkonzepte systematisch zu er-möglichen und investitionssicher zu skalieren.\r\nSeite 9\r\nHBB-Stellungnahme zur Erarbeitung eines neuen Klimaschutzprogramms\r\n4. Defossilisierung des Stromsystems\r\n4.1 Zu Leitfrage 1\r\nVor dem Hintergrund steigender Herausforderungen setzen die Maßnahmen des Biomassepakets wichtige Impulse für die Weiterentwicklung der Bioenergie im Stromsektor. Um die EEG-Regelungen im Sinne einer dezentralen, flexiblen und wirtschaftlich tragfähigen Strom- und Wärmeerzeugung weiter-zuentwickeln, sehen die Bioenergieverbände jedoch dringenden kurzfristigen Handlungsbedarf. Ziel muss es sein, bestehende Anlagen zu sichern, neue Investitionen wie die Flexibilisierung anzureizen und die Potenziale aller Bioenergieträger zum Zweck einer resilienten, versorgungssicheren Energie-infrastruktur gezielt zu stärken. Die nachfolgenden Vorschläge zeigen auf, an welchen Stellen dafür kurzfristig nachgesteuert werden sollte.\r\n1. Neuen und bestehenden Biogasanlagen, die in die EEG-Anschlussvergütung wechseln, muss wieder mehr betriebswirtschaftliche Freiheit in der Ausgestaltung ihres Anlagenkonzepts gegeben werden. Gleichzeitig muss es weiterhin geeignete Leitplanken für eine Überbauung und flexible Fahrweise ge-ben. Wir schlagen deshalb für Biogasanlagen eine neue Vergütungssystematik vor: Das Strommengen-modell.\r\n•\r\nVergütungsfähige Strommenge: Die Vergütung für Biogasanlagen in den Biomasse-Aus-schreibungen wird nicht mehr auf eine bestimmte Anzahl an Betriebsviertelstunden pro Jahr und auch nicht mehr auf einen Zeitraum von 12 Jahren beschränkt. Vielmehr wird für jede Anlage eine vergütungsfähige Strommenge festgelegt, die grundsätzlich über einen beliebig langen Zeitraum genutzt werden kann. Dies sorgt für einen großen betriebswirt-schaftlichen Spielraum zur Ausgestaltung des Anlagenkonzepts und belohnt gleichzeitig eine flexible Stromproduktion.\r\n•\r\nLeitplanken für Flexibilität: Zudem werden zum einen eine jährliche Obergrenze festgelegt, welche Strommenge pro Jahr maximal vergütet wird; zum anderen wird ein jährlich sin-kender Pfad von maximalen Einspeisestunden bestimmt. Dies garantiert eine flexible Fahrweise.\r\n•\r\nEine Bagatellgrenze schützt Kleinanlagen vor unverhältnismäßigen Anforderungen.\r\n•\r\nDie Einführung von „Sondermonaten“ für die Jahre 2025-2027 gibt Bestandsanlagen, deren erster EEG-Vergütungszeitraum ausläuft, ausreichend Spielraum, um Investitionen in ein zukunftsfähiges Anlagenkonzept zu tätigen.\r\n•\r\nDie Einführung des Konzepts der „Erneuerungsanlagen“ ermöglicht Bestandsanlagen, in das Strommengenmodell zu wechseln.\r\n2. Mit weiteren Maßnahmen werden die Rahmenbedingungen in den Biomasse-Ausschreibungen ver-bessert und auf eine effiziente und flexible Strom- und Wärmeerzeugung ausgerichtet:\r\n•\r\nDer Maisdeckel sollte gestrichen, mindestens aber an die analoge Regelung im Gebäu-deenergiegesetz angeglichen werden.\r\n•\r\nDas Ausschreibungsvolumen muss deutlich angehoben und bis 2032 verlängert werden.\r\n•\r\nAlle Höchstwerte, anzulegende Werte und bestehende Vergütungsansprüche sollten deut-lich erhöht und die Höchstwerte gesetzlich festgeschrieben werden,\r\nSeite 10\r\nHBB-Stellungnahme zur Erarbeitung eines neuen Klimaschutzprogramms\r\n•\r\nBei den Biomasse-Ausschreibungen sollten auch Anlagen, die Prozesswärme für indust-rielle Anwendungen bereitstellen, sowie BECCS- und Biochar-Anlagen bevorzugt bezu-schlagt werden.\r\n•\r\nDer Flexibilitätszuschlag sollte auf 120 Euro/kW angehoben werden; im Sinne eines Inves-titionsausgleichs auch für bereits bezuschlagte Anlagen.\r\n•\r\nNetzbetreiber sollten zum Angebot einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung verpflichtet werden.\r\n•\r\nBiomethan sollte wieder als vergütungsfähiger Brennstoff zugelassen werden\r\n•\r\nDie Begrenzung der Vergütung im zweiten Vergütungszeitraum sollte gestrichen oder zu-mindest klargestellt werden.\r\n•\r\nDie EEG-Sanktionen bei verspäteter, fehlerhafter oder fehlender Nachhaltigkeitszertifizie-rung müssen verhältnismäßig ausgestaltet werden; es darf zu keinem dauerhaften Verlust des NawaRo-Bonus kommen.\r\n3. Daneben müssen insbesondere im Sinne der Akteursvielfalt die Rahmenbedingungen für Kleinan-lagen deutlich verbessert werden:\r\n•\r\nDie Anschlussregelung für Kleinanlagen in der EEV sollte verlängert und umfassend auf-gewertet werden (u.a. Anhebung der Vergütungssätze; Ausweitung der zulässigen Einsatz-stoffe; Downsizing zulassen), um Kleinanlagen eine Perspektive zu bieten, für die das Aus-schreibungsverfahren keine geeignete Lösung darstellt.\r\n•\r\nDer Zuschlag für Kleinanlagen sollte verlängert und erhöht werden, um den spezifischen Kosten von Kleinanlagen gerecht zu werden\r\n•\r\nMit einem neuen Zuschlag für ökologisch besonders wertvolle Substrate sollten Ökosys-temdienstleistungen honoriert werden.\r\n•\r\nDie Sondervergütungsklasse für Güllekleinanlagen sollte weiterentwickelt werden (u.a. Obergrenze auf 150 kW Bemessungsleistung erhöhen, Anhebung der Vergütung, Auswei-tung des Substratspektrums) mit der Option für Bestandsanlagen, in die weiterentwickelte Klasse zu wechseln.\r\n5. Abscheidung und Nutzung oder Speicherung von biogenem CO2\r\n5.1 Zu Leitfrage 1\r\nDie Abscheidung und anschließende Speicherung (BECCS, Bioenergy with Carbon Capture and Storage) von biogenem CO₂ ermöglicht den Ausgleich schwer vermeidbarer Restemissionen durch den dauer-haften Entzug von CO₂ aus der Atmosphäre (Negativemissionen). Doch auch die temporäre Bindung oder stoffliche Nutzung des abgeschiedenen CO₂ (BECCU) wird als Baustein betrachtet, um fossilen Kohlenstoff in Produkten zu ersetzen und geschlossene Kohlenstoffkreisläufe zu schaffen.\r\nDie Nutzung von biogenem CO2 gewinnt als Kohlenstoffquelle für industrielle Prozesse zunehmend an Bedeutung. Viele strombasierte erneuerbare Kraftstoffe und Grundchemikalien benötigen neben Was-\r\nSeite 11\r\nHBB-Stellungnahme zur Erarbeitung eines neuen Klimaschutzprogramms\r\nserstoff auch eine Kohlenstoffquelle, um etwa Methanol oder Kraftstoffe herzustellen. Das direkte Ab-scheiden von CO₂ aus der Atmosphäre (DAC) befindet sich zwar in der Entwicklung, ist aber auf abseh-bare Zeit nicht im industriellen Maßstab wirtschaftlich einsetzbar. Biogenes CO₂ liefert industriell nutz-baren Kohlenstoff für eine defossilisierte Wirtschaft und ermöglicht gleichzeitig Negativemissionen zur Erreichung von Netto-Negativemissionen. Technologien zur Abscheidung von CO2 aus der Verbren-nungsluft sind bewährt und am Markt verfügbar. Aktuelle Studien zeigen Wirtschaftlichkeit für be-stimmte Anlagenkonzepte. Dennoch existiert in Deutschland (außerhalb der Biogasaufbereitung oder der Bioethanolproduktion) noch keine Bioenergieanlage mit CO2-Abscheidung. Anlagenbetreiber soll-ten als „First-Mover“ bei der Investition und dem Betrieb erster Abscheideeinrichtungen finanziell un-terstützt werden, um die technische und wirtschaftliche Machbarkeit zu demonstrieren.\r\nStand: 13.01.26\r\nKontakt\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nSandra Rostek\r\nLeiterin\r\nTel.: 030-2758179-00\r\nEmail: rostek@bioenergie.de\r\nDr. Tim Pettenkofer\r\nReferent für Holzenergie des FVH im BBE\r\nTel.: 030-2758179-285\r\nEmail: pettenkofer@bioenergie.de\r\nDr. Guido Ehrhardt\r\nReferatsleiter Politik des 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_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-01-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026567","regulatoryProjectTitle":"Bioenergie muss in allen energiepolitischen Regelwerken diskriminierungsfrei und technologieoffen behandelt werden.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/4e/32/797956/Stellungnahme-Gutachten-SG2603120031.pdf","pdfPageCount":18,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stand: 13.1.2026\r\nPositionspapier\r\nÜbersicht der wichtigsten Diskriminierungen der Bioenergie in energiepolitischen Regelwerken\r\nSeite 2\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 6.10.2025\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze ............................................................................................................................... 3\r\n1. Vorbemerkung und Grundsätzliches ................................................................................................ 5\r\n1.1. Beitrag der Bioenergie zu einer klimaneutralen Wärmeversorgung ...................... 5\r\n1.2. Ordnungsrecht und finanzielle Förderung müssen CO2-Preis ergänzen ............. 6\r\n1.3. Abschaffung von unnötigen, unverhältnismäßigen und diskriminierenden Vorgaben für Holz, Biogas und Biomethan ................................................................................ 6\r\n2. Überarbeitung von Gebäudeenergiegesetz und Wärmeplanungsgesetz ........................ 7\r\n2.1. Gebäudeenergiegesetz (GEG) .................................................................................................... 7\r\n2.2. Wärmeplanungsgesetz (WPG) ................................................................................................... 9\r\n3. Finanzielle Förderprogramme mit Bezug zum Wärmesektor ............................................. 11\r\n3.1. Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW) ............................................................ 12\r\n3.2. Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft (EEW) ........................................................................................................................................................... 13\r\n3.3. Bundesförderung effiziente Gebäude (BEG) .................................................................... 14\r\n3.4. Förderprogramme für den klimafreundlichen Neubau ............................................. 15\r\n3.5. Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) .................................................................................... 15\r\n3.6. Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) & KWK-Ausschreibungsverordnung (KWKAusV) ................................................................................................................................................ 15\r\n4. Ergänzende Vorschläge zur Bereitstellung biogener Heizstoffe und Fernwärme .... 16\r\n4.1. Abbau von Hemmnissen und Bürokratie .......................................................................... 16\r\n4.2. Biomethaneinspeisung erleichtern ..................................................................................... 16\r\n4.3. Bau von Satteliten-BHKW, Biogasaufbereitungsanlagen und Wärmespeicherung im Außenbereich erleichtern (Änderung von § 35 bzw. § 246d BauGB) ....................................................................................................................................................... 17\r\nSeite 3\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 6.10.2025\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\n1. Die sinnvollen Kernelemente des bestehenden Rechtsrahmens und Förderungen sollten unbedingt fortgeführt werden. Dazu gehören insbesondere:\r\n•\r\nder Mindestanteil von 65 Prozent erneuerbarer Energien für neu installierte Heizsysteme, die ab Mitte 2026 bzw. Mitte 2028 eingebaut werden (GEG)\r\n•\r\ndie steigenden Mindestanteile grüner Brennstoffe in Heizungen, die in den Jahren 2024 bis Mitte 2026 bzw. Mitte 2028 eingebaut wurden (GEG)\r\n•\r\ndas Auslaufen von mit fossilen Brennstoffen betriebenen Heizungen im Jahr 2045 (GEG)\r\n•\r\ndie Mindestanteile erneuerbarer Energien in bestehenden und neuen Wärmenetzen (WPG)\r\n•\r\ndie Verpflichtung von Kommunen zur Erstellung einer Wärmeplanung (WPG)\r\n•\r\ndie Förderprogramme für neue Heizsysteme in Gebäude (BEG) und Industrie (EEW) sowie für Wärmenetze und Fernwärmeerzeuger (BEW)\r\nDie Mindestanteile erneuerbarer Energien wirken kostendämpfend auf die Preise fossiler Energieträ-ger: Sie verringern die Nachfrage nach fossilen Energien auch ohne hohe EU-Emissionshandelspreise und ohne Abstriche beim Klimaschutz machen zu müssen. Die finanzielle Förderung erneuerbarer Wärme senkt die Kosten der CO2-Reduktion für die Verbraucher. Lokal gewonnene erneuerbare Wärme trägt des Weiteren zur Stärkung der Resilienz des Landes und lokalen Wertschöpfungsketten bei.\r\n2. Gebäudeeigentümern und Fernwärmeversorgungsunternehmen sollte eine möglichst große techni-sche und wirtschaftliche Freiheit gewährt und ein möglichst breites Spektrum an Optionen zur erneu-erbaren Wärmeversorgung zur Verfügung gestellt werden. Dies ist im bestehenden Rechtsrahmen nicht gegeben, weil er eine Vielzahl unverhältnismäßiger und diskriminierender regulatorischer Vorgaben insbesondere für Holz, Biogas und Biomethan enthält.\r\n3. Für die Überarbeitung von GEG und WPG schlagen wir insbesondere vor:\r\n•\r\nStreichung aller Restriktionen beim Einsatz nachhaltiger Biomasse zur Wärmeerzeugung, ins-besondere die Deckelung von Biomasse in Wärmenetzen mit über 50 km Leitungslänge (WPG) und den Ausschluss von neuen Biogasanlagen mit über 40 Prozent Maisanteil (GEG)\r\n•\r\nStreichung der Diskriminierung von grünem Methan ggü. Wasserstoff bei den Regeln zur Trans-formation der Gasnetze (GEG)\r\n•\r\nStreichung der Ausnahmeregelung für Wärmenetzen mit mehr als 70 Prozent KWK-Wärme vom Mindestanteil erneuerbarer Energien in 2030 (WPG)\r\n•\r\nEinstufung von Anlagen und Infrastruktur zur Erzeugung erneuerbarer Gase als „im überra-genden öffentlichen Interesse“ (GEG, WPG)\r\n•\r\nadäquate Primärenergiefaktoren und Emissionswerte für Biogas, Biomethan und Bioöl sowie erneuerbare KWK-Anlagen (GEG)\r\n•\r\nAngleichung der Nachhaltigkeitsanforderungen an die europäisch unbedingt notwendigen Vorgaben, insbesondere die Ausnahme von Holzheizkraftwerken von der Nachhaltigkeitszerti-fizierung unter 7,5 MW (WPG).\r\nSeite 4\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 6.10.2025\r\n4. Für die Überarbeitung der finanziellen Förderprogramme schlagen wir insbesondere vor:\r\n•\r\npraxisgerechte Ausgestaltung und Erweiterung der Listen der zulässigen Festbrennstoffsorti-mente (BEW, EEW).\r\n•\r\nAngleichung der Anforderungen an Nachhaltigkeit und Brennstoffe an die europäisch unbe-dingt notwendigen Vorgaben, insbesondere die Ausnahme von Verbrennungsanlagen unter einer gewissen Größenschwelle (BEW, EEW)\r\n•\r\nkeine Beschränkung der Betriebsstunden von Holzenergieanlagen und Wärmeerzeugern, die Biogas einsetzen (BEW)\r\n•\r\nStreichung der praxisfernen Nachweisanforderung, dass die eingesetzten Biomassebrenn-stoffe langfristig zur Verfügung stehen oder nicht stofflich genutzt werden können (BEW)\r\n•\r\nSchaffung eines Level-Playing-Fields für größere Hackschnitzelheizungen in Bezug auf einen erfüllbaren ETAs (BEG)\r\n•\r\nStreichung des Förderverbots von mit Biomasse beheizten Gebäuden aus den Förderprogram-men für klimafreundliche Wohngebäude.\r\n5. Auch die anderen für die Wärmeerzeugung aus Biomasse relevanten Regelwerke sollten überarbei-tet werden. Dazu gehören insbesondere:\r\n•\r\nÜberarbeitung des EEGs als zentralem Instrument, um den Beitrag biogener KWK-Anlagen für die Wärmeversorgung zu sichern und zu heben\r\n•\r\nFortführung der Regelungen der in 2025 auslaufenden Gasnetzzugangsverordnung, insbeson-dere bzgl. der Kostenteilung beim Gasnetzanschluss, inkl. einer Übergangsregelung\r\n•\r\nErleichterung des Baus von Biogasaufbereitungsanlagen, die das Biogas mehrerer Anlagen bündeln, und von Biogas-Satelliten-BHKW im Außenbereich.\r\nSeite 5\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 6.10.2025\r\n1. Vorbemerkung und Grundsätzliches\r\n1.1. Beitrag der Bioenergie zu einer klimaneutralen Wärmeversorgung Bioenergie, insbesondere Holz, Biogas und Biomethan, ist mit einem Marktanteil von 81 Prozent die mit Abstand bedeutendste Technologie zur klimaneutralen Wärmeerzeugung in Deutschland. Ihre Nut-zung bietet immense betriebs- und volkswirtschaftliche Vorteile:\r\n•\r\nNutzung bestehender Infrastruktur: Bioenergieträger können die bestehende Fernwärmeinf-rastruktur, und im Fall von Biomethan in der bestehenden Gasinfrastruktur, genutzt werden. So werden unnötige Investitionskosten und Aufwand für neue Technik und Infrastruktur ver-mieden und Klimaschutz im Wärmesektor schnell und verbraucherfreundlich vorangetrieben.\r\n•\r\nSoziale Akzeptanz und niedrige Kosten: Bioenergiedörfer und ländliche Nahwärmenetze, die aus Holzheiz(kraft)werken oder Biogasanlagen gespeist werden, sind eine kostengünstige Form der erneuerbaren Wärmeerzeugung und zentrales Element der Bürgerenergie im Wär-mesektor. Die Wärmeerzeugung aus Biogas- und Holzenergieanlagen verbindet Akzeptanz und niedrige Kosten für die Wärmewende mit lokaler Wertschöpfung im ländlichen Raum.\r\n•\r\nHohes Temperaturniveau: Industrielle Prozesswärme erfordert oft ein Temperaturniveau, das treibhausgasneutral nur durch erneuerbare Brennstoffe wie feste, flüssige oder gasförmige Biomasse erreicht werden kann. Alternativen wie Wasserstoff oder Elektrifizierung sind entwe-der auf absehbare Zeit nicht verfügbar oder nicht wirtschaftlich.\r\n•\r\nVersorgungssicherheit: Das in Deutschland genutzte Biogas und die Holzenergie werden fast ausschließlich in Deutschland produziert; die Rohstoffbasis stammt aus der heimischen Land- und Forstwirtschaft. Eine produktive und nachhaltig bewirtschaftete Land- und Forstwirtschaft ist damit auch für die nationale Energieversorgung und den Klimaschutz unerlässlich. Die Er-neuerbare Energien Richtlinie der EU (RED III) bzw. deren nationale Umsetzung durch die Bio-massestrom-Nachhaltigkeitsverordnung setzt für die Nachhaltigkeitszertifizierung der Bio-masse und der daraus erzeugten Energien umfassende, weltweit zu erfüllende Anforderungen.\r\n•\r\nGeringerer Strombedarf und Entlastung der Stromnetze: Speziell in Regionen mit einem ho-hen Stromverbrauch und einer geringen Erneuerbaren Stromerzeugung kann eine weitge-hende Elektrifizierung der Wärmeversorgung (kombiniert mit der weiteren Elektrifizierung der Mobilität) bestehende Engpässe im Stromnetz besonders in den Wintermonaten verschärfen. Eine Nutzung von biogenen Brennstoffen wie Holz und Biogas senkt den Strombedarf und entlastet entsprechend die Stromnetze.\r\n•\r\nGeringerer Bedarf der Gebäudesanierung: Aufgrund verschiedener Restriktionen wie Baustoff- und Fachkräftemangel, Planungszeiträumen sowie den üblichen Investitionszyklen können nicht alle Gebäude gleichzeitig energetisch saniert und/oder mit einer Wärmepumpe bzw. ei-nem Wärmenetzanschluss ausgestattet werden. Ein technologieoffener Mix, der Planern, Ei-gentümern und Handwerkern möglichst große Freiräume für die jeweils passende Entschei-dung lässt, ist Voraussetzung für das zügige Gelingen der Wärmewende.\r\n•\r\nSynergieeffekte dem Stromsektor: Gesicherte regelbare Leistung durch biogene Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen: Da biogene Energieträger speicherbar sind, können sie je nach Bedarf in Strom und Wärme umgewandelt werden. Neben ihrer Rolle als Wärmeerzeuger stellen flexible\r\nSeite 6\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 6.10.2025\r\nBiogasanlagen und Biomasseheizkraftwerke damit auch gesicherte und regelbare Leistung zur Verfügung, um die fluktuierende Energieerzeugung aus Wind- und Solarenergie abzusichern, sowohl bei der Stromversorgung als auch bei der Bereitstellung von Nah- und Fernwärme.\r\n•\r\nSynergieeffekt mit dem Klimaschutz in anderen Bereichen: CO2-Gewinnung. Zukünftig wird im-mer mehr klimaneutrales CO2 z.B. für die Herstellung von E-Fuels, die stoffliche Nutzung in der Industrie oder für Negativemissionen zur Erreichung von Klimaneutralität benötigt. Insbeson-dere an Heiz(kraft)werken und Biogasaufbereitungsanlagen kann technisch einfach und kos-tengünstig klimaneutrales CO2 als Koppelprodukt abgeschieden werden.\r\n1.2. Ordnungsrecht und finanzielle Förderung müssen CO2-Preis ergänzen\r\nEin zentraler Bestandteil der Wärmewende sind der EU-Emissionshandel für Heizkraftwerke, Heizwerke und größere Industrieanlagen (ETS 1) sowie der nationale CO2-Preis für Heizungen und kleinere ge-werbliche Verbraucher, wie er mit dem Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) in Deutschland ein-geführt wurde und zukünftig EU-weit im ETS 2 gelten wird. Die ETS-Preise setzen wichtige Anreize zur CO2-Reduktion in der Fern-, Prozess- und Gebäudewärme und damit für den Wechsel von fossilen hin zu erneuerbaren Energieträgern, wenn sie ausreichend hoch sind. Steigende Preise in den Emissions-handelssystemen, die nicht durch andere Instrumente flankiert werden, bergen jedoch die Gefahr von sozialen Verwerfungen einerseits, wenn Vermieter und Fernwärmeunternehmen die steigenden Brenn-stoffpreise an ihre Kunden weiterreichen, und von Strukturbrüchen in der Industrie andererseits, wenn diese durch die steigenden Brennstoffkosten an Wettbewerbsfähigkeit verlieren. Diesen Gefahren kann begegnet werden, indem die Emissionshandelssysteme durch ordnungsrechtliche Pflichten für Haus-besitzer und Fernwärmenetzbetreiber und finanzielle Förderung ergänzt werden. Der durch das Ord-nungsrecht herbeigeführte Umstieg auf erneuerbare Energien reduziert den Bedarf an ETS-Zertifikaten und wirkt so kostendämpfend auf den Preis für fossile Brennstoffe ohne Kompromisse beim Klima-schutz zu machen. Eine finanzielle Förderung senkt die Kosten für den Wechsel auf klimafreundliche Heizsysteme und so ebenfalls die Kosten für die Verbraucher. Aus diesen Gründen müssen die Emis-sionshandelssysteme durch ein Ordnungsrecht für den Wärmeverbrauch – wie das Gebäudeenergie- und Wärmeplanungsgesetz – sowie finanzielle Förderprogramme ergänzt werden.\r\n1.3. Abschaffung von unnötigen, unverhältnismäßigen und diskriminierenden Vorgaben für Holz, Biogas und Biomethan\r\nDer Wärmesektor weist eine große Heterogenität in der Gebäude- und Eigentümerstruktur auf. Dies betrifft insbesondere die Möglichkeiten zur Senkung des Energieverbrauchs, die technischen und fi-nanziellen Anforderungen sowie die lokalen Verfügbarkeiten bestimmter Heizungskonzepte und die lokale sowie die finanzielle Situation und Investitionsbereitschaft der Eigentümer.\r\nDas notwendige hohe Ambitionsniveau der ordnungsrechtlichen Vorgaben in GEG und WPG macht es deshalb zwingend, Gebäudeeigentümern bzw. Fernwärmenetzbetreibern eine möglichst große techni-sche und wirtschaftliche Freiheit zu gewähren und ein möglichst breites Spektrum an Optionen zur erneuerbaren Wärmeversorgung zur Verfügung zu stellen. So können sie jene Defossilisierungsoption wählen, die am besten zu ihren spezifischen Bedürfnissen passt. Dies führt zu effizienteren Klima-schutzkonzepten und damit niedrigeren Kosten für Wärmeverbraucher, die Gesamtwirtschaft und hö-herer Akzeptanz, ohne dass Abstriche beim Klimaschutz gemacht werden müssen.\r\nSeite 7\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 6.10.2025\r\nDies ist im bestehenden Rechtsrahmen nicht gegeben, weil er eine Vielzahl unnötiger, unverhältnis-mäßiger und diskriminierender kleinteiliger regulatorischer Vorgaben insbesondere für Holz, Biogas und Biomethan enthält. In den folgenden Abschnitten werden Vorschläge zu deren Abschaffung un-terbreitet.\r\n2. Überarbeitung von Gebäudeenergiegesetz und Wärmeplanungs-gesetz\r\n2.1. Gebäudeenergiegesetz (GEG)\r\n1. Sinnvolle Kerninhalte fortführen\r\nWie oben beschrieben, braucht es einen Dreiklang aus Ordnungsrecht, finanzieller Förderung und CO2-Preis, um den Klimaschutz im Wärmesektor effektiv, effizient sowie sozial- und wirtschaftspolitisch angemessen fortzuführen. In Bezug auf das GEG bedeutet dies insbesondere:\r\n•\r\nBeibehaltung des Mindestanteils von 65 Prozent erneuerbarer Energien für neu installierte Heizungen, die ab Mitte 2026 (Kommunen > 100.000 Einwohner) bzw. Mitte 2028 (Kommunen < 100.000 Einwohner) eingebaut werden (§ 71 Abs. 1 GEG). Auch wenn es Überarbeitungsbedarf gibt, ist der Mindestanteil der Schlüssel, um den Ausbau erneuerbarer Energien im Gebäude-sektor mit klarer Lenkungswirkung fortzuführen und gleichzeitig den Bundeshaushalt zu scho-nen.\r\n•\r\nBeibehaltung der steigenden Mindestanteile grüner Brennstoffe in Heizungen, die in den Jah-ren 2024 bis Mitte 2026 (Kommunen > 100.000 Einwohner) bzw. Mitte 2028 (Kommunen < 100.000 Einwohner eingebaut wurden (§ 71 Abs. 9 GEG). Die Regelung stellt eine verhältnismä-ßige und für Hausbesitzer und Verbraucher zumutbare Brücke dar, zwischen dem alten GEG, das praktisch keine Vorgaben für bestehende Gebäude enthielt, und dem Zeitpunkt der Ein-führung des Mindestanteils von 65 Prozent erneuerbarer Energien in neu installierten Heizun-gen. Die Regelung ist zudem eine kleine Variante der im Koalitionsvertrag erwähnten Grüngas-quote.\r\n•\r\nBeibehaltung des Auslaufens von mit fossilen Brennstoffen betriebenen Heizungen im Jahr 2045 (§ 72 Abs. 4 GEG). Das Auslaufen des Einsatzes von fossilen Heizungen ist Ausdruck des Ziels der Klimaneutralität im Jahr 2045 und der begrenzten Menge an ETS-Zertifikaten. Das Ziel gibt damit Planungssicherheit für Gebäudebesitzer und schützt Mieter vor übermäßigen Kos-tenbelastungen durch steigende CO2-Preise.\r\n2. Einstufung von Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Gase als „im überragenden öffentlichen Inte-resse“ (Ergänzung von § 1 Abs. 3)\r\nUm die Defossilisierung des Wärmesektors zu beschleunigen, in dem gasbasierte Technologien noch lange einen relevanten Anteil haben werden, sollte außerdem nicht nur Anlagen zur Erzeugung von erneuerbarem Strom (§ 2 EEG 2023), zur Stromspeicherung (§ 11c EnWG) und zur Erzeugung erneuer-barer Wärme (§ 1 Abs. 3 GEG) als „im überragenden öffentlichen Interesse“ festgelegt werden, sondern auch Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Gase wie Biomethan, Bio-LNG, Wasserstoff und syntheti-sches Methan.\r\nSeite 8\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 6.10.2025\r\n3. Primärenergiefaktoren und Emissionswerte für Biogas, Biomethan und Bioöl absenken (Änderung der Anlagen 4 & 6)\r\nDie im GEG für Biogas (worunter auch Biomethan fällt) und Bioöl festgelegten Primärenergiefaktoren (PEF) in Anlage 4 sind in keiner Weise fachlich fundiert und widersprechen allen Berechnungen in der Praxis wie auch den Vorgaben in der RED. Dort wird für Biogas und Bioöl ein PEF von 1,1 festgelegt – derselbe Wert wie für Heizöl und Erdgas. Ähnlich verhält es sich mit den Emissionsfaktoren in Anlage 6, die ebenfalls viel zu hoch sind. Die RED III gibt vor, dass biogene Brennstoffe zur Wärmeerzeugung mindestens 80 Prozent Treibhausgasemissionen gegenüber einem fossilen Komparator von 288 g/kWh (80 g/MJ) einsparen müssen, was in etwa dem Emissionswert von Heizöl im GEG entspricht (310 g/kWh). Auf Basis der RED-Vorgaben sind deshalb für Biogas, Biomethan, biogenes Flüssiggas und Bioöl PEFs von maximal 0,2 und Emissionswerte von maximal 60 g/kWh sachgerecht (jeweils 20 Prozent der Werte für Heizöl). Zu beachten ist, dass dies laut RED nur die maximalen Treibhausgasemissionen sind; ins-besondere Biogas und Biomethan aus Gülle und Abfällen haben in der Realität noch deutlich niedri-gere Emissionen. Werden die Werte in den Anlagen 4 und 6 entsprechend abgesenkt, können auch die Ausnahmeregelungen in § 22 Abs. 1 gestrichen werden.\r\n4. Untergrenze für den Primärenergiefaktor für erneuerbare KWK auf 0 absenken (Änderung von § 22 Abs. 3)\r\nDa bei der Berechnungsmethode für den PEF für Wärme aus KWK-Anlagen berücksichtigt wird, dass der bei der Wärmeerzeugung ausgekoppelte Strom ebenfalls fossile Brennstoffe einspart, können selbst rein fossile KWK-Anlagen rein rechnerisch einen PEF von 0 erreichen. Zurecht wurde deshalb mit der Einführung des GEG eine Untergrenze von 0,3 für den PEF von KWK-Wärme eingeführt, die abhängig vom Einsatz erneuerbarer Brennstoffe auf bis zu 0,2 sinken kann. Da wie oben beschrieben für Biogas ein PEF von 0,2 angemessen ist, bei der Berechnung des PEF von KWK-Wärme aber auch die durch den Strom eingesparten fossilen Brennstoffe berücksichtigt werden müssen, sollte für Wärme aus rein erneuerbarer KWK ein PEF von 0 gelten.\r\n5. Ausschluss von neuen Biogasanlagen mit über 40 Prozent Maisanteil streichen (Streichung von § 71f Abs. 4)\r\nMit § 71f Abs. 4 soll das Heizen mit Biogas und Biomethan aus neuen Biogasanlagen nur dann als Erfüllungsoption gelten, wenn bei der Herstellung nicht mehr als 40 Prozent Mais (oder Getreidekorn) eingesetzt wird, selbst wenn alle Anforderungen an die Nachhaltigkeit und Treibhausgaseinsparung eingehalten werden. Angesichts der großen Herausforderungen zur Erfüllung der 65-Prozent-Anforde-rung sollte das Angebot erneuerbarer Brennstoffe nicht durch unnötige, fachfremde Beschränkungen kleingehalten werden.\r\n6. Spektrum zulässiger Holzbrennstoffe erweitern (Ergänzung von § 71g Abs. 3 Nr. 2)\r\nBisher wird nur feste Biomasse nach § 3 Absatz 1 Nummer 4, 5, 5a, 8 oder Nummer 13 der 1. Bun-desimmissionsschutzverordnung (BImSchV) als zulässiger Brennstoff aufgeführt. Um die Eigenversor-gung von Betrieben der Holzwirtschaft zuzulassen, sollte die Liste der zulässigen Holzbrennstoffe um Nummer 6 und 7 der 1. BImSchV (Altholz AI und AII) ergänzt werden.\r\nSeite 9\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 6.10.2025\r\n7. Abschaffung der Beratungspflicht für Anlagen, die nach Inbetriebnahme mit biogenen Brennstoffen betrieben werden sollen (Streichung von § 71 Abs. 11)\r\nDie Beratungspflicht für Heizsysteme auf biogener Brennstoffbasis über eine mögliche Unwirtschaft-lichkeit, insbesondere aufgrund ansteigender CO2-Bepreisung, läuft in Bezug auf Heizungen, die bio-gene Brennstoffe einsetzen ins Leere, da auf biogene Brennstoffe kein CO2-Preis anfällt. Die Beratungs-pflicht sollte deshalb im Sinne einer Erleichterung und Abschaffung unnötiger Regelungen gestrichen werden. Zudem stellt die Beratungspflicht eine diskriminierende Ungleichbehandlung ggü. anderen erneuerbaren Wärmetechnologien dar, bei denen z.B. die Entwicklung des Strompreises großen Ein-fluss auf die Wirtschaftlichkeit hat, aber keine Beratung über eine mögliche Unwirtschaftlichkeit ge-fordert wird.\r\n8. Angleichung der Nachweispflicht für Biomasseheizungen in Kombination mit Öl- und Gasheizungs-anlagen an die Anforderungen bei Wärmepumpen (Ergänzung von § 71 Abs. 3)\r\nFür Hybridheizungen, die Wärmepumpen mit einem Öl- oder Gaskessel kombinieren, ist kein Nachweis nach DIN V 18599 notwendig, dass der Mindestanteil von 65 Prozent erneuerbarer Wärme erreicht wird. Das gleiche sollte auch für Hybridheizungen gelten, die Biomasseheizungen mit einem Öl- oder Gas-kessel kombinieren.\r\n2.2. Wärmeplanungsgesetz (WPG)\r\n1. Sinnvolle Kerninhalte fortführen\r\nNeben dem GEG ist das WPG das zentrale Element des Ordnungsrechts im Wärmesektor, das wie oben beschrieben, als Ergänzung der finanziellen Förderung und des CO2-Preises notwendig ist, um den Klimaschutz im Wärmesektor effektiv, effizient sowie sozial- und wirtschaftspolitisch angemessen fort-zuführen. Die sinnvollen Kerninhalte sollten deshalb fortgeschrieben werden:\r\n•\r\nVerpflichtung der Kommunen zur Erstellung einer Wärmeplanung bis 2026/2028 (§ 4 Abs. 1 WPG). Die Kommune ist der sinnvollste Ort, um die Potenziale klimaneutraler Wärme zu ana-lysieren sowie den Ausbau und die Defossilisierung von Nah- und Fernwärme zu organisieren, speziell wenn die Netze aus mehreren kleineren Wärmeerzeugern wie Biogasanlagen gespeist werden.\r\n•\r\nBeibehaltung der Mindestanteile erneuerbarer Energien in bestehenden und neuen Wärme-netzen (§ 29 Abs. 1 bzw. § 30 Abs. 1 WPG). Auch wenn es Überarbeitungsbedarf bei diesen Regelungen gibt, sind die Mindestanteile der Schlüssel, um den Ausbau erneuerbarer Energien in der Fernwärme ohne deutliche Erhöhung der Preise fossiler Brennstoffe fortzuführen und gleichzeitig den Bundeshaushalt zu schonen.\r\n2. Die Begrenzungen des Einsatzes von Biomasse in Wärmenetzen > 50km sind zu streichen (Streichung von § 30 Abs. 2 & § 31 Abs. 2) Der Wärmesektor weist eine große Heterogenität auf und sowohl der Bedarf der Verbraucher sowie die Potenziale klimaneutraler Wärme können von Kommune zu Kommune stark variieren. Wie oben beschrieben, sollte den Entscheidern vor Ort eine möglichst große wirtschaftliche und technische Frei-heit zur Defossilisierung ihrer Wärmeversorgung gegeben werden. Dies gilt auch für die Nutzung von Bioenergieträgen in neuen und bestehenden Wärmenetzen. Eine Begrenzung des Biomasseeinsatzes\r\nSeite 10\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 6.10.2025\r\nist zudem nicht notwendig, um die Nachhaltigkeit der Biomassenutzung zu gewährleisten. Ein Wärme-netzbetreiber investiert nur dann in z.B. ein Holzheizwerk, wenn er sicher ist, die nötigen nachhaltigen Bioenergieträger auch dauerhaft nutzen zu können und darüber mit Lieferanten Vereinbarungen ge-troffen hat.\r\n3. Einstufung von Infrastruktur zum Transport erneuerbarer Gase als „im überragenden öffentlichen Interesse“ (Ergänzung von § 1 Abs. 3)\r\nAufgrund der großen Bedeutung gasbasierter Technologien für den Wärmesektor sollte nicht nur Inf-rastruktur zum Transport von erneuerbarem Strom (§ 1 NABEG; § 14d Abs. 10 EnWG) und erneuerbarer Wärme (§ 1 Abs. 3 WPG) als „im überragenden öffentlichen Interesse“ festgelegt werden, sondern auch Infrastruktur zum Transport erneuerbarer Gase. Dazu gehören insbesondere auch so genannte „Roh-Biogas-Leitungen“ mit denen mehrere dezentrale Biogasanlagen für eine gemeinsame Biogasaufbe-reitung zur Senkung der Technikkosten gebündelt werden.\r\n4. Auch Wärmenetze auf Basis von KWK-Anlagen sollten im Jahr 2030 den Mindestanteil erneuerbarer Energien einhalten müssen (Streichung von § 29 Abs. 5)\r\nIn § 29 Abs. 5 werden Wärmenetze, die zu mindestens 70 Prozent mit KWK-Wärme gespeist werden, von dem Mindestanteil erneuerbarer Energien für 2030 (mind. 30 Prozent) ausgenommen. Sie müssen bis 2030 nur den Nicht-KWK-Anteil durch erneuerbare Energien decken und den Mindestanteil von 30 Prozent erst im Jahr 2035 erreichen. Mit dieser Ausnahmeregelung wird die (zumindest teilweise) Um-stellung von KWK-Anlagen auf erneuerbare Brennstoffe de facto vom Mindestanteil ausgenommen, was angesichts der vielen verfügbaren Optionen und des großen Nachholbedarfs an Klimaschutz im Wärmesektor nicht angemessen ist.\r\n5. Nachhaltigkeitskriterien an europäische Vorgaben anpassen (Änderung von § 3 Abs. 1 Nr. 15e)\r\nEs sollte klargestellt werden, dass die Nachhaltigkeitszertifizierung für Biomasse erst ab den in der Erneuerbare-Energien-Richtlinie der EU (RED III) vorgegebenen Leistungsgrößen notwendig sind, d.h. für feste Biomasse ab 7,5 MW Feuerungswärmeleistung und bei gasförmiger Biomasse ab 2 MW Feue-rungswärmeleistung. Dies dient dem Abbau unnötiger bürokratischer Anforderungen und stellt sicher, dass EU-Recht national nicht strenger als unbedingt erforderlich umgesetzt wird.\r\n6. Keine Diskriminierung von grünem Methan bei den Anforderungen an die Transformation der Gas-verteilnetze (Änderung insb. von § 28)\r\nAn verschiedenen Stellen werden Anforderungen formuliert, unter welchen Bedingungen Kommunen Annahmen zur Umstellung der Gasversorgung von Erdgas auf erneuerbare Gase in ihre Wärmeplanung einbeziehen können. An die Einplanung von grünem Methan (Biomethan, synthetisches Methan) wer-den jedoch deutlich höhere Anforderungen gestellt als an die Einplanung von Wasserstoff, insbeson-dere in § 28. Aufgrund der hohen Verfügbarkeit von Biogas und Biomethan in Deutschland und Europa ist eine Umstellung von Erdgas auf grünes Methan jedoch deutlich realistischer und grünstier als eine Umstellung auf Wasserstoff, sofern dies nicht durch externe regulatorische Vorgaben wie im WPG oder in der Systementwicklungsstrategie verhindert wird. Es sollten deshalb für grünes Methan keine stren-geren Anforderungen gelten als für Wasserstoff.\r\nSeite 11\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 6.10.2025\r\n7. Einstufung von biogenem Wasserstoff als erneuerbarer Energieträger (Änderung von § Abs. 1 Nr. 15)\r\nIm WPG wird biogener Wasserstoff, der z.B. mit Biomasse-Pyrolyse oder Biogas-Dampfreformierung erzeugt wird, als „orangener Wasserstoff“ und nicht als erneuerbare Energie eingestuft. Damit gelten nicht die Anforderungen an Bioenergieträger, sondern die Anforderungen an Wasserstoff, der z.B. mit dem Strom aus Abfallverbrennungsanlagen erzeugt wird. Dies ist nicht sachgerecht, da es sich bei biogenem Wasserstoff um einen Bioenergieträger handelt, sowie eine nicht gerechtfertigte Schlech-terstellung von Wasserstoff, der aus Biomasse hergestellt wird, gegenüber Wasserstoff, der aus ande-ren erneuerbaren Energien wie Wind- und Solarstrom hergestellt wird.\r\n8. Bestandsanalyse erweitern (Ergänzung von Anlage 1)\r\nIn der kommunalen Wärmeplanung sollten die Angaben zum Prozesswärmeverbrauch nach Tempera-turniveau differenziert dargestellt werden, um gezielter Anwendungsfelder für Technologien zur Er-zeugung industrieller Prozesswärme zu identifizieren. Zudem sollten in der Analyse der Gasinfrastruk-tur auch Angaben zur Möglichkeit der Biomethaneinspeisung gemacht werden, um den Abschluss die-ser Anlagen zu erleichtern.\r\n9. Abweichung von bundespolitischen Vorgaben bei der kommunalen Wärmeplanung (Änderung von § 9 Abs. 3)\r\nKommunen sollten bei ihrer Wärmeplanung in begründeten Fällen auch langfristig von den Vor-gaben auf Bundesebene abweichen können, da bundesweite Vorgaben, speziell wenn sie auf bundesweiten politischen Strategien basieren, lokale Gegebenheiten nicht adäquat berücksich-tigen können.\r\n10. Pflicht zur Erstellung von Wärmenetzausbau- und Dekarbonisierungsfahrplänen fokussieren (Än-derung von § 32 Abs. 1)\r\nWärmenetze mit mind. 90 Prozent erneuerbarer Wärme sollten von der Pflicht zur Erstellung von Wär-menetzausbau- und Dekarbonisierungsfahrplänen ausgenommen werden (nicht nur Netze mit 100 Prozent EE-Wärme). Es kann bei technischen Problemen durchaus vorkommen, dass kurzfristig ein Sicherheitskessel auf Basis fossiler Brennstoffe dazugeschaltet werden muss, um die Wärmeversor-gung sicherzustellen und damit der Anteil erneuerbarer Energien absinkt.\r\n3. Finanzielle Förderprogramme mit Bezug zum Wärmesektor\r\nDie verschiedenen Förderprogramme für den Bau von Heizsystemen für die Erzeugung von Gebäude-wärme (BEG) und industrielle Prozesswärme (EEW) sowie für den Bau von Wärmenetzen und Fernwär-metechnologien (BEW, KWKG) und den Betrieb von biogenen KWK-Anlagen (EEG, KWKG) sorgen dafür, dass Verbraucher und Unternehmen nicht die vollen Kosten für eine Umstellung ihrer Heizsysteme bzw. Wärmeerzeuger tragen müssen. Sie tragen damit dazu bei, dass die Defossilisierung der Wärme-versorgung mit möglichst geringen Mehrkosten für Verbraucher und Unternehmen erreicht werden kann. Wie oben beschrieben, sollten diese Fördersysteme überarbeitet und insbesondere für die Bio-energie unverhältnismäßige und diskriminierende Regularien abgebaut und die Förderung ggf. ergänzt werden.\r\nSeite 12\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 6.10.2025\r\n3.1. Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW)\r\nEs ist zu begrüßen, dass die Bundesregierung mit der BEW den Ausbau von Erneuerbaren Energien in Wärmenetzen fördert. Jedoch drohen die Chancen, die die Bioenergie für die Wärmewende bietet, un-genutzt zu bleiben. Denn für eine effektive und effiziente Förderung sollten Wärmenetzbetreibern ge-nauso wie Gebäudeeigentümern einen möglichst großen wirtschaftlichen und technischen Gestal-tungsspielraum bei der Nutzung erneuerbarer Wärmetechnologien haben. Die BEW spiegelt dies nicht wider. Speziell sollte die BEW-Förderrichtlinie bei den folgenden Aspekten geändert werden:\r\n1. Deckelungen für die Anrechnung biogener Wärme streichen\r\nIn der „systematischen Förderung“ von neuen Wärmenetzen und der Transformation bestehender Wärmenetze (7.2.3.4., Nr. 3f) sowie in der Förderung von Transformationsplänen und Machbarkeitsstu-dien (7.2.1., Nr. 3f; 7.2.2.) gelten sehr restriktive Obergrenzen für den Anteil an Wärme aus Biomasse im Netz. Die Höhe der Obergrenze variiert mit der Netzlänge und dem Zeitpunkt, ab dem die Obergrenze eingehalten werden muss und unterscheidet sich nach bestehenden und neuen Wärmenetzen. Davon abgesehen ist auch der Anteil von Wärme aus gasförmigen Brennstoffen in neuen Wärmenetzen auf 10 Prozent beschränkt, sofern es sich dabei nicht um eine KWK-Anlage handelt (4.2.1.).\r\nAbgesehen von der hier vorliegenden problematischen Einschränkung der wirtschaftlichen und tech-nischen Freiheit zur Defossilisierung ihrer Wärmeversorgung ist eine Begrenzung des Biomasseeinsat-zes zudem nicht notwendig, um die Nachhaltigkeit der Biomassenutzung zu gewährleisten. Ein Wär-menetzbetreiber investiert nur dann z.B. in ein Holzheizwerk, wenn er sicher ist, die nötigen nachhal-tigen Bioenergieträger auch dauerhaft nutzen zu können. Zudem sollte nicht der Gasanteil insgesamt, sondern nur der Anteil fossiler Gase beschränkt werden.\r\n2. Praxisgerechte Ausgestaltung der Liste zulässiger Festbrennstoffe\r\nDie Liste der zulässigen Festbrennstoffe (Anhang 1) sollte praxisgerecht ausgestaltet und an die 1. Bun-desimmissionsschutzverordnung § 3 Abs. 1 Nr. 4-8 & 13 angepasst werden. Insbesondere sollte die Brennstoffliste um, Waldrestholz, Kalamitätsholz, Energiehölzer aus Agroforstsystemen und Kurzum-triebsplantagen, die besonders eine langfristige und sichere Brennstoffversorgung ermöglichen und für die zudem zahlreiche positive Umwelteffekte in Agrarlandschaften nachgewiesen sind, erweitert werden. Altholz A IV als Brennstoff in dafür vorgesehenen Anlagen zulassen sein. Ein Ausschluss auf-grund des hohen Schadstoffgehaltes ist nicht nachvollziehbar. Dieses Sortiment muss energetisch ge-nutzt werden und somit sollte die daraus gewonnene Energie auch in BEW-Netzen eingesetzt werden dürfen. Die geforderte Bestätigung des Brennstofflieferanten, dass die jeweiligen Holzsortimente nicht stofflich verwertet werden können, sollte gestrichen werden. Dies ist nicht praxisgerecht und auch nicht notwendig, um die stoffliche Holznutzung zu stärken. Die Zahlungsbereitschaft für stofflich nutz-bare Holzsortimente ist in den entsprechenden Branchen größer als die Zahlungsbereitschaft von Holzheizwerksbetreibern. Die Nutzung von Holz wird vor Ort effizienter und ohne bürokratischen Auf-wand durch den Markt geregelt als durch zentrale staatliche Vorgaben.\r\n3. Nachhaltigkeitskriterien an europäische Vorgaben anpassen\r\nEs sollten keine eigenen neuen Nachhaltigkeitsanforderungen vorgegeben werden, die auf keiner rechtlichen Grundlage beruht. Eine Nachhaltigkeitszertifizierung sollte deshalb erst ab der in der Er-neuerbare-Energien-Richtlinie der EU (RED III) geforderten Schwelle von 7,5 MW Feuerungswärmeleis-tung bei fester Biomasse (7.2.3.4., Nr. 1e) bzw. 2 MW Feuerungswärmeleistung bei gasförmiger Biomasse\r\nSeite 13\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 6.10.2025\r\nerforderlich sein (7.2.3.4., Nr. 2). Damit werden unnötige und aufwändige bürokratische Anforderungen gestrichen und auf europäischer Ebene ein Level-Playing-Field zwischen den Mitgliedstaaten sicher-gestellt.\r\n4. Begrenzung der jährlichen Betriebsstunden von Holzenergieanlagen und Biogas-Wärmeerzeugern streichen\r\nHolzenergieanlagen sind aktuell nur förderfähig, wenn sie – je nach Netzlänge – weniger als 4.000 bzw. 2.500 Betriebsstunden pro Jahr aufweisen (7.2.3.4., Nr. 1f). Biogas-Wärmeerzeuger sind nur zur Besiche-rung, aber nicht als eigenständige Wärmeerzeuger förderfähig (7.2.3.4., Nr. 2). Dies schränkt den Spiel-raum von Wärmenetzbetreibern stark und unnötig ein.\r\n5. Forderung nach einem Verfügbarkeitsnachweis streichen\r\nDie Anforderung eines Nachweises, dass die eingesetzten Biomassebrennstoffe langfristig zur Verfü-gung stehen, ist praxisfern und sollte gestrichen werden. Der langjährige Trend zeigt jedoch, dass Energieholz aus Rest- und Abfallstoffen in ausreichendem Maße zur Verfügung stehen.\r\n6. Forderung nach einer Machbarkeitsstudie streichen\r\nFür Nahwärmenetze sollte die Fördervoraussetzung einer umfangreichen und kostenintensiven Mach-barkeitsstudie, mit der nachgewiesen wird, dass das Netz langfristig mit 100 Prozent Erneuerbare Ener-gien betrieben werden kann, gestrichen werden.\r\n3.2. Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft (EEW)\r\nDie EEW ist an sich ein geeignetes Förderprogramm, um die Defossilisierung der Prozesswärme zu unterstützen. Allerdings gibt es sowohl in der Förderrichtlinie (RL) wie auch in den Merkblättern (MB) verschiedene Diskriminierungen für die Nutzung von Biomasse, die aufgehoben werden sollten.\r\n1. Förderquoten für Prozesswärme angleichen\r\nDie Förderquoten bei Biomasseanlagen wurden zuletzt im Vergleich zu anderen Prozesswärmetechno-logien unverhältnismäßig abgesenkt. Dies steht im klaren Widerspruch zum Prinzip der Technologie-offenheit und verhindert die effiziente Transformation des Prozesswärmesektors im Mittelstand. Die Förderquote für Biomasse sollte deshalb an die Förderquote für die anderen erneuerbaren Technolo-gien angeglichen werden.\r\n2. 7,5 MW Deckel für Biomasseanlagen streichen\r\nDer neue, unbegründete Deckel der Gesamtfeuerungswärmeleistung von 7,5 MW für Biomasseanlagen an einem Standort in der EEW ist ersatzlos zu streichen. (Anlage zum EEW Merkblatt Modul\r\n3. Zulässige Brennstoffsortimente ausdehnen\r\nDie weitestgehende Einschränkung auf die ausschließliche Nutzung von holzigen biogenen Rest- und Abfallstoffen (Anlage zum EEW Merkblatt Modul 2 1.4 Biomasse-Feuerungsanlagen) wird dazu führen, dass sinnvolle Projekte der Defossilierung und des Klimaschutzes nicht umgesetzt werden. Die Auf-nahme von Sortimenten wie z.B. Waldrest- und Kalamitätsholz oder Holz aus landwirtschaftlichem\r\nSeite 14\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 6.10.2025\r\nAnbau (Agroforst- und Kurzumtrieb) ist notwendig, um nachhaltig verfügbare Biomassen zur Transfor-mation der Prozesswärme nutzen zu können. Grundsätzlich sollten die Nachhaltigkeit der Biomasse ausschlaggebend für den Einsatz sein, also die Einhaltung der Kriterien der Biomassestrom-Nachhal-tigkeitsverordnung und nicht willkürlich festgelegte Brennstofflisten.\r\n4. Hybridkesselsysteme zulassen\r\nDas EEW muss gezielt Transformationstechnologien anreizen, die Klimaschutz, Wirtschaftlichkeit und Versorgungssicherheit sicherstellen. In die Liste der Fördertatbestände (RL 5, Gegenstand der Förde-rung) müssen dringend Hybridkesselsysteme aufgenommen werden, die eine kombinierte Energieer-zeugung aus Biomasse und Strom ermöglichen.\r\n5. Abschaffung von Restriktionen bei der Förderung neuer Biogasanlagen\r\nDer Fördertatbestand für neue Biogasanlagen ist mit so vielen Auflagen verknüpft, dass es praktisch keine Anwendungsfälle mehr gibt (Anlage zu MB des Moduls 4, 2.5.5.). Angesichts des großen Bedarfs bei der Defossilisierung von Produktionsprozessen sind solche technologischen Einschränkungen nicht zeitgemäß. Hier ist eine grundsätzliche Überarbeitung notwendig, insb. hinsichtlich der Nutzung des Biogases (z.B. Zulässigkeit der Netzeinspeisung) und der zulässigen Einsatzstoffe (z.B. Zulässigkeit von Anbaubiomasse).\r\n6. Förderung mobiler Wärmespeicher\r\nUm die KWK-Wärme von Biogasanlagen nutzbar zu machen, die weder betriebsintern genutzt noch über ein Wärmenetz abtransportiert werden kann, sollten Wärmekonzepte gefördert werden, bei de-nen die Wärme über mobile Wärmespeicher zu Abnehmern transportiert wird (RL, Abschnitt 5).\r\n3.3. Bundesförderung effiziente Gebäude (BEG)\r\n1. Antragsmodalitäten praxisgerecht ausgestalten\r\nDie Antragsmodalitäten für die Maßnahme „Errichtung, Erweiterung und Umbau von Gebäudenetzen“ (in EM 5.3 f), mit der die für Quartierskonzepte oft genutzten Gebäudenetze gefördert werden, sind in Teilen sehr unpraktikabel. Insbesondere ist die Übertragung förderfähiger Kosten von den Anschlie-ßern an den Gebäudenetz-Errichter in der Praxis ein sehr kompliziertes Verfahren und fordert ein Abstimmungskonstrukt, das im Zuge einer Richtlinienänderung vereinfacht werden sollte. Dazu muss der Fördertatbestand Gebäudenetz abgekoppelt von der ansonsten auf ein Einzelgebäude ausgerich-teten Förderrichtlinie betrachtet werden. Es ist ein eigenständiger Fördertatbestand, der eigene För-derbedingungen braucht.\r\n2. Technische Anforderungen praxisgerecht ausgestalten\r\nDer „jahreszeitbedingte Raumheizungsnutzungsgrad“ ƞs (= ETAs) von mindestens 81 Prozent (BEG 3.3.2) ist für Holzhackschnitzelanlagen, die minderwertige Holzsortimente verwerten können, nicht zu errei-chen, sondern erfordert hochwertige Brennstoffe (Pellets). Dabei ist es politisch gewünscht und auch im Sinne einer Nutzungsreihenfolge fachlich sinnvoll, möglichst minderwertige Holzsortimente ener-getisch zu nutzen. Deshalb muss für Holzhackschnitzelanlagen wieder eine Absenkung auf 78 Prozent\r\nSeite 15\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 6.10.2025\r\nerfolgen. Ansonsten leidet die Gesamteffizienz des Systems da nur technisch getrocknetes und Hoch-wertiges Material eingesetzt werden kann. In der energetischen Gesamtbilanz von Brennstoffbereit-stellung bis zur Energieerzeugung ist dies von Nachteil.\r\n3.4. Förderprogramme für den klimafreundlichen Neubau\r\nDie Bundesregierung fördert mittels zinsvergünstigter Darlehen den Bau von „klimafreundlichen Wohngebäuden“. Allerdings sind in den drei wichtigsten Förderprogrammen (Klimafreundlicher Neu-bau im Niedrigpreissegment; Klimafreundlicher Neubau – Wohngebäude; Wohneigentum für Familien – Neubau) Gebäude ausgeschlossen, die mit Biomasse beheizt werden. Dies stellt insbesondere für Menschen im ländlichen Raum eine starke Diskriminierung dar.\r\n3.5. Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)\r\nDas zentrale Instrument, um den Beitrag biogener KWK-Anlagen für die Wärmeversorgung zu sichern und zu heben, ist das EEG, das dringend überarbeitet werden muss. Das im Januar beschlossene Bio-massepaket adressiert nur einen Teil des bestehenden Bioenergieanlagenparks und schöpft somit das volkswirtschaftliche Potenzial biogener KWK-Anlagen nicht vollständig aus. Ein Biomassepaket 2.0 könnte der deutschen Energiewirtschaft entscheidend weiterhelfen. Die wichtigsten Anpassungen sind:\r\n•\r\nNeuen und bestehenden Biogasanlagen, die in die EEG-Anschlussvergütung wechseln, muss wieder mehr betriebswirtschaftliche Freiheit in der Ausgestaltung ihres Anlagenkonzepts ge-geben werden. Gleichzeitig muss es weiterhin geeignete Leitplanken für eine Überbauung und flexible Fahrweise geben. Wir schlagen für Biogasanlagen eine neue Vergütungssystematik vor: Das Strommengenmodell.\r\n•\r\nDer Maisdeckel sollte gestrichen, mindestens aber an die analoge Regelung im GEG angegli-chen werden (siehe oben).\r\n•\r\nDas Ausschreibungsvolumen für Biomasse muss deutlich angehoben und bis 2032 verlängert werden.\r\n•\r\nAlle Höchstwerte, anzulegende Werte und bestehende Vergütungsansprüche sowie der Flexi-bilitätszuschlag sollten deutlich erhöht und die Höchstwerte gesetzlich festgeschrieben wer-den.\r\nFür eine umfassende Darstellung dieser und weiterer Vorschläge zur Änderung des EEG wird auf das entsprechende Positionspapier der Bioenergieverbände verwiesen.\r\n3.6. Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) & KWK-Ausschreibungsverord-nung (KWKAusV)\r\nWärme aus der Verbrennung erneuerbarer Brennstoffe (Biogas, Biomethan, Holz, Wasserstoff etc.) ist vom Bonus für erneuerbare Wärme (§ 7a KWKG) wie auch von den KWK-Innovationsausschreibungen (§ 33b KWKG) ausgeschlossen; sowohl die Brennstoffe in der KWK-Anlage oder einem angeschlossenen Heizkessel eingesetzt wird. Denn diese Regelungen sind beschränkt auf sog. „innovative“ erneuerbare Wärme, welche dann als Wärme aus Wärmeerzeugern, die mindestens eine Jahresarbeitszahl von 1,25\r\nSeite 16\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 6.10.2025\r\naufweisen (§ 2 Abs. Nr. 12a KWKAusV). Dies kann von Wärmeerzeugern, die Brennstoffe einsetzen, nie-mals erreicht werden, da es bei Verbrennungstechnologien immer Umwandlungsverluste gibt.\r\nFür eine detailliertere Darstellung und weitere Vorschläge zur Weiterentwicklung des KWKG wird auf das Positionspapier des Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. verwiesen.\r\n4. Ergänzende Vorschläge zur Bereitstellung biogener Heizstoffe und Fernwärme\r\n4.1. Abbau von Hemmnissen und Bürokratie\r\nDie Bundesregierung sollte bis Ende 2026 ein umfangreiches Gesetzes- und Verordnungspaket zur Be-seitigung von diskriminierenden, praxisfernen oder unverhältnismäßigen regulatorischen Anforderun-gen für die Erzeugung, Nutzung und Förderung nachhaltiger Bioenergie vorlegen. Bei der Umsetzung der RED III im Strombereich darf es zu keinen zusätzlichen überzogenen Anforderungen kommen. Hierzu zählen v.a. auch die Vorgaben an die Treibhausgas-Einsparung. Neben praxisgerechten und pragmatischen Umsetzungsvorgaben müssen alle in der RED III eingeräumten Übergangszeiträume und Vereinfachungsmöglichkeiten für die Zertifizierung genutzt werden. Für eine detailliertere Darstel-lung und weitere Vorschläge zur Umsetzung der RED III wird auf das Positionspapier der Bioenergie-verbände verwiesen.\r\n4.2. Biomethaneinspeisung erleichtern\r\nDie novellierte EU-Gasbinnenmarktrichtlinie muss ambitioniert in deutsches Recht übertragen werden, um den Anschluss von Biomethananlagen und umgerüsteten bestehenden Biogasanlagen ans Gasnetz zu erleichtern. Ein solches Gesetzespaket muss unter anderem enthalten:\r\n•\r\nÜbergangsregelung zur Ende 2025 auslaufenden Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV): Unab-hängig davon, wie die Nachfolge zu den Gasnetzanschlussregeln Detail geregelt 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 31.12.2026 ein Ein-speisebegehren gestellt wurde, die bisherigen Regelungen der GasNZV gelten. Die Branche benötigt Bestands- und Investitionsschutz.\r\n•\r\nNachfolgeregelung zur Netzanschlussregulierung: Der überwiegende Teil der Netzanschluss-kosten muss auch nach Auslaufen der GasNZV vom Netzbetreiber getragen werden. Dies gibt Netzbetreibern einen Anreiz für eine kosteneffiziente Durchführung des Anschlusses, berück-sichtigt die spezielle finanzielle Situation kleinerer und mittlerer Unternehmen und beugt ei-ner Verschlechterung der Wettbewerbsfähigkeit von Biomethan vor.\r\n•\r\nRestriktionen beim Bauen von clusternden Biogasaufbereitungsanlagen im Außenbereich (Baugesetzbuch) müssen abgeschafft werden (siehe unten).\r\n•\r\nAnlagen & Infrastruktur zur Erzeugung und Netzeinspeisung erneuerbarer Gase sollten als im überragenden öffentlichen Interesse festgelegt werden, z.B. in GEG und WPG (siehe oben).\r\nSeite 17\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 6.10.2025\r\nFür eine detaillierte Darstellung wird auf die Positionspapiere zur GasNZV-Nachfolgeregelung sowie zur Stärkung der Biomethaneinspeisung verwiesen.\r\n4.3. Bau von Satteliten-BHKW, Biogasaufbereitungsanlagen und Wärmespei-cherung im Außenbereich erleichtern (Änderung von § 35 bzw. § 246d BauGB)\r\nMit den Sonderregeln in § 246d Absatz 4 Nr. 1 und Nr. 2 des Baugesetzbuchs (BauGB) soll die Errichtung von Biogasaufbereitungsanlagen, die das Biogas mehrerer Biogasanlagen bündeln („clustern”), bzw. von Biogas-BHKW, die vom Standort der Biogaserzeugung abgesetzt an einer Wärmesenke errichtet werden („Satelliten-BHKW”), im Außenbereich ermöglicht werden. Allerdings ist die Regelung zu clus-ternden Biogasaufbereitunganlagen unnötig restriktiv, da Biogasanlagen ausgeschlossen werden, die im Geltungsbereich eines Bebauungsplanes oder im unbeplanten Innenbereich errichtet wurden bzw. betrieben werden. Bei der Regelung zu den Satelliten-BHKW ist der Anknüpfungspunkt - die Biogaser-zeugungsanlage - falsch gewählt, weshalb die Regelung in der Praxis nicht angewendet werden kann. Die Regelungen müssen entsprechend überarbeitet werden.\r\nDarüber hinaus sollte auch der Bau von (Behälter-)Wärmespeichern im Außenbereich erleichtert wer-den, da diese notwendig sind, damit KWK-Anlagen ihre Wärmeversorgung aufrechterhalten können, wenn die BHKW aufgrund eines hohen Angebots an Wind- und Solarstrom abstellen.\r\nSeite 18\r\nVorschläge zur Bioenergie im Wärmebereich vom 6.10.2025\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. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"30.01.26\r\nDas Hauptstadtbüro Bioenergie bündelt die politische Arbeit der Branche und wird getragen von: Bundesverband Bioenergie e. V. (BBE), Deutscher Bauernverband e. V. (DBV), Fachverband Biogas e. V. (FvB) und Fachverband Holzenergie (FVH)\r\nStellungnahme\r\nzum Referentenentwurf einer Verordnung zur Anpassung der Emissionshandelsverordnung\r\n2030 an das TEHG-Europarechtsanpassungs-gesetz 2024\r\nSeite 2\r\n30.01.26 | Stellungnahme zum Referentenentwurf einer Verordnung zur\r\nAnpassung der Emissionshandelsverordnung\r\n2030 an das TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz 2024\r\nInhaltsverzeichnis\r\nVorbemerkung ................................................................................................................................................. 3\r\nAnmerkungen im Detail ............................................................................................................................... 3\r\n1. Art. 3, Abs. (3), Implementierung der RED III-Bestandsschutzregelung ........................ 3\r\n2. Art. 8, Abs. (2), Erfüllung der Treibhausgasminderung ......................................................... 4\r\n3. TEHG, Entfall der Emissionshandelspflicht beim Einsatz von nachhaltiger Biomasse im Berichtsjahr 2024 ............................................................................................................... 5\r\nSeite 3\r\n30.01.26 | Stellungnahme zum Referentenentwurf einer Verordnung zur\r\nAnpassung der Emissionshandelsverordnung\r\n2030 an das TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz 2024\r\nVorbemerkung\r\nDie unterzeichnenden Verbände begrüßen das Ziel des Referentenentwurfs einer Verordnung zur Anpassung der Emissionshandelsverordnung 2030 an das TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz 2024, die nationalen Regelungen an die fortentwickelten europarechtlichen Vorgaben anzupassen und Rechtssicherheit für die betroffenen Wirtschaftsteilnehmer zu schaffen.\r\nInsbesondere die Umsetzung der novellierten Vorgaben der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) erfordert eine stringente und systematische Übertragung der dort vorgesehenen Mindest-Treibhausgaseinsparungen sowie der in der BioSt-NachV geplanten Bestandsschutzregelung in das nationale Emissionshandelsrecht.\r\nDer Entwurf führt in Teilen zu einer Fortsetzung beziehungsweise Ausweitung administrativer Pflichten, obwohl für nachhaltig erzeugte Biomasse-Brennstoffe und Biomethan bereits heute ein Emissionsfaktor von Null angesetzt werden kann und somit kein zusätzlicher klimapolitischer Lenkungseffekt erzielt wird. Eine solche Übererfüllung von Berichts- und Nachweispflichten bindet Ressourcen, ohne den Klimaschutz voranzubringen, und steht dem erklärten Ziel der Entbürokratisierung entgegen.\r\nVor diesem Hintergrund zielen die nachfolgenden Anmerkungen darauf ab, die Emissionshandelsverordnung 2030 so auszugestalten, dass sie europarechtskonform, systematisch kohärent und praxistauglich ist. Insbesondere sollen Bestandsschutzregelungen konsequent übernommen, unverhältnismäßige Markteintrittsbarrieren vermieden und bürokratische Belastungen dort abgebaut werden, wo sie keinen zusätzlichen Klimanutzen entfalten. Nur so kann der Emissionshandel seine Steuerungswirkung entfalten und zugleich Investitionssicherheit für nachhaltige Biomasse- und Biomethananwendungen gewährleisten.\r\nAnmerkungen im Detail\r\n1. Art. 3, Abs. (3), Implementierung der RED III-Bestandsschutzregelung\r\nMit der Novelle der RED durch die Richtlinie (EU) 2023/2413 („REDIII“) wurden die europarechtlichen Anforderungen an die Nachhaltigkeit sowie die Vorgaben zur Treibhausgaseinsparung als Voraussetzung für die Förderung der Nutzung von Biomasse und Biokraftstoffherstellung angepasst. Im Rahmen der nationalen RED III-Umsetzung plant die Bundesregierung, von Teilen der Bestandsschutzregelung aus Art. 29, Abs. (15) der RED III Gebrauch zu machen. Ältere Bioenergie-Bestandsanlagen, die vor dem 20.11.2023 erstmalig EEG -Zahlungen erhalten haben und mindestens 15 Jahre in Betrieb sind, müssten dann erst ab dem 01. Januar 2031 und nicht schon frühestens ab dem 01. Januar 2026 eine THG-Minderung nachweisen. Das BMUKN hat die Bestandsschutzregelung in seinem im August 2025 vorgelegten „Referentenentwurf für eine „Verordnung zur Änderung der Verordnung über Anforderungen an eine nachhaltige Herstellung von Biomasse zur Stromerzeugung (Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung – BioSt-NachV) zur Änderung der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung - BioSt-NachV“ in § 6 Absatz 4 der BioSt-NachV vorgesehen. Mit der Nutzung der Übergangsfrist für Bestandsanlagen bis Anfang 2031 wird Planungssicherheit erhalten, da bei Inbetriebnahme der Anlagen noch keine Verpflichtung zur THG-Minderung galt. Dies bedeutet eine erhebliche bürokratische Erleichterung für Betreiber von Bioenergieanlagen, die in der ansonsten kurzen Übergangsphase erhebliche Anpassungen hätten vornehmen müssen, und in der Fortführung des Betriebes durch unrealistische Anforderungen für Bestandsanagen gefährdet wären. Für\r\nSeite 4\r\n30.01.26 | Stellungnahme zum Referentenentwurf einer Verordnung zur\r\nAnpassung der Emissionshandelsverordnung\r\n2030 an das TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz 2024\r\nBioenergieanlagen, die keine EEG-Vergütung erhalten, sollte der Bestandsschutz ebenso gewährleistet werden.\r\nAus Sicht der unterzeichnenden Verbände ist es geboten, von der Bestandsschutzregelung der novellierten BioSt-NachV in angrenzenden Rechtsbereichen, wie dem Regelwerk zur Umsetzung des EU-ETS 1 und des EU-ETS 2 Gebrauch zu machen und einen rechtssicheren Verweis in der Emissionshandelsverordnung 2030 zu formulieren. Somit wird eine 1:1-Umsetzung der durch die RED III geänderten Mindest-Treibhausgaseinsparungen und der Bestandsschutzregelung gewährleistet.\r\nPerspektivisch sollte im TEHG zudem sichergestellt werden, dass die Bestandsschutzregelung für Holzenergieanlagen mit einer Genehmigung nach Anhang 1, Nummer 8.1.1. der 4. BImSchV gilt, falls diese perspektivisch von der Bundesregierung in den EU-ETS 1 überführt werden sollten. Diese sind aktuell auf Grundlage von §2 Absatz 2a BEHG in das nationale Emissionshandelssystem (nEHS) seit dem Berichtsjahr 2024 eingebunden.\r\nVorschlag\r\nArt. 3, Abs. (3) sollte wie folgt ergänzt werden:\r\n(3) Im Hinblick auf die jeweils maßgeblichen Kriterien für Treibhausgaseinsparungen gemäß § 6 Absatz 2 Satz 1 und § 6 Absatz 4 der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung gilt eine Anlage zu dem Zeitpunkt als in Betrieb genommen, zu dem in ihr zur Verbrennung erstmals Biomasse-Brennstoffe oder flüssige Biobrennstoffe verwendet worden sind. Zur Bestimmung der Betriebsdauer sind die Kalenderjahre mit Verwendung von Biomasse-Brennstoffen oder flüssigen Biobrennstoffen zugrunde zu legen. Für Anlagen, die nicht vom Erneuerbare-Energien-Gesetz erfasst sind und vor dem 20. November 2023 in Betrieb gegangen sind, ist § 6 Absatz 2 der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung in der am [einsetzen: Datum des Tages vor dem Inkrafttreten der am nach Artikel (…) geltenden Fassung der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung] bis zum 31. Dezember 2030 anzuwenden.\r\n2. Art. 8, Abs. (2), Erfüllung der Treibhausgasminderung\r\nDie im Referentenentwurf zur EHV-2030 vorgesehene starre Treibhausgasminderungsschwelle, die vorsieht, dass der Emissionswert des Biomassebrennstoffs von Biomethan den Wert von 72 g CO₂-Äquivalent pro Megajoule um mindestens 70 % unterschreitet, wird den realen Markt- und Anlagenstrukturen nicht gerecht. Eine undifferenzierte Anwendung der 70-%-Schwelle führt daher zu erheblichen Markteintrittsbarrieren bzw. zu Barrieren für Bestandsanlagen und gefährdet den Einsatz von Biomethan im Wärmesektor mit Hinblick auf die politisch geforderte Resilienz. Der Markthochlauf von grünen Gasen, einschließlich Wasserstoff und Biomethan, steht zudem in engem Zusammenhang mit der Weiterentwicklung der Gasnetzinfrastruktur. Vor dem Hintergrund möglicher Teilstilllegungen von Gasverteilnetzen und des auslaufenden spezifischen Rechtsrahmens der GasNZV ist es besonders wichtig, dass erneuerbare Gase regulatorisch nicht benachteiligt werden. Eine zu starre Auslegung von § 8 Abs. 2 würde die Nutzung von Biomethan im Netz erschweren und damit Infrastruktur- bzw. Investitionsentscheidungen zulasten erneuerbarer Gase vorwegnehmen - obwohl diese Netze auch europaweit künftig eine zentrale Rolle für die Wärmeversorgung mit klimaneutralen Molekülen spielen sollen. Hierzu fehlt immer noch eine Aussage der Bundesregierung zur Forderung des nationalen Beitrags zum “35 bcm” Ziel der EU im Rahmen des REPowerEU Programms.\r\nSeite 5\r\n30.01.26 | Stellungnahme zum Referentenentwurf einer Verordnung zur\r\nAnpassung der Emissionshandelsverordnung\r\n2030 an das TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz 2024\r\nVorschlag\r\nErforderlich ist stattdessen eine marktorientierte Ausgestaltung aufgrund bereits bestehender und anlagenspezifischer Daten. Die Treibhausgasminderung sollte nicht ausschließlich an einer starren 70-%-Schwelle gegenüber dem Referenzwert von 72 g CO₂-Äq/MJ festgemacht werden, sondern auch auf Basis realer, zertifizierter Prozessdaten erfolgen – die ohnehin jährlich auditiert werden.\r\n3. TEHG, Entfall der Emissionshandelspflicht beim Einsatz von nachhaltiger Biomasse im Berichtsjahr 2024\r\nDas TEHG sieht vor, dass Anlagen, deren Emissionen im Bezugszeitraum 2019 bis 2023 zu mehr als 95 Prozent aus der Verbrennung nachhaltiger Biomasse stammen, ab dem Jahr 2026 nicht mehr der Emissionshandelspflicht unterliegen. Biomethan, das in das Netz eingespeist wird, unterliegt erst seit dem Berichtsjahr 2024 der Emissionshandelspflicht. Anlagenbetreiber unterliegen sowohl der Abgabenpflicht als auch Berichtspflicht des nationalen Emissionshandelssystems (nEHS) und künftig dem Europäischen Emissionshandelssystem 2. Bei entsprechendem Nachhaltigkeitsnachweis für die eingesetzte Biomasse sind die Inverkehrbringer von der Abgabenpflicht von CO2-Zertifikaten befreit. Da für nachhaltig erzeugtes Biomethan somit bereits heute ein Emissionsfaktor von Null angesetzt werden kann und somit keine Abgabepflicht für Emissionszertifikate besteht, führt die fortbestehende Berichtspflicht zu einem unverhältnismäßigen administrativen Aufwand für die verpflichteten Wirtschaftsteilnehmer ohne zusätzlichen klimapolitischen Nutzen.\r\nVorschlag\r\nDen unterzeichnenden Verbänden erscheint es folgerichtig und systematisch konsistent, nachhaltig erzeugtes Biomethan – bei Nachweis eines Emissionsanteils von über 95 bzw. 90 Prozent aus nachhaltiger Biomasse – analog zur bestehenden TEHG-Regelung vollständig von der Emissionshandelspflicht, einschließlich der Berichtspflicht, auszunehmen. Dafür sollte der Zeitraum auch das Berichtsjahr 2024 umfassen. Dies würde zur Entbürokratisierung beitragen, Investitionsanreize für erneuerbare Gase stärken und die Gleichbehandlung unterschiedlicher Biomasseanwendungen im Emissionshandel sicherstellen. Zusätzlich sollte auch die Schwelle der Freistellung für Anlagen mit überwiegendem Biomasseeinsatz angepasst werden, um für Kohärenz mit den Biomasse-Standardwerten zu sorgen und um perspektivisch auch Holzenergieanlagen mit einer mit einer Genehmigung nach Anhang 1, Nummer 8.1.1. der 4. BImSchV, die überwiegend Altholz der Kategorien A III und A IV einsetzen, ebenfalls zu erfassen. Hierfür ist es sinnvoll, die Schwelle für die Pflichtenfreistellung von 95 auf 90,0 Prozent anzupassen.\r\nKontakt:\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nChristoph Tollmann\r\nReferent Nachhaltigkeit\r\ntollmann@bioenergie.de\r\nEUREF-Campus 16 | 10829 Berlin\r\nT +49 (0) 30 | 27 58 179 286\r\nwww.hauptstadtbuero-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 Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-01-30"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026569","regulatoryProjectTitle":"Düngegesetz praxistauglich reformieren: EU-konform, verursachergerecht und ohne zusätzliche Bürokratie für Biogasanlagen.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/7e/8d/797960/Stellungnahme-Gutachten-SG2603120033.pdf","pdfPageCount":10,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme Entwurf eines Zweiten Gesetzes zur Änderung des Düngegesetzes Referentenentwurf des BMLEH vom 15.01.2026 Stand: 06.02.2026\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 größter und führender Interessensvertretung der Biogas-Branche entwickelt. Er vertritt Hersteller, Anla-genbauer, landwirtschaftliche wie auch industrielle Biogasanlagenbetreiber und Institutionen mit dem Ziel der Förderung des Umweltschutzes und der Sicherung einer nachhaltigen Energieversorgung. Satzungs-gemäß verfolgt der Fachverband Biogas folgende Primärziele:\r\n•\r\nFörderung von technischen Entwicklungen im Biogasbereich,\r\n•\r\nFörderung, Auswertung und Vermittlung von wissenschaftlichen Erkenntnissen und praktischen Erfahrungen aus dem Bereich der Biogastechnik zum Wohle der Allgemeinheit und der Umwelt,\r\n•\r\nDurchführung von Schulungen für Praxis und Beratung,\r\n•\r\nHerausgabe von Publikationen in Schrift, Bild und Ton,\r\n•\r\nFörderung des Erfahrungsaustausches durch Beteiligungen und Durchführung von Ausstellungen, Tagungen und anderen Veranstaltungen,\r\n•\r\nFörderung des internationalen Erfahrungsaustausches durch Herstellung und Pflege von Kontak-ten im In- und Ausland,\r\n•\r\nFörderung eines Beratungsnetzes durch Mitglieder in den verschiedenen Regionen,\r\n•\r\nErarbeitung von Qualitätsstandards für Planung und Errichtung von Biogasanlagen und Anlagen-komponenten.\r\n•\r\nErarbeitung von Qualitätsstandards für Gärprodukte\r\n•\r\nErarbeitung von Qualitätsstandards zum Betrieb von Biogasanlagen\r\nAuf europäischer Ebene wird der Fachverband Biogas von dem Europäischen Biogasverband (EBA) ver-treten, der sich im Jahr 2009 gründete und nunmehr Mitglieder aus 25 EU-Mitgliedsstaaten umfasst.\r\n3\r\nStellungnahme FvB vom 06.02.2026:\r\nEntwurf eines Zweiten Gesetzes zur Änderung des Düngegesetzes – Referentenentwurf des BMLEH vom 15.01.2026\r\n1. Wichtige grundsätzliche Vorbemerkung\r\nDer vorliegende Entwurf eines Zweiten Gesetzes zur Änderung des Düngegesetzes des Bundesminis-teriums für Landwirtschaft, Ernährung und Heimat (BMLEH) erweitert die Anforderungen zum Inver-kehrbringen von Düngemitteln entsprechend um die Vorgaben aus der EU-Düngeprodukteverordnung. Gleichzeitig werden für den Umgang mit Nährstoffen ein Monitoring zur Überwachung und Bewertung düngerechtlicher Maßnahmen eingerichtet und hierfür als Ermächtigungsgrundlage auf entsprechend konkretisierende Rechtsverordnungen verwiesen.\r\nDer Fachverband Biogas e.V. (FvB) unterstützt grundsätzlich eine Berücksichtigung von europäischen Vorgaben auf nationaler Ebene. Aus Sicht des FvB ist dies vor allem bedeutend, da die bereits aktuell geltenden Regelungen zum Düngerecht an die Anforderungen des Europäischen Rechts angepasst werden müssen, insbesondere an die EU-Düngeprodukteverordnung sowie die Einhaltung und Umset-zung der EU-Nitratrichtlinie. Dabei ist vor allem sicherzustellen, dass die nationale Umsetzung gleich-wertig oder strenger zu EU-Vorgaben erfolgen muss, ansonsten bereits bestehende gute nationale Re-gelungen hinfällig werden könnten. Durch die Aufhebung der Stoffstrombilanzverordnung sowie den Entscheidungen des Bundesverwaltungsgerichts zur Nachbesserung des Maßnahmenprogramms hin-sichtlich Nitratgehalt im Grundwasser für die Flussgebietseinheit Weser Ems, zusätzlich zur Düngever-ordnung ein Nitrataktionsprogramms aufzustellen und die Erklärung der Unwirksamkeit der Ausfüh-rungsverordnung Düngeverordnung (AVDüV) bietet sich die Chance, das bisherige Düngerecht durch eine an die Nitratrichtlinie orientierte Gesetzgebung ohne Gebietsausweisung abzulösen.\r\nDie Implementierung von europäischen Vorgaben in nationales Recht darf nicht dazu führen, dass für Betreiber von Biogasanalagen ein unnötiger Mehraufwand für Dokumentations- und Meldepflichten ge-neriert wird. Im Sinne des politisch formulierten Bürokratieabbaus sollten für die Umsetzung neuer Vor-gaben bereits bestehende Daten aus geltenden Rechtsverordnungen genutzt werden und bestenfalls konkretisierende Maßnahmen in einer oder insgesamt reduzierten Anzahl zusätzlicher Rechtsverord-nungen erfolgen. Die grundlegend sichtbare und angestrebte Neuordnung des Düngerechts bietet über die formulierten Ermächtigungsgrundlagen im vorliegenden Entwurf dafür gute Voraussetzungen. Für eine Akzeptanz von Anforderungen zum Umgang mit Nährstoffen ist dabei eine Bündelung und Nach-vollziehbarkeit maßgeblich. Dazu ist es unbedingt erforderlich, bereits im Gesetz auch auf Erleichterun-gen klar hinzuweisen oder vorzugeben, um bereits durch das DüngG zu der vom Ministerium gewünsch-ten Verursachergerechtigkeit zu kommen. Eine mögliche unterschiedliche Auslegung der gesetzlichen Vorgaben erst in der (den) zu erstellenden Rechtsverordnung(en) einzupflegen, verzögert unnötig den Ausbau der erneuerbaren Energieträger und gefährdet auch die Erfüllung der Klimaziele der Bundesre-gierung.\r\nDer FvB begrüßt grundsätzlich auch, dass die Grundlage zur verstärkten Zusammenarbeit von den verschiedenen Behörden im Vollzug durch den Gesetzentwurf erweitert wird. Vor dem Hintergrund des Föderalismus sollten länderübergreifende, einheitliche Strukturen für die Übermittlung von Daten der Biogasanlagenbetreiber geschafften werden, vor allem zu Aufzeichnungen aus der Praxis. Die ver-stärkte Zusammenarbeit der Behörden darf auf keinen Fall dazu führen, dass der Betreiber einer Anlage die Daten in Zukunft nicht nur einer Behörde melden muss, sondern mehreren. Dabei sollte der Daten-schutz in eine Nutzung von anonymisierten Daten münden. Allein aus dieser Perspektive ist eine ver-stärkte Zusammenarbeit von den verschiedenen Behörden zu begrüßen und führt in nächster Konse-quenz dann auch zu einem tatsächlichen Bürokratieabbau in der Praxis.\r\nIm Gesetzentwurf sind zahlreiche Ermächtigungsgrundlagen für neue Verordnungen enthalten, etwa zur Qualitätssicherung, zum Monitoring und zur Differenzierung von Maßnahmen. Im derzeitigen Kennt-nisstand des FvB bleibt jedoch kritisch zu hinterfragen, ob dies als Chance zur Vereinfachung oder als Risiko für zusätzliche Bürokratie zu bewerten ist.\r\n4\r\nStellungnahme FvB vom 06.02.2026:\r\nEntwurf eines Zweiten Gesetzes zur Änderung des Düngegesetzes – Referentenentwurf des BMLEH vom 15.01.2026\r\n2. Forderungen aus Sicht der Biogasanlagenbetreiber\r\nDer Entwurf überführt die Anforderungen an die Vorgaben der EU-Düngeprodukteverordnung zum In-verkehrbringen von Düngemitteln und bildet mit der Überwachung und Bewertung von düngerechtlichen Maßnahmen die Ermächtigungsgrundlage für die Nutzung betriebsspezifischer Daten. Eine Prognose, wie durch die betriebsspezifischen Daten die Stärkung des Verursacherprinzips konkretisiert wird, kann dem Gesetzentwurf als Ermächtigungsgrundlage leider nicht entnommen werden.\r\nWesentliche Forderungen:\r\n•\r\nErweiterung der Definition Wirtschaftsdünger um die Kategorie Pferdemist aus der sonstigen Haltung von Equiden.\r\n•\r\nAbwägung der Vorgaben zur Akkreditierung von notifizierenden Stellen auf nationaler und eu-ropäischer Ebene, sowie deren Unabhängigkeit zur Aufrechterhaltung von Qualitätsanforde-rungen gegenüber einem freien Wettbewerb im internationalen Vergleich, um die Etablierung entsprechender Stellen, insbesondere wirtschaftsgetragener Organisationen, voranzutreiben.\r\n•\r\nBerücksichtigung von nationalen und europäischen freiwilligen und unabhängigen Gütesiche-rungen für Kompost und Gärprodukte zur Erfüllung der Anforderungen sowie Hinterlegung von Erleichterungen bei den Dokumentations- und Meldepflichten im Gesetz, um das Verursacher-prinzip und den Bürokratieabbau zu unterstützen.\r\n•\r\nKonkretisierung der Datenerhebung zu Ablauf, Art und Umfang, insbesondere der Bezug zu Praxisbezogenen Werten auf Betriebsebene für die Vergleichbarkeit im Rahmen eines Moni-torings unter Berücksichtigung des Datenschutzes.\r\n•\r\nOrientierung der Neuausrichtung eines verursachergerechten Düngerechts an der EU-Nit-ratrichtlinie ohne zwingende Gebietsausweisung.\r\n5\r\nStellungnahme FvB vom 06.02.2026:\r\nEntwurf eines Zweiten Gesetzes zur Änderung des Düngegesetzes – Referentenentwurf des BMLEH vom 15.01.2026\r\n3. Regelungen im Detail\r\nZu § 2\r\nIm Zuge der Überarbeitung des Düngegesetzes plädiert der FvB dafür, den Mist aus der sonstigen Haltung von Equiden in die Definition von Wirtschaftsdünger mit aufzunehmen und damit den Vollzug zu erleichtern. Grund dafür ist der unterschiedliche Umgang mit Pferdemist aus der privaten oder ge-werblichen Haltung von Pferden. Es gibt Szenarien, in welchen dieser Pferdemist als Einsatzstoff mit Abfallstatus eingestuft wird, da er eben nicht unter die Definition nach § 2 Nr. 2 „[…] a) als tierische Ausscheidungen aa) bei der Haltung von Tieren zur Erzeugung von Lebensmitteln oder bb) bei der sonstigen Haltung von Tieren in der Landwirtschaft […]“ fällt.\r\nBewertung: Der fehlende Bezug von Pferdemist zu der Definition von Wirtschaftsdüngern im Düngege-setz kann dazu führen, dass Pferdemist als Einsatzstoff mit Abfallstatus eingestuft wird und damit einen erhöhten Aufwand an Untersuchungspflichten, Meldepflichten und Dokumentationspflichten bewirkt, der mit dem Einsatz in einer Biogasanlage einhergeht. Dieser Aufwand steht jedoch in keinem Verhältnis zum geringen Risiko eines Pferdemistes aus der Hobby- oder gewerblichen Pferdehaltung für die Ge-sundheit von Mensch, Tier oder Pflanze und für die Sicherheit der Umwelt im Vergleich zu einem Pfer-demist aus der Haltung von Pferden im Kontext der Landwirtschaft.\r\nGrundsätzlich gelten für alle tierischen Nebenprodukte, worunter auch Pferdemist zählt, vor allem die Anforderungen aus dem Veterinärrecht. Die Bestimmungen werden über die Verordnung (EG) 1069/2009 mit Hygienevorschriften für nicht für den menschlichen Verzehr bestimmte tierische Neben-produkte und die Durchführungsverordnung (EU) 142/2011 geregelt. Demnach wird Pferdemist dem Artikel 3 Nr. 20 (EG) 1069/2009 zugeordnet und ist im Sinne der Verordnung als „Gülle“ (Exkremente und/oder Urin von Nutztieren […], mit oder ohne Einstreu) einzustufen. Unter Artikel 3 Nr. 6 sind Equiden den Nutztieren zugeordnet. Damit gelten für Pferdemist gleiche Anforderungen, wie für andere Mistar-ten.\r\nVorschlag:\r\nErweiterung des § 2 Begriffsbestimmung in der Definition von Wirtschaftsdünger um folgenden Teilsatz:\r\n„[…]\r\n2. sind Wirtschaftsdünger: Düngemittel, die\r\na) als tierische Ausscheidungen\r\naa) bei der Haltung von Tieren zur Erzeugung von Lebensmitteln oder\r\nbb) bei der sonstigen Haltung von Tieren in der Landwirtschaft oder\r\ncc) bei der sonstigen Haltung von Equiden oder\r\n[…]“\r\n6\r\nStellungnahme FvB vom 06.02.2026:\r\nEntwurf eines Zweiten Gesetzes zur Änderung des Düngegesetzes – Referentenentwurf des BMLEH vom 15.01.2026\r\nZu § 3, Absatz 5 Nummer 10\r\nDie Ermächtigung über Voraussetzungen zur Erfüllung von Ausnahmen und Anforderungen für Betriebe von den Vorschriften zum Schutz der Gewässer vor Verunreinigung im Falle einer Rechtsverordnung.\r\nBewertung: Grundsätzlich unterstützt der FvB den Entwurf an dieser Stelle. Eine verursachergerechte Bewertung der betrieblichen Düngemaßnahmen und damit eventuelle Erleichterungen bilden eine große Chance für die Neuordnung des Düngerechts. Allerdings wird ein „…mit Nitrat belastetes Ge-biet“ nicht näher definiert. Daraus ergibt sich eine große Unsicherheit, auf welcher Grundlage ein Gebiet definiert und als belastet gilt. Die Erwartung der Branche an dieser Stelle des Entwurfs ist die Ermäch-tigung für eine Rechtsverordnung, die wesentlich dazu beiträgt Grundlagen für eine Bewertung zu bün-deln und daraus eine verursachergerechte Maßnahmendifferenzierung zu ermöglichen.\r\nVorschlag: Sofern in Rechtsverordnungen nach Satz 1 für Betriebe in definierten Gebieten nach diesen Rechtsverordnungen Regelungen über Ausnahmen von den Vorschriften zum Schutz der Gewässer vor Verunreinigung erlassen werden, können darin insbesondere die Voraussetzungen für die Ausnah-men und die Anforderungen an ihren Nachweis geregelt werden“.\r\nZu § 5 Absatz 2 Nr. 4\r\nDer Entwurf sieht als Ermächtigungsgrundlage vor, die Anforderungen u.a. an Qualitätssicherungssys-teme, Produktion und Vertrieb sowie Dokumentations- und Meldepflichten per Rechtsverordnung zu regeln.\r\nBewertung: Der direkte Bezug auf Qualitätssicherungssysteme stellt in gewisser Weise eine Verlinkung zu Regelungen auf EU-Ebene insbesondere auf die EU-Düngeprodukteverordnung dar. Ziel dessen kann eine Möglichkeit sein, die nationale Gesetzgebung ebenbürtig i.S. der EU-Vorgaben zu gestalten. Im bestehenden Rechtsrahmen, insbesondere im Abfallrecht, erfüllen bereits bestehende Qualitätssi-cherungssysteme die gesetzlichen Anforderungen und darüber hinaus. Ein zusätzlicher, bürokratischer Mehraufwand zur Dokumentation und Meldung bei Inverkehrbringen von Düngemitteln zum reinen Zweck der Erfüllung von EU-Vorgaben ohne inhaltlichen Mehrwert stellt eine unnötige Belastung der Betriebe dar und eine dringende Gefahr, durch eine zusätzliche nationale Regelung, Überschneidungen und Doppelregelungen hervorzurufen. Vielmehr kann die Auflage eine gleichwertige oder strengere Um-setzung auf nationaler Ebene zur Erfüllung entsprechender EU-Vorgaben bereits jetzt erfüllt werden. Dazu bietet sich an in §13 a die Qualitätssicherung nicht auf Wirtschaftsdünger zu begrenzen und damit weitere Stoffgruppen einzubeziehen. Dies sollte bei der Neuordnung des Düngerechts genutzt werden.\r\nVorschlag: Möglichkeit zur Anerkennung bestehender Qualitätssicherungssysteme. Der Satz sollte lau-ten: „[…] die Anforderungen an betriebliche Eigenkontrollen und Korrekturmaßnahmen sowie an Auf-zeichnungs-, Aufbewahrungs-, Vorlage- und Meldepflichten von Herstellern und Inverkehrbringern zu regeln. Die zuständige Behörde kann im Falle einer Teilnahme an einem bestehenden freiwilligen Qua-litätssicherungssystem Erleichterungen ermöglichen.[…]“\r\nStreichung der Begrenzung auf Wirtschaftsdünger in § 13a Abs. 1\r\nZu § 6, §6a-d Notifizierung\r\nBezugnehmend auf die Begründung zum Referentenentwurf im übermittelten Dokument „Referenten-entwurf 2. Gesetz zur Änderung DüngG 150126 (bereinigt)“ auf Seite 33, ist es aus Sicht des FvB drin-gend zu hinterfragen, dass einschlägige Aufgaben durch staatliche Stellen übernommen werden. In der Begründung heißt es dazu, Zitat „die Übernahme einschlägiger Aufgaben durch staatliche Stellen kann aber […] bei fehlendem Interesse durch wirtschaftsgetragene Organisationen sinnvoll sein“. Dem ist aus FvB Sicht dringend zu widersprechen. Zum einen gab und gibt es bereits Interesse von wirtschaftsge-tragenen Organisationen diese einschlägigen Aufgaben zu übernehmen. Der Grund, dass dies bisher noch nicht praktisch umgesetzt werden konnte, liegt in den sehr hohen Hürden für die Akkreditierung\r\n7\r\nStellungnahme FvB vom 06.02.2026:\r\nEntwurf eines Zweiten Gesetzes zur Änderung des Düngegesetzes – Referentenentwurf des BMLEH vom 15.01.2026\r\nund den damit verbundenen Kosten begründet. Zum anderen kommt hinzu, dass auch die Erlösmög-lichkeiten nicht kalkulierbar sind. Hierfür liegen die Gründe vor allem bei den nicht praxistauglichen An-forderungen für organische Düngemittel mit CE-Kennzeichnung u.a. von Biogasanlagen.\r\nDes Weiteren geht aus Sicht des FvB eine Wettbewerbsverzerrung mit einher, sobald eine staatliche Stelle diese einschlägigen Aufgaben übernimmt. Staatlich eingerichtete Konformitätsbewertungsstellen (KBS) könnten gegenüber anderen Systemen bevorzugt werden, was zu den genannten Wettbewerbs-verzerrungen führen würde.\r\nDer Referentenentwurf benennt die Bundesanstalt für Landwirtschaft (BLE) als notifizierende Behörde und überführt die Vorgaben aus der Verordnung (EU) 2019/1009 zum Konformitätsbewertungsverfah-ren. In den §§6a bis 6d wird um das Verfahren auf nationaler Ebene erweitert. Dabei werden bereits sehr konkretisierende Vorgaben in Bezug auf die bisher einzige Konformitätsbewertungsstelle (KBS) in Deutschland, das Julius-Kühn-Institut (JKI), hinterlegt und zusätzlich auf die Ermächtigung per Rechts-verordnung verwiesen, um nähere Anforderungen an Anträge auf Notifizierung erlassen zu können.\r\nBewertung: Die Mitgliedstaaten haben gemäß Artikel 21 (EU) 2019/1009 die Möglichkeit, selbst zu ent-scheiden, ob eine Bewertung einer KBS und die Überwachung der notifizierten Stelle zwangsläufig durch eine nationale Akkreditierungsstelle erfolgen muss. Eine Bewertung über die Deutsche Akkredi-tierungsstelle (DAkkS) ist somit nicht zwangsläufig durchzuführen. Es ist zu befürchten, dass hierdurch der Aufbau weiterer KBS in Deutschland im Vergleich zu anderen Mitgliedstaaten, die keine nationale Akkreditierung hinterlegt haben, verzögert wird. U.U. ist dabei auch zu berücksichtigen, ob sich ein Ak-kreditierungsverfahren über die DAkkS aus fachlicher Sicht zur Etablierung einer KBS in Deutschland generell als geeignet darstellt. Durch das aufwendige Akkreditierungsverfahren werden zertifizierungs-willige Anbieter von Düngemitteln zeitnah nicht auf eigene nationale KBS zugehen können. Hier ist in der Folge eine mögliche Abwanderung in angrenzende Mitgliedstaaten mit entsprechenden KBS Zerti-fizierungswilliger zu bedenken.\r\nEs sollte für die Erfüllung der Vorgaben aus der (EU) 2019/1009 im Interesse aller Akteure sein, kom-petente Fachkräfte zur Verfügung stellen zu können. Um dies zu gewährleisten, sollten weiteren KBS der Weg zur notifizierten Stelle durch Rechtsverordnungen nicht unnötig erschwert werden. Darüber hinaus sollte es im Sinne des freien Wettbewerbs keine Sonderregelungen für die KBS des JKI geben dürfen, z.B. Befreiung von der Haftpflichtversicherungspflicht, die dazu führen würden, dass die KBS des JKI einen Wettbewerbsvorteil gegenüber anderen KBS hat. Außerdem sollte es ein genaues Vor-gehen geben, wie die Unabhängigkeit der KBS von der BLE und den anderen Aufgaben des JKI über-prüft wird und von wem.\r\nVorschlag: Abwägung der Anforderungen an eine Akkreditierung auf nationaler Ebene mit den Vorga-ben auf EU-Basis. Gewährleistung der Unabhängigkeit und Wettbewerb sowie die Ausschöpfung von fachlichen Kompetenzen an bestehenden etablierten Stellen.\r\nZu § 11a Bilanzierung\r\nDer Entwurf streicht die Ermächtigungsgrundlage für die Stoffstrombilanzverordnung (StoffBilV) und übernimmt inhaltlich den Verweis auf den nachhaltigen und ressourceneffizienten Umgang mit Nähr-stoffen als Ergänzung zur guten fachlichen Praxis in den § 3 Abs. 2a auf.\r\nBewertung: Durch die inhaltliche Ergänzung aus § 11a in § 3 Abs. 2a und in Kombination mit der Er-gänzung zu § 3 Abs. 5 Nr. 6 hinsichtlich „abgeführten“ Nährstoffen beim Weidegang ist eine zukünftige Bilanzierung nicht auszuschließen. Ergänzend zu den Anmerkungen zu § 3 muss bei einer möglichen angedachten Bilanzierung der Fokus auf die Bewertung und Maßnahmendifferenzierung gelegt werden.\r\nVorschlag: Die Erkenntnisse zur Untauglichkeit der StoffBilV in der Praxis bei Biogasanlagen sind zu berücksichtigen. Im nachfolgenden Auszug der Stellungnahme des FvB zur Aufhebung der StoffBilV heißt es:\r\n„Gründe für ein Überschreiten der Bilanzwerte sind vor allem große Abweichungen zwischen Standard-werten und realen Werten aus Analysen. Lagerbestände aus dem Silo und Gärproduktlager können zudem nicht berücksichtigt werden.\r\n8\r\nStellungnahme FvB vom 06.02.2026:\r\nEntwurf eines Zweiten Gesetzes zur Änderung des Düngegesetzes – Referentenentwurf des BMLEH vom 15.01.2026\r\nFür die Berechnung der Nährstoffgehalte auf der Inputseite werden bei pflanzlichen Substraten die Ba-sisdaten der Länder herangezogen, die die diversen Standort- und Anbaubedingungen (Boden, Witte-rung, Fruchtfolge, Management, Saatgut, Züchtung etc.) nicht widerspiegeln. Hinzu kommt auch eine oftmals reduzierte Düngung von Kulturen zur Verwendung als Biogassubstrat gegenüber derselben Kul-tur zur Verwendung als Futtermittel. Dadurch kommt es auf Betriebsebene zu einer starken Abweichung der tatsächlichen Nährstoffgehalte auf Inputseite. Ähnlich verhält es sich bei Nährstoff-Standardwerten gegenüber Analysewerten von abgegebenen Wirtschaftsdüngern.\r\nBei der Berechnung der Nährstoffgehalte am Output können zudem noch Abweichungen hinzukommen, wenn Fehler bei der Durchführung, der Auswahl des Zeitpunkts der Probenahme oder Verluste während des Versandes der Probe ins Labor vorliegen.“\r\nZu § 12 Überwachung, Datenerhebung, Datenspeicherung, Datenver-wendung, Datenübermittlung\r\nDer Entwurf erweitert die Ermächtigung zur Überwachung und Datenübermittlung zum Zweck der Ein-haltung dieses Gesetzes und der daraus erlassenen Rechtsverordnungen um die Datenerhebung, -speicherung und -verwendung.\r\nZu § 12 Abs. 1-6\r\nBewertung: Die Erweiterung der Befugnis zum Umgang mit betrieblichen und personenbezogenen Da-ten ist vor dem Hintergrund des § 3 dieses Entwurfs zunächst als positive Möglichkeit zur zukünftigen Verursachergerechtigkeit bei der Anwendung von Düngemitteln zu sehen. Um eine zielführende Bewer-tung bisheriger Düngemaßnahmen zu gewährleisten, ist der Zusammenschluss aller beteiligten Akteure nachvollziehbar und unumgänglich. Der genaue Ablauf und die Gestaltung des Monitorings wird dabei leider nicht weiter ausgeführt und ist kritisch zu sehen. In Bezug auf den Datenschutz muss unbedingt geprüft werden, inwieweit umfängliche Daten der Betriebe bei unterschiedlichen Behörden vorliegen, insbesondere wenn es sich um Informationspflichtige Stellen gemäß §2 Abs.1 Umweltinformationsge-setz (UIG) handelt. Eine Anonymisierung von Daten sollte sich in diesem Zusammenhang - ohne Ein-schränkung gegenüber dem eigentlichen Ziel des Monitorings - als unproblematisch erweisen. Es dür-fen sich durch die recht allgemeine Befugniserteilung keine unnötigen, erneuten oder doppelten Daten-erhebungen, -speicherungen oder -übermittlungen ergeben.\r\nVorschlag: Eine Abwägung notwendiger, anonymisierter Daten zum Zweck dieses Gesetzes mit bereits vorhandenen Daten und deren Bündelung sollte bei der Neuordnung des Düngerechts mit gegebenen-falls Wegfall bisheriger aus dem bisherigen DüngG erlassenen Rechtsverordnungen geprüft werden und einhergehen. Damit wird v.a. der Entbürokratisierung bei gleichzeitiger höherer Effizienz der Er-mächtigungsgrundlage(n) Sorge getragen.\r\nZu § 12 Abs. 7 Nr. 4 Buchstabe e)\r\nErgänzung um Mengen und Nährstoffgehalte der Stoffe, die Biogasanlagen zugeführt wurde\r\nBewertung: Die Berücksichtigung von im Kreislauf geführten Nährstoffen von Biogasanlagen ist zu-nächst grundsätzlich nachvollziehbar. Eine Skalierung auf einzelne Stoffe mit Menge und zugeführten Nährstoffgehalten ist in der Praxis nicht allgemein durchführbar. Gerade bei Bioabfall vergärenden An-lagen können für einzelne Chargen keine pauschalen Aussagen zu Menge und Nährstoffgehalt getrof-fen werden. Dies würde, soweit überhaupt möglich, zudem einen großen bürokratischen Mehraufwand bedeuten, der im Kontext der übergeordneten Ziele der Verursachergerechtigkeit keinen Mehrwert ge-neriert. Zudem sind einzelne Stoffe nur in geringen Mengen und unterschiedlicher Qualität vorhanden.\r\nVorschlag: Buchstabe e) streichen. Zielführender ist in diesem Zusammenhang das entstehende Gär-produkt mit Angabe zu Menge und Nährstoffgehalt, welches als Düngemittel eingesetzt wird, für eine Aussage zu Nährstoffgehalten heranzuziehen.\r\n9\r\nStellungnahme FvB vom 06.02.2026:\r\nEntwurf eines Zweiten Gesetzes zur Änderung des Düngegesetzes – Referentenentwurf des BMLEH vom 15.01.2026\r\nZu §12 Abs. 7 Nr. 5 und Nr. 6\r\nErgänzung zur Übermittlung von Daten bei der Aufbringung von Klärschlamm und/oder Bioabfällen an die zuständigen Behörden\r\nBewertung: Die Verankerung zur Übermittlung der Daten wird begrüßt, wenn durch den direkten Zu-griff/Übermittlung separate Meldungen seitens der abgebenden und aufnehmenden Betriebe reduziert werden.\r\nZu §12a Monitoring; Verordnungsermächtigung\r\nZu §12a Abs.1\r\nDer Entwurf sieht die Einrichtung eines bundesweiten Monitorings zur Überprüfung der Wirksamkeit vor. Auf der Grundlage der Ergebnisse des Monitorings sollen nach Überprüfung per Rechtsverordnung Ausnahmeregelungen für Betriebe in mit Nitrat belasteten Gebieten abgeleitet werden.\r\nZu §12a Abs. 2\r\nErmächtigungsgrundlage zum Erlass einer Monitoringverordnung im Zusammenhang mit Verpflichtun-gen zur Aufstellung und Durchführung von Überwachungsprogrammen nach EU-Nitratrichtlinie\r\nBewertung: Die Änderungen dienen als Ermächtigungsgrundlage, um die bisherigen düngerechtlichen Maßnahmen allgemein in der Landwirtschaft zukünftig einordnen und bewerten zu können. Unter Nr. 1 werden für die Durchführung des Monitorings die zuständigen Behörden nach Landesrecht adressiert. Aus Sicht des FvB sollte die Zuständigkeit eindeutig der für das Düngerecht zuständigen Behörde un-terliegen, mit einheitlichen Vorgaben aus dem DüngG. Zu den unter Nr. 4 genannten Anforderungen gibt es bereits in den bestehenden, gültigen Rechtsverordnungen Anforderungen für Betriebe. Eine de-taillierte, konkrete Nennung der Anforderungen im DüngG darf nicht zu einer weiteren Bürokratisierung und Begrenzung der Handlungsfähigkeit von Betrieben führen. Ein zusätzlicher Mehraufwand ist abzu-lehnen.\r\nVor dem Hintergrund des § 3 gilt es die Ermächtigungsgrundlage und die Neuordnung des Düngerechts zu nutzen und bereits bestehende gültige Rechtsverordnungen zu prüfen und auszusetzen. Zu berück-sichtigen sind an dieser Stelle Biogasanalagen, die sich im Rahmen einer freiwilligen und staatlich an-erkannten, unabhängigen Gütesicherung der Komposte und Gärprodukte beteiligen und zertifizieren lassen. Diese Anlagen sind bereits über die rechtlichen Anforderungen hinaus überwacht. Dies sollte beim Monitoring bereits Berücksichtigung finden, da durch eine freiwillige Gütesicherung Daten bereits transparent vorliegen und so auch den bürokratischen Aufwand reduzieren. Zudem wird durch die Be-rücksichtigung die vom Ministerium formulierte Verursachergerechtigkeit bestärkt und unterstützt.\r\nFür Biogasanlagen, die zukünftig vermehrt Reststoffe und alternative Substrate einsetzen, ist zudem die Auskunftspflicht in Nr 4. b) kritisch einzustufen. Gegenüber klassischen Anbaukulturen wie Mais gibt es für diese Substrate keine vergleichbaren Daten, die eine Einschätzung des Ertragsniveaus erlauben würden. Zudem ist es auf Betriebsebene schwer darstellbar, für jede einzelne Kultur und Fläche mög-licherweise Analysen zu erheben, um die entsprechenden Daten i.S. der Auskunftspflicht liefern zu kön-nen. Hier wäre bereits eine Konkretisierung außerhalb der entsprechenden Rechtsverordnungen anzu-streben, um eine objektive Vergleichbarkeit gewährleisten zu können und einer möglichen zukünftigen, unterschiedlichen Auslegung des Ertragsniveaus entgegenzuwirken.\r\nVorschlag: Federführung der Durchführung des Monitorings bei den für das Düngerecht zuständigen Landesbehörden. Abwägung der Erhebung notwendiger Daten in anonymisierter Form und Berücksich-tigung der Daten aus nationalen und europäischen freiwilligen und unabhängigen Gütesicherungen zur Bereitstellung von Daten im Rahmen des Monitorings.\r\n10\r\nStellungnahme FvB vom 06.02.2026:\r\nEntwurf eines Zweiten Gesetzes zur Änderung des Düngegesetzes – Referentenentwurf des BMLEH vom 15.01.2026\r\nZu §13a Abs. 1\r\nStreichung der Begrenzung auf Wirtschaftsdünger\r\nVorschlag: Zur Förderung der Einhaltung der Vorschriften dieses Gesetzes und der auf Grund dieses Gesetzes erlassenen Rechtsverordnungen, die für die Anwendung, das Inverkehrbringen, das Herstel-len, das Befördern, die Übernahme oder das Lagern von Wirtschaftsdüngern sowie von Düngemitteln gelten, können gemäß § 5 anerkannte Träger einer Qualitätssicherung eine regelmäßige Qualitätssi-cherung nach Maßgabe der folgenden Vorschriften einrichten.\r\nFür Rückfragen stehen wir gerne zur Verfügung.\r\nAnsprechpartner:\r\nFachverband Biogas e.V. Fachverband Biogas Service GmbH\r\nDipl.-Ing. Mathias Hartel M.sc. Sophia Heinze\r\nReferatsleitung Abfall, Düngung und Hygiene Fachberaterin Biogas - Fokus Düngung\r\nmathias.hartel@biogas.org sophia.heinze@biogas.org\r\n08161/984666 08161/984672"},"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 Landwirtschaft, Ernährung und Heimat (BMLEH)","shortTitle":"BMLEH","url":"https://www.bmel.de/DE/Home/home_node.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-02-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026570","regulatoryProjectTitle":"Biogas-Privilegierungen in BauGB praxistauglich verankern & Satelliten-BHKW/Cluster rechtssicher ermöglichen.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/3a/20/797962/Stellungnahme-Gutachten-SG2606100012.pdf","pdfPageCount":12,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Satzungsgemäß verfolgt der Fachverband Biogas folgende Primärziele:\r\n•\r\nFörderung von technischen Entwicklungen im Biogasbereich,\r\n•\r\nFörderung, Auswertung und Vermittlung von wissenschaftlichen Erkenntnissen und praktischen Erfahrungen aus dem Bereich der Biogastechnik zum Wohle der Allgemeinheit und der Umwelt,\r\n•\r\nDurchführung von Schulungen für Praxis und Beratung,\r\n•\r\nHerausgabe von Publikationen in Schrift, Bild und Ton,\r\n•\r\nFörderung des Erfahrungsaustausches durch Beteiligungen und Durchführung von Ausstellungen, Tagungen und anderen Veranstaltungen,\r\n•\r\nFörderung des internationalen Erfahrungsaustausches durch Herstellung und Pflege von Kontakten im In- und Ausland,\r\n•\r\nFörderung eines Beratungsnetzes durch Mitglieder in den verschiedenen Regionen,\r\n•\r\nErarbeitung von Qualitätsstandards für Planung und Errichtung von Biogasanlagen und Anlagenkomponenten.\r\n•\r\nErarbeitung von Qualitätsstandards für Gärprodukte\r\n•\r\nErarbeitung 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\nStellungnahme zum KabE einer Novelle der THG-Minderungsquote vom 10.12.2025 – Stand: 24.2.2026\r\n3\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze .......................................................................................................................... 4\r\n1. Vorbemerkung ................................................................................................................................ 5\r\n2. Stellungnahme zu den Regelungen im KabE ................................................................................. 5\r\n2.1. THG-Quotenwert für 2027 anheben ............................................................................................. 5\r\n2.2. Pfad für den Mindestanteil fortschrittlicher Biokraftstoffe anheben .............................................. 5\r\n2.3. Erfordernis der Vorort-Kontrollen auf 2026 vorziehen .................................................................. 6\r\n2.4. Ausschluss von POME-Kraftstoffen auf 2026 vorziehen .............................................................. 6\r\n2.5. Zur Streichung der Mehrfachanrechnung fortschrittlicher Biokraftstoffe ab 2026: Beibehaltung der Mehrfachanrechnung von Ladestrom und strombasierten Kraftstoffen nicht begründbar .................. 6\r\n2.6. Zwischenfrüchten und Pflanzen von degradierten Flächen nicht auf Flugverkehr beschränken . 7\r\n2.7. Zur Frist zwischen Audit-Termin und Geltungsbeginn der erneuerten Zertifizierung ................... 7\r\n3. Ergänzungsbedarf........................................................................................................................... 7\r\n3.1. Biogenen Wasserstoff in Raffinerien auf die THG-Quote anrechnen ........................................... 7\r\n3.2. Importiertes Biomethan mit signifikanter Opex-Förderung (Produktionsförderung) und/oder Anrechnung im Herkunftsland ausschließen ....................................................................................... 8\r\n3.3. Biogas-Strom an der Ladesäule anrechnen ................................................................................. 9\r\n3.4. Übertragbarkeit von Überschussmengen auf das Jahr 2027 begrenzen ................................... 10\r\n3.5. Inverkehrbringer von Luft- und Schiffskraftstoffen in den Kreis der Quotenverpflichteten aufnehmen ......................................................................................................................................... 10\r\n3.6. Behördliches Registrierungsverfahren für fortschrittliche Biokraftstoffe aus dem Ausland einführen ............................................................................................................................................ 10\r\n3.7. Massenbilanziellen Transport von gasförmigen RFNBOs über das Gasnetz ermöglichen ....... 11\r\n4. Ansprechpartner ........................................................................................................................... 12\r\nStellungnahme zum KabE einer Novelle der THG-Minderungsquote vom 10.12.2025 – Stand: 24.2.2026\r\n4\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\n1. Die Anhebung und Verlängerung der Treibhausgasminderungsquote (THG-Quote) ist grundsätzlich zu begrüßen. Allerdings gibt es aktuell einen großen Überschuss an Treibhausgasminderungszertifikaten aus den Jahren 2024 bis 2026, die 2027 in den Markt kommen und bei der im Kabinettsentwurf (KabE) vorgesehenen Höhe (16%) zu einem starken Preisverfall führen werden. Um die Überschussmengen aufzufangen, sollte für 2027 eine Quotenhöhe von 17,5 Prozent festgelegt werden (Änderung des BImSchG). Daneben sollte die Übertragbarkeit der Mengen aus 2024 bis 2026 in das Jahr 2027 hinein auf die Hälfte der Zertifikatsmenge für die THG-Quote bzw. der Menge der fortschrittlichen Biokraftstoffe begrenzt werden (Änderung von BImSchG bzw. 38. BImSchV).\r\n2. Der KabE stellt in vielen Hinsichten keine fairen Wettbewerbsbedingungen her. Im Sinne eines kosteneffizienten Klimaschutzes sollten folgende Änderungen vorgenommen werden:\r\n•\r\nBiogener Wasserstoff sollte auch bei einem Einsatz in Raffinerien auf die THG-Quote anrechenbar sein – nicht nur bei einer Vertankung in Straßenfahrzeugen (Änderung von BImSchG & 37. BImSchV). Die Gleichbehandlung von biogenem und strombasiertem Wasserstoff – auch beim Einsatz in Raffinerien – ist nicht nur im Sinne eines technologieneutralen Wettbewerbs und der Kosteneffizienz, sondern sogar europarechtlich geboten.\r\n•\r\nImportiertes Biomethan, das im Herkunftsland eine signifikante Produktionsförderung erhalten hat oder auf die Erneuerbare-Energien-Ausbauziele des Herkunftslands angerechnet wurde, sollte nicht auf die deutsche THG-Quote anrechenbar sein (Änderung von BImSchG & 38. BImSchV). Dies sichert einen fairen Wettbewerb zwischen in Deutschland produziertem und importiertem Biomethan. Der KabE hingegen lässt weiterhin eine Doppelförderung von importiertem Biomethan zu.\r\n•\r\nFür Ladestrom, der direkt aus einer Biogasanlage bezogen wird, sollte der tatsächliche THG-Wert angesetzt werden können, nicht zwingend der THG-Wert des deutschen Strommixes, so wie es für Strom aus Wind- und Solaranlagen bereits möglich ist (Änderung der 38. BImSchV).\r\n•\r\nBeim Einsatz von Wasserstoff als Kraftstoff im Straßenverkehr muss es eine Gleichbehandlung von biogenem und strombasiertem Wasserstoff geben. Mit dem KabE werden jedoch die Rahmenbedingungen für biogenen Wasserstoff im Straßenverkehr radikal verschlechtert, denn der Abschaffung der Doppelanrechnung für biogenen Wasserstoff steht die Einführung eines Mindestanteils für strombasierte Kraftstoffe und die dreifache Anrechnung strombasierter Kraftstoffe gegenüber.\r\n3. Dass erneuerbare Kraftstoffe ab 2027 nur noch auf die THG-Quote und die verschiedenen Mindestanteile angerechnet werden können, wenn deutsche Behörden Vorort-Kontrollen bei den Produzenten durchführen können, ist grundsätzlich eine gute Maßnahme zur Betrugsprävention. Allerdings sollte die Anforderung der Vorort-Kontrollen bereits 2026 gelten. Ebenso sollte der Ausschluss von Kraftstoffen aus der Palmölproduktion (POME) auf 2026 vorgezogen werden. Nach Jahren der Diskussion über den Betrug ist kein Grund ersichtlich, warum die in 2026 inverkehr gebrachten Kraftstoffe anders behandelt werden sollten als die 2027 inverkehr gebrachten Kraftstoffe (Änderung von BImSchG, 37. & 38. BImSchV)\r\n4. Die Anhebung des Mindestanteils für fortschrittliche Biokraftstoffe ist grundsätzlich zu begrüßen. Um den Potenzialen fortschrittlicher Biokraftstoffe gerecht zu werden, sollte der Mindestanteil für 2026 auf 3 Prozent angehoben werden und die für das Jahr 2032 vorgesehene Anhebung auf 4,5 Prozent auf 2030 vorgezogen werden (Änderung der 38. BImSchV).\r\n5\r\n1. Vorbemerkung\r\nDer Fachverband Biogas e.V. (FvB) begrüßt grundsätzlich die vorgesehene Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungsquote (THG-Quote) sowie die mit dem Kabinettsbeschluss geänderten Aspekte des Entwurfs, wenngleich aus unserer Sicht jedoch eine Reihe der Regelungen noch anzupassen sind (siehe unten, Abschnitt 2) und wichtige Änderungen an der THG-Quote gänzlich fehlen (siehe unten, Abschnitt 3).\r\nUnabhängig davon ist ein zügiges Inkrafttreten der Gesetzesänderung für die Biogasbranche jedoch essenziell und das Gesetzgebungsverfahren sollte soweit möglich beschleunigt werden.\r\nDiese Stellungnahme konzentriert sich auf die für die Biogasbranche besonders wichtigen Aspekte der THG-Quote. Für weitere Aspekte wird auf die gemeinsame Stellungnahme von Bundesverband Bioenergie e.V. (BBE) und Hauptstadtbüro Bioenergie (HBB) verwiesen, die der FvB unterstützt. Die Einschätzung zur notwendigen Höhe der THG-Quote geht auf Berechnungen des Verbands der Deutschen Biokraftstoffindustrie e.V. (VDB) zurück.\r\n2. Stellungnahme zu den Regelungen im KabE\r\n2.1. THG-Quotenwert für 2027 anheben\r\nDie Verlängerung des THG-Quotenpfades (§ 37a Abs. 4 BImSchG [neu]) ist zu begrüßen.\r\nMit Blick auf die im Zuge der letztmaligen Änderung der 38. BImSchV bestimmten Aussetzung der Übertragbarkeit von Übererfüllungen auf die Verpflichtungsjahre 2025 und 2026 ist die geringfügige Erhöhung der THG-Quote 2027 von 14,6% (BImSchG - bisher) auf 16% (KabE) jedoch keinesfalls ausreichend, um die 2027 erneut nutzbaren Überschussmengen der Jahre 2024 bis 2026 auszugleichen. Beträgt die THG-Quote im Jahr 2027 wie im KabE vorgesehen nur 16%, dann wird es vrs. zu einer weiteren, sehr starken Übererfüllung kommen, was den Quotenpreis wieder einbrechen ließe. Dem steht in vielen Fällen ein deutlich geringerer Klimaschutz gegenüber, weil bei vielen importierten Kraftstoffmengen die THG-Einsparung falsch deklariert wurde, oder sogar gar kein Klimaschutz, wenn bestimmte Erfüllungsoptionen mehrfach angerechnet werden. Die Bundesregierung hatte sich bei der Änderung der 38. BImSchV außerdem dazu bekannt, die Überschussmengen bei der nationalen Umsetzung der RED III zu berücksichtigen, um Marktverwerfungen durch erneut nutzbare Überschüsse auszuschließen.\r\nVorschlag: Auf Basis einer Prognose der o. g. Überschussmengen des VDB schlägt der FvB vor, die THG-Quote für das Jahr 2027 auf 17,5% anzuheben, um die Überschussmengen aus den Jahren 2024 bis 2026 abzubauen, den THG-Quotenpreis zu stabilisieren und das Potenzial aller Erfüllungsoptionen für den Klimaschutz zu nutzen (Änderung von § 37a Abs. 4 BImSchG [neu]). Außerdem sollte die Pönale für die Verfehlung der THG-Quote angehoben werden (Änderung von § 37c Abs. 2 BImSchG [neu]).\r\n2.2. Pfad für den Mindestanteil fortschrittlicher Biokraftstoffe anheben\r\nDie Entwicklung des Mindestanteils fortschrittlicher Biokraftstoffe im KabE wird weder dem aktuellen Marktgeschehen noch den verfügbaren Potenzialen gerecht.\r\nVorschlag: Aufgrund der Übererfüllung in Folge von Betrug fordern wir, das 3,5 %-Ziel bereits 2027 gelten zu lassen. Der Wert für das Jahr 2030 sollte auf 4,5% festgelegt werden. Insgesamt schlagen wir folgenden Verlauf des Mindestanteils vor (Änderung von § 14 Abs. 1 38. BImSchV [neu]):\r\n6\r\nMindestanteil für fortschrittlicher Biokraftstoffe bis 2030\r\nBImSchG\r\nKabE\r\nFvB-Vorschlag\r\n2026\r\n1%\r\n2%\r\n3%\r\n2027\r\n1%\r\n3%\r\n3,5%\r\n2028\r\n1,7%\r\n3%\r\n4%\r\n2029\r\n1,7%\r\n3%\r\n4%\r\n2030\r\n2,6%\r\n3,5%\r\n4,5%\r\nEine weitere Verlängerung auch über 2040 hinaus – z.B. bis 2050 – wäre zu begrüßen.\r\n2.3. Erfordernis der Vorort-Kontrollen auf 2026 vorziehen\r\nDie verpflichtende Gestattung behördlicher Vorort-Kontrollen (Witness Audits) in Produktionsstätten als Voraussetzung für die THG-Quotenanrechnung erneuerbarer Kraftstoffe (§ 37b Abs. 8 Satz 1 Nr. 4 BImSchG [neu); § 4b 38. BImschV [neu]) unterstützt der FvB ausdrücklich. Die Möglichkeit behördlicher Vorort-Kontrollen wird Betrug in künftigen Fällen deutlich erschweren. Es ist jedoch stark zu kritisieren, dass das Erfordernis erst für Kraftstoffe gelten soll, die ab 2027 inverkehr gebracht werden. Denn es ist nach Jahren der Diskussion kein Grund ersichtlich, warum die in 2026 inverkehr gebrachten Kraftstoffe anders zu behandeln sind als 2027 inverkehr gebrachte Kraftstoffe.\r\nVorschlag: Das Erfordernis der Möglichkeit von Vorort-Kontrollen sollte auf 2026 vorgezogen werden (in § 37b Abs. 8 Satz 2 BImSchG [neu] wäre der Bezug zu Nr. 4 zu streichen).\r\n2.4. Ausschluss von POME-Kraftstoffen auf 2026 vorziehen\r\nAuch das Ende der Anrechnung von Kraftstoffen aus Abwässern der Palmölproduktion (POME) (§ 37b Abs. 8 Satz 1 Nr. 2 BImSchG [neu]) unterstützt der FvB ausdrücklich. Es ist jedoch zu kritisieren, dass der Ausschluss von POME erst ab dem Jahr 2027 gelten soll (§ 37b Abs. 8 Satz 2 BImSchG [neu]). Denn analog zu der Einführung von Vorort-Kontrollen ist nach Jahren der Diskussion über gefälschte POME-Kraftstoffe kein Grund ersichtlich, warum die in 2026 inverkehr gebrachten - tatsächlichen oder vermeintlichen - POME-Kraftstoffe anders zu behandeln sind als 2027 inverkehr gebrachte Kraftstoffe.\r\nVorschlag: Der Ausschluss vom POME sollte auf 2026 vorgezogen werden (in § 37b Abs. 8 Satz 2 BImSchG [neu] wird der Bezug zu Nr. 2 gestrichen).\r\n2.5. Zur Streichung der Mehrfachanrechnung fortschrittlicher Biokraftstoffe ab 2026: Beibehaltung der Mehrfachanrechnung von Ladestrom und strombasierten Kraftstoffen nicht begründbar\r\nDer FvB hat bereits bei ihrer Einführung auf das Missbrauchspotenzial von Mehrfachanrechnungen hingewiesen und sieht sich durch die zahlreichen (mutmaßlichen) Betrugsfälle im Bereich des Kraftstoffimports bestätigt. Zudem bergen Mehrfachanrechnungen ein großes Potenzial des klimapolitischen Etikettenschwindels: Die Einsparung einer Tonne CO2 wird als Einsparung eine Emissionsreduktion von mehreren Tonnen CO2 dargestellt. Deshalb ist nur konsequent, die Mehrfachanrechnung zumindest fortschrittlicher Biokraftstoffe ab 2026 abzuschaffen. Anders als im Entwurf gesagt, kann die Abschaffung jedoch nicht mit einem vermeintlich hohen Angebot fortschrittlicher Biokraftstoffe begründet werden. Denn es handelt es sich bei einem großen Teil der angemeldeten, als „fortschrittlich“ deklarierten Kraftstoffe gar nicht um solche.\r\n7\r\nVor diesem Hintergrund ist dann aber nur schwer vermittelbar, warum die Mehrfachanrechnung für Ladestrom bis inkl. 2037 und für strombasierte Kraftstoffe bis inkl. 2039 beibehalten werden soll. Die höhere Effizienz der Elektromobilität ist durch den Effizienzfaktor von 0,4 in der aktuellen BImSchV abgebildet. Der Mechanismus führt so bei der Elektromobilität zu einer Intransparenz und nicht vertretbaren Mitnahmeeffekten, die der Akzeptanz der THG-Quote insgesamt nur abträglich sein können.\r\nZudem ergibt sich eine Diskriminierung fortschrittlicher Biokraftstoffe ggü. batterieelektrischer Mobilität und strombasierten Kraftstoffen, wenn die die Mehrfachanrechnung fortschrittlicher Biokraftstoffe 2026 entfällt, während sie für Ladestrom zwölf und bei strombasierten Kraftstoffen sogar für 14 weitere Jahre möglich ist.\r\nFür die Produzenten von biogenem Wasserstoff für den Straßenverkehr ist diese Diskrepanz besonders dramatisch. Denn sie konkurrieren mit den Produzenten von strombasiertem Wasserstoff um den vergleichsweise kleinen Fuhrpark an Brennstoffzellenfahrzeugen.\r\n2.6. Zwischenfrüchten und Pflanzen von degradierten Flächen nicht auf Flugverkehr beschränken\r\nEs ist zu begrüßen, dass Zwischenfrüchte und Pflanzen von degradierten Flächen in den Katalog der Rohstoffe für fortschrittliche Biokraftstoffe aufgenommen wurden. Die Beschränkung auf den Luftverkehrssektor ist jedoch nicht sachgerecht.\r\nVorschlag: Kraftstoffe aus diesen Stoffen sollten in allen Anwendungsoptionen anrechenbar sein, nicht nur bei der Nutzung als Flugkraftstoff (Änderung von Anlage 1 Nr. 20 & 21 38. BImSchV [neu]).\r\n2.7. Zur Frist zwischen Audit-Termin und Geltungsbeginn der erneuerten Zertifizierung\r\nDie im KabE für erneuerbare Kraftstoffe nicht-biogenen Ursprungs (RFNBO) getroffene Festlegung, dass zwischen einer letztmaligen Vorort-Kontrolle durch die Zertifizierungsstelle und dem Laufzeitbeginn des neu ausgestellten Zertifikats maximal 42 Tage liegen dürfen (§ 25 Abs. 4 37. BImSchV [neu]), bedarf der Klärung.\r\nSollte diese Regelung in eine Novelle der Biokraftstoffnachhaltigkeitsverordnung (Biokraft-NachV) für Biokraftstoffe übernommen werden, erlauben wir uns den Hinweis, dass Zertifizierungssysteme i. d. R. eine maximale Frist von 60 Tagen gewähren, die für den organisatorischen Aufwand der Zertifizierungsstellen sowie die Beseitigung festgestellter Mängel erforderlich sind. Eine Verkürzung nimmt sowohl Zertifizierungsstellen als auch Wirtschaftsakteuren (Schnittstellen) wichtige Flexibilität, ohne dass ein Vorteil in der Betrugsprävention für uns erkennbar ist. Im Gegenteil: Eine verkürzte Zeitspanne könnte die Qualität der Zertifizierung beeinträchtigen, da die Wirtschaftsbeteiligten und die Zertifizierungsstellen unter erhöhtem Zeitdruck stehen würden. Dies könnte zu einer weniger gründlichen Behebung von Nicht-Konformitäten und führen.\r\n3. Ergänzungsbedarf\r\n3.1. Biogenen Wasserstoff in Raffinerien auf die THG-Quote anrechnen\r\nBei der Anrechnung von Wasserstoff auf die THG-Quote gibt es eine diskriminierende Ungleichheit zwischen strombasiertem Wasserstoff (Elektrolyse) und biogenem Wasserstoff (z.B. Biogas/Biomethan-Dampfreformation). Strombasierter Wasserstoff ist uneingeschränkt als Erfüllungsoption zugelassen, sowohl bei der direkten Vertankung im Straßenverkehr als auch beim Einsatz als Zwischenprodukt in Mineralölraffinerien. Biogener Wasserstoff hingegen ist nur bei der direkten Vertankung im Straßenverkehr als Erfüllungsoption zulässig und nur als fortschrittlicher Biokraftstoff. Dies widerspricht dem Grundsatz der Technologieneutralität und ist gemäß eines vom FvB beauftragten Rechtsgutachtens auch nicht mit den Vorgaben der RED III vereinbar, also europarechtlich\r\n8\r\nnicht zulässig. Dabei kann insbesondere die Substitution von Erdgas durch Biomethan in Raffinerien eine kostengünstige und ohne neue Infrastruktur umsetzbare Option zur Einsparung von THG-Emissionen sein.\r\nVorschlag: Biogener Wasserstoff sollte wie strombasierter Wasserstoff uneingeschränkt auf die THG-Quote anrechenbar sein, auch als Zwischenprodukt in Raffinerien.\r\nGeregelt wird der Ausschluss von biogenem Wasserstoff in Raffinerien in Form einer fehlenden Nennung in der Liste der Erfüllungsoptionen in § 37a Abs. 5 Satz 1 BImSchG (neu) sowie eines generellen Ausschlusses in § 37b Abs. 8 Nr. 8 BImSchG (neu) mit einer Ausnahmeregelung für den Straßenverkehr in § 37b Satz 4 BImSchG (neu), die in § 13 37. BImSchV konkretisiert wird. Zur Aufnahme von biogenem Wasserstoff in Raffinerien schlagen wir deshalb folgende Änderungen vor:\r\n(i) In die Liste der Erfüllungsoptionen in § 37a Abs. 5 Satz 1 BImSchG (neu) wird eine weitere Nummer für biogenen Wasserstoff in Raffinerien eingefügt:\r\n„flüssige oder gasförmige erneuerbare Kraftstoffe biogenen Ursprungs, wenn sie als Zwischenprodukt zur Produktion konventioneller Kraftstoffe oder Biokraftstoffe verwendet werden, soweit eine Rechts-verordnung der Bundesregierung nach § 37d Absatz 2 Satz 1 Nummer 13 dies zulässt,“\r\n(ii) Der Ausschluss von biogenem Wasserstoff in § 37b Abs. 8 Nr. 8 BImSchG (neu) und die Ausnahmeregelung für den Straßenverkehr in § 37a Abs. 5 Satz 4 BImSchG (neu) werden ersatzlos gestrichen.\r\n(iii) Die Konkretisierung der Anrechenbarkeit von biogenem Wasserstoff in § 13 Abs. 1 37. BImSchV wird wie folgt neu gefasst:\r\n„Biogener Wasserstoff, der in Straßenfahrzeugen eingesetzt oder als Zwischenprodukt zur Produktion konventioneller Kraftstoffe oder Biokraftstoffe verwendet wird, ist ein Biokraftstoff im Sinne des § 37b Ab-satz 1 Satz 1 des Bundes-Immissionsschutzgesetzes und auf die Verpflichtung nach § 37a Absatz 1 Satz 1 und 2 in Verbindung mit Absatz 4 des Bundes-Immissionsschutzgesetzes anrechenbar.“\r\n3.2. Importiertes Biomethan mit signifikanter Opex-Förderung (Produktionsförderung) und/oder Anrechnung im Herkunftsland ausschließen\r\nGemäß KabE soll zukünftig Biomethan auf die THG-Quote anrechenbar sein, das aus anderen Ländern der europäischen Union oder aus Drittstaaten über das Gasnetz importiert wurde (§ 37b Abs. 6 BImSchG [neu]). Hier besteht die Gefahr der Wettbewerbsverzerrung zulasten von deutschen Biomethanproduzenten. Denn in zahlreichen Nachbarstaaten Deutschlands wird Biomethan bereits bei der Einspeisung ins Gasnetz gefördert: Frankreich, der größte Biomethanproduzent Europas, bietet einen zweiseitigen Differenzvertrag für ins Gasnetz eingespeistes Biomethan an. Dänemark, der aktuell größte Exporteur von Biomethan nach Deutschland, zahlt eine Marktprämie auf eingespeistes Biomethan. Deutsches Biomethan konkurriert im deutschen THG-Quotenmarkt dann mit vorgefördertem importiertem Biomethan. Dies stellt einen unfairen Wettbewerb dar und sollte – wie im EEG – verhindert werden. Zudem rechnen andere Mitgliedsstaaten das in ihrem Land produzierte Biomethan teilweise auf ihre Ausbauziele nach der europäischen RED an, auch wenn das Biomethan ins Ausland exportiert wird. Dies ist europarechtlich nicht zulässig, was auch im deutschen Regelwerk explizit klargestellt werden soll.\r\nVorschlag: Biomethan, das im Produktionsland bereits eine signifikante Produktionsförderung (Opex-Förderung) erhalten hat oder im Herkunftsland bereits auf Erneuerbare-Energien-Ausbauziele angerechnet wurde, sollte nicht auf die THG-Quote bzw. den Mindestanteil fortschrittlicher Biokraftstoffe anrechenbar sein. Die Negativlisten in § 37b Abs. 8 Satz 1 BImSchG (neu) und § 14 38. BImSchV sind entsprechend zu ergänzen. Darüber hinaus müsste eine entsprechende Information\r\n9\r\nin den Nabisy-Nachhaltigkeitsnachweis aufgenommen werden, so wie der Entwurf zur Novelle der Biokraft-NachV vom August 2025 dies auch vorsieht. Konsequenterweise müsste dies auch für andere erneuerbare Kraftstoffe gelten.\r\n3.3. Biogas-Strom an der Ladesäule anrechnen\r\nDie Regelungen in der 38. BImSchV, nach denen Strom zur Betankung von Fahrzeugen mit Elektroantrieb auf die THG-Quote angerechnet werden kann (§§ 5-9), sind eine von mehreren Möglichkeiten, Treibhausgasemissionen im Verkehrssektor zu senken. Die bisher gültige Verordnung weist jedoch eine inhaltliche Lücke auf, die mit der laufenden Novelle beseitigt werden sollte.\r\nGrundsätzlich ist eine Anrechnung von Strommengen, die aus dem öffentlichen Netz bezogen wurden, vorgesehen. Deren THG-Einsparung wird deshalb gemäß § 5 Abs. 3 auf Basis der durchschnittlichen THG-Emissionswerte im deutschen Strommix berechnet. Eine Ausnahme gilt hingegen für Ladestrom aus erneuerbaren Energien, bei denen gemäß § 5 Abs. 4 auch Strom, der direkt von der Erzeugungsanlage bezogen wird, auf die THG-Quote angerechnet werden kann. Zur Berechnung der THG-Einsparung wird dann der tatsächliche THG-Emissionswert zugrunde gelegt, der deutlich besser ist als der THG-Emissionswert des deutschen Strommixes, der noch rund zur Hälfte aus fossilen Energieträgern erzeugt wird. Diese Ausnahmeregelung ist auch sehr sinnvoll: Direktversorgungskonzepte sind eine Möglichkeit, Bürger an der Defossilisierung des Verkehrssektors zu beteiligen, was sowohl die Akzeptanz, den marktgetriebenen Ausbau von Elektromobilität als auch den Ausbau der erneuerbaren Energien an sich stärken kann.\r\nEs ist jedoch stark zu kritisieren, dass nach der aktuellen Rechtslage die Ausnahmeregelung auf Ladestrom aus Wind- und Solarenergie begrenzt ist. Ladestrom aus Biogas kann also nicht für die THG-Quote genutzt werden. Dabei weist Strom aus Biogas auf Basis von Gülle und Mist sogar eine THG-Einsparung von über 100% auf. Wir halten dies aus vielen Gründen für einen vermeidbaren Fehler, der mit der laufenden Novelle beseitigt werden sollte.\r\nErstens: Grundsätzlich sollte Fahrzeugnutzern ein möglichst breites Spektrum möglicher Direktversorgungskonzepte zur Verfügung gestellt werden. So können sie jenes Konzept wählen, dass vor Ort verfügbar ist und zu ihren jeweiligen Bedürfnissen passt. Diskriminierungen bestimmter Technologien, wie es die Begrenzung der Ausnahmeregelung auf Wind- und Solarenergie darstellt, sind den meisten Fahrzeugnutzern nicht vermittelbar. Dazu gehören auch sog. „Hoftankstellen”, bei denen z.B. Ladestrom aus Biogasanlagen vertankt wird.\r\nZweitens: Im ländlichen Raum stehen sowohl im Ort als auch in Ortsnähe oft Biogas-Blockheizkraftwerke (BHKW) zur Verfügung, die zur Strom- und Wärmeversorgung installiert wurden, aber bei Bedarf auch einen Teil des Stroms zur Betankung von Fahrzeugen mit elektrischem Antrieb zur Verfügung stellen können Windparks hingegen stehen abseits von Ortschaften bzw. Fahrstrecken, an denen Möglichkeiten zum Laden von Fahrzeugen benötigt werden.\r\nDrittens: Die Verfügbarkeit von Wind- und Solarstrom ist wetterabhängig und deckt sich nicht unbedingt mit den Zeiten, an denen vor Ort Fahrzeugnutzer ihre Fahrzeuge aufladen möchten. Strom aus Biomasse hingegen steht wetterunabhängig zur Verfügung, so dass Direktversorgungskonzepte mit Biomasse den Bedürfnissen von Fahrzeugnutzern am besten gerecht werden.\r\nViertens: Biogas-BHKW verfügen über eine ausreichend hohe Leistung, so dass Schnellladesäulen anstatt konventioneller Ladesäulen installiert werden können. Das wiederum ermöglicht eine besonders schnelle Aufladung von Fahrzeugen. In anderen Ländern ist die Nutzung von Biogas-Strom für Ladesäulen insbesondere an Autobahnen deshalb bereits üblich.\r\nVorschlag: Aus den genannten Gründen sollte die Ausnahmeregelung nicht nur für Wind- und Solarenergie gelten, sondern für Erneuerbare Energien insgesamt. Auch für Ladestrom, der direkt aus einer Biogasanlage bezogen wird, sollte der tatsächliche THG-Wert angesetzt werden, nicht\r\n10\r\nder THG-Wert des deutschen Strommixes. § 5 Abs. 4 Nr. 1 38. BImSchV ist demnach wie folgt zu ändern:\r\n„(4) Zur Berechnung der Treibhausgasemissionen des elektrischen Stroms nach Absatz 2 wird der Wert der durchschnittlichen Treibhausgasemission pro Energieeinheit Strom der jeweiligen erneuerbaren Energie in Deutschland verwendet, wenn im Fall des § 6\r\n1.\r\nAusschließlich Strom aus erneuerbaren Energien nach § 5 Absatz 5 Nummer 1 und 2 eingesetzt wird […]“\r\n3.4. Übertragbarkeit von Überschussmengen auf das Jahr 2027 begrenzen\r\nLaut KabE können THG-Quotenmengen bzw. Mengen fortschrittlicher Biokraftstoffe, die nicht in dem Jahr angerechnet werden, in dem sie inverkehr gebracht wurden, auf das jeweils nächste Jahr übertragen werden. Die Ausnahme davon ist das Jahr 2027: in das Jahr 2027 hinein dürfen alle Überschussmengen aus den Jahren 2024-2026 in den Markt kommen und ein erneuter Verfall der Quotenpreise droht.\r\nVorschlag: Um dem erneuten Einbruch des THG-Quotenpreises bzw. des Preises fortschrittlicher Biokraftstoffe im Jahr 2027 entgegenzuwirken, sollte die Übertragbarkeit in das Jahr 2027 hinein auf die Hälfte der Menge der THG-Quoten bzw. der Menge der fortschrittlichen Biokraftstoffe begrenzt werden (Ergänzung von § 37a Abs. 8 BImSchG [neu] für die THG-Quote und von §14 Abs. 4 38. BImSchV [neu] für den Mindestanteil fortschrittlicher Biokraftstoffe).\r\n3.5. Inverkehrbringer von Luft- und Schiffskraftstoffen in den Kreis der Quotenverpflichteten aufnehmen\r\nEs ist sehr zu bedauern, dass die im Referentenentwurf vorgesehene Ausweitung der THG-Quote auf die Inverkehrbringer von Luft- und Schiffskraftstoffen gemäß KabE doch nicht vorgenommen werden soll. Gerade Bio-LNG ist eine hervorragende Option zur Defossilisierung des Schiffsverkehrs.\r\n3.6. Behördliches Registrierungsverfahren für fortschrittliche Biokraftstoffe aus dem Ausland einführen\r\nDie verpflichtende Gestattung behördlicher Vor-Ort-Kontrollen (Witness Audits) in Produktionsstätten als Voraussetzung für die THG-Quotenanrechnung erneuerbarer Kraftstoffe unterstützt der FvB ausdrücklich. Konsequente Vorort-Kontrollen werden Betrug in künftigen Fällen deutlich erschweren.\r\nDennoch erkennen wir in der vorgeschlagenen Regelung Umgehungsmöglichkeiten. Ausschlaggebend ist die Zuständigkeit der deutschen Behörde nur für in Deutschland registrierte Zertifizierungsstellen. Sofern Produzenten Zertifizierungsstellen beauftragen, die nicht in Deutschland ansässig ist, oder eine Zertifizierungsstelle ihren Sitz ins Ausland verlegt, ist die deutsche Behörde nicht mehr für die Durchführung von Witness Audits zuständig. Bekanntermaßen scheuen Behörden anderer, insbesondere kleinerer Mitgliedstaaten den mit Witness Audits verbundenen Aufwand, was durch betrügerische Akteure gezielt ausgenutzt werden kann. Sollte beispielsweise ein in einem Drittstaat ansässiger Biokraftstoffproduzent eine Zertifizierungsstelle aus einem kleinen EU-Mitgliedstaat zur Auditierung beauftragen, der Drittstaat bewusst nur der zuständigen Behörde dieses Mitgliedstaats Zutritt gewähren, ohne dass diese zu einer Vor-Ort-Kontrolle in der Lage ist, müsste die Generalzolldirektion die womöglich gefälschten Nachhaltigkeitsnachweise dennoch zur THG-Quotenanrechnung akzeptieren.\r\nVorschlag: Der FvB spricht sich zur Verbesserung der Betrugsprävention für die Einführung eines behördlichen Registrierungsverfahrens für fortschrittliche Biokraftstoffe aus, die im Ausland erzeugt werden (z.B. in der 38. BImSchV). Das Registrierungsverfahren stellt eine notwendige Ergänzung der Zulassung von Witness Audits dar. Dieses Verfahren knüpft die Quotenanrechnung fortschrittlicher Biokraftstoffe bei Produzenten außerhalb Deutschlands an die Registrierung bei der\r\n11\r\ndeutschen zuständigen Behörde, vermeidet dadurch eine Umgehung der Zuständigkeit durch die Ansässigkeit der Zertifizierungsstelle und garantiert den behördlichen Zugriff auf alle relevanten Informationen rund um den Import fortschrittlicher Biokraftstoffe.\r\nIm Registrierungsverfahren sind der Behörde durch den Produzenten u. a. Rohstoffe, Produktions-prozess, Massenbilanzen und Ausbeute darzulegen. Es umfasst verbindlich:\r\n•\r\neine verfahrenstechnische Prüfung (Engineering Report), ob und wenn ja welche Mengen eines fortschrittlichen Biokraftstoffs der Produzent aus dem angegebenen Rohstoff herstellen kann mit obligatorischer Übermittlung der Ergebnisse an die zuständige Behörde, die daraufhin über die Zulassung für eine Dauer von zwei Jahren befindet;\r\n•\r\neine Tiefenprüfung der letzten Schnittstelle (verschärftes Erstaudit);\r\n•\r\ndie Hinterlegung einer volumen- und wertabhängigen Sicherheitsleistung (Kaution). Die Sicherheitsleistung wird von der Behörde eingezogen, wenn\r\no\r\ndas Zertifikat oder die behördliche Zulassung der ausstellenden Schnittstelle zum Zeitpunkt der Ausstellung von Nachhaltigkeitsnachweisen ungültig waren;\r\no\r\nvon der Schnittstelle ausgestellte Nachhaltigkeitsnachweise gefälscht sind oder unrichtige Angaben enthalten.\r\n3.7. Massenbilanziellen Transport von gasförmigen RFNBOs über das Gasnetz ermöglichen\r\nMit § 37b Abs. 6 BImSchG (neu) wird gesetzlich klargestellt, unter welchen Bedingungen aus dem Gasnetz entnommenes Erdgas als Biomethan gilt und entsprechend auf die THG-Quote oder den Mindestanteil fortschrittlicher Biokraftstoffe angerechnet werden kann. Eine analoge gesetzliche Regelung fehlt jedoch für RFNBOs, damit sie auf die THG-Quote oder den neuen RFNBO-Mindestanteil angerechnet werden können. Dabei bietet insbesondere die Erzeugung von synthetischem Methan an Biomethananlagen ein großes Potenzial für einen zügigen RFNBO-Hochlauf. Denn durch die Errichtung von Elektrolyseuren an Biomethananlagen kann das bei der Biogasaufbereitung abgeschiedene CO2 zur Methanisierung des Wasserstoffs genutzt und das so erzeugte synthetische Methan über den bereits vorhandenen Netzanschluss ins Gasnetz eingespeist werden.\r\nVorschlag: Im BImSchG wird eine Regelung aufgenommen, die erlaubt, gasförmige RFNBO massenbilanziell über das Gasnetz zu transportieren und auf die THG-Minderungsquote oder den RFNBO-Mindestanteil anzurechnen. Der Anwendungsbereich von § 37b Abs. 6 BImSchG (neu) könnte auf gasförmige RFNBO ausgedehnt werden.\r\n12\r\n4. Ansprechpartner\r\nFür Rückfragen stehen wir gerne zur Verfügung.\r\nFachverband Biogas e.V. Fachverband Biogas e.V.\r\nSandra Rostek Dr. Guido Ehrhardt\r\nLeiterin des Berliner Büros Referatsleiter Politik\r\nsandra.rostek@biogas.org guido.ehrhardt@biogas.org\r\n030-2758179-00 030-2758179-16"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-02-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026570","regulatoryProjectTitle":"Biogas-Privilegierungen in BauGB praxistauglich verankern & Satelliten-BHKW/Cluster rechtssicher ermöglichen.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/af/88/797964/Stellungnahme-Gutachten-SG2606100015.pdf","pdfPageCount":20,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Satzungsgemäß verfolgt der Fachverband Biogas folgende Primärziele:\r\n•\r\nFörderung von technischen Entwicklungen im Biogasbereich,\r\n•\r\nFörderung, Auswertung und Vermittlung von wissenschaftlichen Erkenntnissen und praktischen Erfahrungen aus dem Bereich der Biogastechnik zum Wohle der Allgemeinheit und der Umwelt,\r\n•\r\nDurchführung von Schulungen für Praxis und Beratung,\r\n•\r\nHerausgabe von Publikationen in Schrift, Bild und Ton,\r\n•\r\nFörderung des Erfahrungsaustausches durch Beteiligungen und Durchführung von Ausstellungen, Tagungen und anderen Veranstaltungen,\r\n•\r\nFörderung des internationalen Erfahrungsaustausches durch Herstellung und Pflege von Kontakten im In- und Ausland,\r\n•\r\nFörderung eines Beratungsnetzes durch Mitglieder in den verschiedenen Regionen,\r\n•\r\nErarbeitung von Qualitätsstandards für Planung und Errichtung von Biogasanlagen und Anlagenkomponenten.\r\n•\r\nErarbeitung von Qualitätsstandards für Gärprodukte\r\n•\r\nErarbeitung 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\nStellungnahme zum RefE einer BauGB-Novelle vom 1.4.2026 – Stand: 29.4.2026\r\n3\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze ......................................................................................................................... 4\r\n1. Zu Artikel 1 Nr. 10 Buchstabe c) & Nr. 33 Buchstabe b) ................................................................ 5\r\n2. Zu Artikel 1 Nr. 79 & Überarbeitung der Sonderregeln für Biogas (§ 246d) ................................... 6\r\n2.1. Satelliten-BHKW: Regelung aus § 246d Abs. 4 Nr. 2 BauGB - korrigieren, neu fassen & in § 35 Abs 1 BauGB überführen. .................................................................................................... 6\r\n2.2. Biogas-Aufbereitung: Regelung aus § 246d Abs. 4 Nr. 1 - Beschränkungen abbauen, neu fassen & in § 35 Abs. 1 BauGB überführen .................................................................................. 8\r\n2.3. Herkunft der Biomasse: Regelung aus § 246d Abs. 3 - entschlacken, neu fassen & in § 35 Abs. 1 Nr. 6 BauGB überführen ................................................................................................. 10\r\n2.4. Rechtssicheren Vollzug gewährleisten ....................................................................................... 11\r\n3. Aktualisierung der Regelungen zum Bauen im Außenbereich im Kontext Biogas ....................... 12\r\n3.1. § 35 Abs. 1 Nr. 10 BauGB – Privilegierung von Wärmespeichern ausdehnen ........................... 12\r\n3.2. § 35 Abs. 1 Nr. 6 Buchstabe d): Erhöhung der zulässigen Rohbiogasproduktionskapazität ...... 13\r\n3.3. § 35 Abs. 4 BauGB: Weiternutzung baulicher Anlagen ehemaliger Biogasanlagen erleichtern .................................................................................................................................. 14\r\n3.4. Strukturwandel und Generationenwechsel in der Landwirtschaft dürfen kein bauplanungsrechtliches Damoklesschwert für den Fortbestand einer Biogasanlage sein ......... 15\r\n3.5. § 35 Abs. 1 Nr. 6 BauGB: Sprachliche Unschärfe beseitigen - unnötige Diskussionen im Vollzug beenden ........................................................................................................................ 16\r\n3.6. § 35 Abs. 1 Nr. 6 Buchstabe c): Redundanz und Spitzenlast aus Biomasse ............................. 17\r\n3.7. § 35 Abs. 1 Nummer 6: gewerbliche Tierhaltungen wieder umfassend einbeziehen ................. 18\r\n3.8. Biogaserzeugung nicht länger von Wasserstoffregelungen ausschließen ................................. 19\r\n4. Ansprechpartner .......................................................................................................................... 20\r\nStellungnahme zum RefE einer BauGB-Novelle vom 1.4.2026 – Stand: 29.4.2026\r\n4\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\n-\r\nDie mit Artikel 1 Nummer 79 vorgesehenen Änderungen an § 246d Abs. 2 bis Abs. 5 BauGB werden vollumfänglich begrüßt!\r\n-\r\nErheblicher Wermutstropfen ist allerdings, dass die unbedingt notwendige Korrektur beim baulichen Anknüpfungspunkt für Satelliten-BHKW in § 246d Abs. 4 BauGB nicht erfolgt ist.\r\n-\r\nDie Regelung für Satelliten-BHKW ist unbedingt neu zu fassen (aktuell § 246d Abs. 4 Nummer 2 BauGB): Die Sonderregelung, mit der Satelliten-BHKW privilegiert werden sollten, läuft weiterhin ins Leere: Satelliten-BHKW stehen gerade NICHT im räumlich-funktionalen Zusammenhang zur Biogaserzeugungsanlage, sondern befinden sich typischerweise in einer Distanz von ca. 0,5 bis 8 km. So kann die Erzeugung von Strom und Wärme da erfolgen, wo die Wärme gebraucht wird. Vorzugsweise sollte die Regelung dabei von § 246d in den Privilegierungstatbestand in § 35 Abs. 1 BauGB verschoben werden. ( 2.1.)\r\n-\r\nDie Regelung für Biogasaufbereitungsanlagen ist unbedingt neu zu fassen (aktuell § 246d Abs. 4 Nummer 1): die Privilegierung an einem Außenbereichsstandort bedeutet nicht zwingend, dass an diesem Standort auch ein ökonomisch und physikalisch geeigneter Einspeisepunktes in das Gasnetz vorhanden ist. Die Lage zum Gasnetz bzw. zu einem solchen Einspeisepunkt sollte gewürdigt werden und über Bauleitplanung zugelassene Biogasanlagen nicht länger ausgeschlossen werden. Vorzugsweise sollte die Regelung dabei von § 246d in den Privilegierungstatbestand in § 35 Abs. 1 BauGB verschoben werden. ( 2.2.)\r\n-\r\nErneuerbare Wärme und die Flexibilisierung der Stromerzeugung brauchen Wärmespeicher (§ 35 Abs. 1 Nummer 10): im Kontext zunehmend flexibilisierter Stromerzeugung bedarf es einer Privilegierung von Wärmespeichern, um Stromerzeugung und Wärmebereitstellung zeitlich zu entkoppeln – dies ist für eine gesicherte Wärmeversorgung von Haushalten, Gewerbeimmobilien und/oder kommunalen Einrichtungen (Schulen, Bibliotheken, Schwimmbäder etc.) unerlässlich. ( 3.1)\r\n-\r\nHerkunft der Biomasse (§ 246d Abs. 3): Damit vorhandene Potenziale von Nebenprodukten und Reststoffen für eine nachhaltige Biogasproduktion im Sinne der Kreislaufwirtschaft optimal erschlossen werden können, gilt es bauplanungsrechtliche Hürden, wie beispielsweise unnötigen Prüfaufwand für Behörden und Betreiber, zu reduzieren. Vorzugsweise sollte die Regelung dabei von § 246d in den Grundprivilegierungstatbestand in § 35 Abs. 1 Nr. 6 verschoben werden. ( 2.3.)\r\n-\r\nErhöhung der zulässigen Kapazität der Biogaserzeugung (§ 35 Abs. 1 Nummer 6 Buchstabe d): Anpassung an technologische Entwicklungen mit Blick auf Effizienz- und Ertragssteigerungen sowie an die Folgen des Strukturwandels und zunehmender Betriebsgrößen; zugleich Schaffung von mehr Spielraum, um den regional sehr unterschiedlichen Agrarstrukturen gerecht zu werden. ( 3.2.)\r\n-\r\nLandwirtschaft und Biogaserzeugung haben viele Schnittstellen – sollten aber vom Bauplanungsrecht nicht in eine Schicksalsgemeinschaft gezwungen werden:\r\no\r\nWeiternutzung statt Rückbau (§ 35 Abs. 4 BauGB): Umnutzung bestehender baulicher Anlagen nach Aufgabe der Biogaserzeugung für andere Biogasanlagen erleichtern (3.3.)\r\no\r\nHofauf- oder -übergaben dürfen die Zulässigkeit der Biogasanlagen nicht länger in Frage stellen ( 3.4.)\r\n5\r\n1. Zu Artikel 1 Nr. 10 Buchstabe c) & Nr. 33 Buchstabe b)\r\nMit den vorgeschlagenen neuen Regelungen § 5 Abs. 5 und § 35 Abs. 1a BauGB „soll der Flächennutzungsplan für den Außenbereich zu einer einstufigen Planung mit unmittelbaren Auswirkungen auf die Vorhabenzulässigkeit aufgewertet werden. So können Gemeinden für den Außenbereich ihres Gemeindegebiets in einem einzigen, schlanken Planungsakt Flächen ausweisen, auf denen sodann ohne die bislang zusätzlich erforderliche Aufstellung eines Bebauungsplans entsprechende Vorhaben zugelassen werden können“. Laut Begründung zählen zu solchen entsprechenden Vorhaben insbesondere solche, „die der dezentralen und zentralen Erzeugung, Speicherung oder Verteilung von Strom, Wärme oder Kälte dienen.“\r\nDieser Vorschlag wird grundsätzlich im Sinne von Entbürokratisierung sowie der Verschlankung und Beschleunigung von Genehmigungsverfahren ausdrücklich begrüßt!\r\nErfahrungsgemäß meiden aber insbesondere ländliche Gemeinden Raum- und Bauleitplanungen oder stehen diesen offen ablehnend gegenüber: Gemeinden im ländlichen Raum haben häufig sehr alte Flächennutzungspläne (FNP) – einige sogar gar keinen. Laut einer Publikation des Umweltbundesamtes1 ergab eine qualitative Stichprobenuntersuchung, dass die überwiegende Anzahl von FNP in den befragten Gemeinden Ende der 1990er Jahre oder früher beschlossen wurden, also aus einer Zeit stammen, in der die Umweltprüfung noch nicht den Anforderungen der EU-RL zur Umweltprüfung bei Plänen und Programmen entsprach (2004). Die Hemmschwelle, solche FNP „anzufassen“, ist vor dem Hintergrund knapper finanzieller und personeller Ressourcen sowie des inzwischen umfassenden Überarbeitungsbedarfs und dem damit verbundenen Aufwand entsprechend hoch. Dies gilt insbesondere für Kommunen, die nicht auf eine eigene Planungsverwaltung zurückgreifen können. Hinzu kommt in den letzten Jahren eine wachsende Sorge vor Klagen und den daraus resultierenden zeit- und kostenintensiven Rechtsstreitigkeiten.\r\nIm Ergebnis besteht die Sorge, dass die neue Regelung ihre beabsichtigten positiven Effekte nur in großen Gemeinden mit aktiven, gut ausgestatteten Planungsabteilungen entfalten wird. Für den Großteil potenzieller Vorhaben im ländlichen Raum - insbesondere im Bereich der dezentralen Erzeugung, Speicherung oder Verteilung von Strom und Wärme - bedarf es daher entsprechender Privilegierungstatbestände.\r\n1 TEXTE 93/2020: Qualitative Stichprobenuntersuchung zur kommunalen Anwendung des § 13b BauGB - Ergänzungsbericht zur Evaluierung der praktischen Anwendung der neuen Regelungen der BauGB-Novellen 2011/2013 zur Förderung einer klimagerechten und flächensparenden Siedlungsentwicklung durch die kommunale Bauleitplanung anhand von Fallstudien\r\n6\r\n2. Zu Artikel 1 Nr. 79 & Überarbeitung der Sonderregeln für Biogas (§ 246d)\r\nDie mit Artikel 1 Nummer 79 vorgesehenen Änderungen an § 246d Abs. 2 bis 5 BauGB werden vollumfänglich begrüßt!\r\nDie Entfristung der Sonderregelungen für Biogasanlagen in § 246d Abs. 2 bis 4 und die folgerichtige Streichung von § 246d Abs. 5 schaffen die erforderliche Konsistenz von bauplanungsrechtlichen Regelungen mit anderen langfristigen politischen Zielsetzungen - wie – etwa der treibhausgasneutralen Wärmeversorgung bis spätestens 2045, der verstärkten Nutzung grüner Gase im Gebäudemodernisierungsgesetz und der Grüngasquote sowie der Steigerung der EU-weiten Biomethanproduktion bis 2030 auf 35 Milliarden Kubikmeter im Jahr (REPower EU).\r\nErheblicher Wermutstropfen ist allerdings, dass die unbedingt notwendige Korrektur beim baulichen Anknüpfungspunkt für Satelliten-BHKW in § 246d Abs. 4 BauGB nicht erfolgt ist.\r\nMit der Streichung der Befristungen in § 246d Abs. 2 bis 4 BauGB besteht nun aber zumindest die Möglichkeit die Regelungen – wie schon 2023 vom Bundesrat angeregt – unkompliziert in den Grundtatbestand des § 35 Abs.1 BauGB zu überführen. Denn auch der Bundesrat hat hierzu festgestellt: § 246d BauGB ist „in Verbindung mit dem Grundtatbestand in § 35 Absatz 1 Nummer 6 BauGB […] inhaltlich und systematisch schwer zu erfassen. […]“ Die Länder baten die Bundesregierung damals, „im Rahmen der Novellierung des BauGB zu prüfen, ob insbesondere dieser komplizierte Regelungsmechanismus nicht vereinfacht und in die Grundregelung des § 35 Absatz 1 Nummer 6 BauGB überführt werden kann.“\r\nDiese Bitte aufgreifend, legt der Fachverband Biogas im Folgenden aus Sicht der Biogasbranche erforderliche Änderungen, Ergänzungen und Vereinfachungen im Kontext von Biogas und „Bauen im Außenbereich“ vor:\r\n2.1. Satelliten-BHKW: Regelung aus § 246d Abs. 4 Nr. 2 BauGB - korrigieren, neu fassen & in § 35 Abs 1 BauGB überführen.\r\nDie aktuelle Sonderregelung, mit der Satelliten-BHKW theoretisch seit 2024 privilegiert sein sollten, läuft praktisch vollständig ins Leere: privilegiert werden mit § 246d (4) Nummer 2 BauGB bisher nämlich nur BHKW, die im „räumlich funktionalen Zusammenhang“ zur Biogaserzeugungsanlage errichtet werden. Aber: Relevante Wärmeverbraucher liegen häufig nicht in räumlicher Nähe zu Biogaserzeugungsanlagen. Ein leitungsgebundener Transport von Wärme ist mit energetischen Verlusten und hohen Kosten verbunden; der Transport von Rohbiogas ist im Vergleich dazu verlustfrei und auch über weitere Entfernungen wirtschaftlich darstellbar. Ein Satelliten-BHKW steht deshalb gerade NICHT im räumlich funktionalen Zusammenhang zur Biogaserzeugungsanlage, sondern ist regelmäßig von der Biogaserzeugungsanlage deutlich (i.d.R. zwischen 0,5 - 8 km) abgesetzt.\r\nAber auch weitere in der aktuellen Fassung formulierte Bedingungen beschränken unnötig: Es erschließt sich nicht, warum ein „bestehendes Wärmenetz“ Voraussetzung für die Zulässigkeit eines Satelliten-BHKW sein soll, insbesondere vor dem Hintergrund der laufenden Wärmeplanungen der Kommunen ist das kontraproduktiv.\r\nDer Fachverband Biogas schlägt vor, die bisher in § 246d Abs. 4 Nummer 2 enthaltene Regelung als neue Nummer in den Grundtatbestand des § 35 Abs. 1 zu überführen und wie folgt neu zu fassen:\r\n7\r\nVorschlag:\r\n„§ 35 – Bauen im Außenbereich\r\n(1) Im Außenbereich ist ein Vorhaben nur zulässig, wenn öffentliche Belange nicht entgegenstehen, die ausreichende Erschließung gesichert ist und wenn es […]\r\n14. der Erzeugung von Strom und Wärme aus Biogas oder Biomethan in nicht bereits nach Nummer 6 zulässigen Anlagen der Kraftwärmekopplung dient, einschließlich der für den Anschluss solcher Vorhaben an das öffentliche Versorgungsnetz, die Zuleitung von Biogas oder Biomethan, der für die Anbindung an ein Wärmenetz oder sonstige Wärmeabnehmer erforderlichen Leitungen und Einrichtungen sowie Einrichtungen zum Puffern von Gas, wenn\r\na) die Wärme in ein lokales Wärmenetz eingespeist wird oder damit zulässigerweise errichtete Betriebe oder Gebäude mit Prozess- oder Heizwärme versorgt werden,\r\nb) das Vorhaben in räumlicher Nähe zum Wärmenetz oder zum Abnehmer nach Buchstabe a) verwirklicht wird und\r\nc) die Kapazität des Biogaspufferspeichers, sofern das Vorhaben einen solchen umfasst, 7500 m³ nicht überschreitet oder für die Errichtung eines größeren Pufferspeichers die Zustimmung der Gemeinde nach § 36 a erteilt wurde.“\r\n1. Folgeänderung in § 35 Abs. 5 Satz 2:\r\n„§ 35 (5) Die nach den Absätzen 1 bis 4 zulässigen Vorhaben sind in einer flächensparenden, die Bodenversiegelung auf das notwendige Maß begrenzenden und den Außenbereich schonenden Weise auszuführen. Für Vorhaben nach Absatz 1 Nummer 2 bis 6, 8 Buchstabe b und Nummer 9 bis 12 sowie Nummer 14 ist als weitere Zulässigkeitsvoraussetzung eine Verpflichtungserklärung abzugeben, das Vorhaben nach dauerhafter Aufgabe der zulässigen Nutzung zurückzubauen und Bodenversiegelungen zu beseitigen; bei einer nach Absatz 1 Nummer 2 bis 6, 8 Buchstabe b und Nummer 9 bis 12 sowie Nummer 14 zulässigen Nutzungsänderung ist die Rückbauverpflichtung zu übernehmen, bei einer nach Absatz 1 Nummer 1 oder Absatz 2 zulässigen Nutzungsänderung entfällt sie.“\r\n2. Weitere Folgeänderung: § 246d Abs. 4 Nummer 2 wird gestrichen.\r\nBegründung:\r\nMit der vorgeschlagenen neuen Nummer 14 in § 35 Abs. 1 BauGB werden die Voraussetzungen geschaffen, um Biogas effizient zur dezentralen Wärmeversorgung insbesondere im ländlichen Raum nutzen zu können und gleichzeitig die geforderte Flexibilisierung der Stromerzeugung zu realisieren.\r\nDer Vorschlag sieht – wie bisher schon – vor, dass das entsprechende Vorhaben „in räumlicher Nähe“ zum jeweiligen Wärmeabnehmer errichtet werden soll. Mit dem Begriff „räumliche Nähe“ wird ein etwas größerer, aber erforderlicher räumlicher Spielraum eröffnet, um Standorte zu finden, die gleichermaßen dem Schutz des Außenbereichs, der effizienten Energieverwendung und dem Anwohnerschutz (z.B. in Bezug auf Lärmemissionen) Rechnung tragen.\r\nUm die Privilegierung wirksam zu gestalten, wird die neue Nummer 14 im Vergleich zur bisherigen Regelung in § 246d Abs. 4 Nummer 2 erweitert und die erforderliche Leitungsinfrastruktur mit einbezogen.\r\nAb einem gewissen Flexibilisierungsgrad der Stromerzeugung werden darüber hinaus Gaspufferspeicher sinnvoll, gegebenenfalls auch erforderlich, um die Diskrepanzen zwischen der kontinuierliche Biogaserzeugung und dem flexiblen Verbrauch im BHKW sicher auszugleichen. Solche Pufferspeicher sollen daher bis zu einer Kapazität von 7.500 m³ von der Privilegierung miterfasst werden. Mit Pufferspeichern bis 7.500m³ bleiben die Vorhaben unter der in der Störfall-Verordnung genannten Mengenschwelle für Biogas (10.000 kg ≈ 7.700 m³ Biogas). Größere Speicher sollen nicht grundsätzlich ausgeschlossen werden, bedürfen aber der expliziten Zustimmung der Gemeinde.\r\n8\r\nMit der Folgeänderung in § 35 Abs. 5 Satz 2 wird geheilt, dass in § 246d Abs. 4 bisher keine Rückbauverpflichtung vorgesehen war.\r\nAlternativformulierung bei Verbleib der Regelung § 246d\r\n„(x) Ein Vorhaben, das der Erzeugung von Strom und Wärme aus Biogas oder Biomethan in Anlagen der Kraftwärmekopplung dient, ist, einschließlich der für den Anschluss solcher Vorhaben an das öffentliche Versorgungsnetz, die Zuleitung von Biogas oder Biomethan, der für die Anbindung an ein Wärmenetz oder sonstige Wärmeabnehmer erforderlichen Leitungen und Einrichtungen sowie Einrichtungen zum Puffern von Gas, im Außenbereich zulässig, wenn\r\na) die Wärme in ein lokales Wärmenetz eingespeist wird oder damit zulässigerweise errichtete Betriebe oder Gebäude mit Prozess- oder Heizwärme versorgt werden,\r\nb) das Vorhaben in räumlicher Nähe zum Wärmenetz oder zum Abnehmer nach Buchstabe a) verwirklicht wird und\r\nc) die Kapazität des Biogaspufferspeichers, sofern das Vorhaben einen solchen umfasst, 7500 m³ nicht überschreitet oder für die Errichtung eines größeren Pufferspeichers die Zustimmung der Gemeinde nach § 36 a erteilt wurde.\r\n§ 35 Abs. 1 bleibt unberührt. Für Vorhaben nach Satz 1 gelten § 35 Absatz 5 Satz 2 erster Halbsatz und Satz 3 sowie § 36 entsprechend.“\r\n2.2. Biogas-Aufbereitung: Regelung aus § 246d Abs. 4 Nr. 1 - Beschränkungen abbauen, neu fassen & in § 35 Abs. 1 BauGB überführen\r\nMit § 246d Abs. 4 Nummer 1 werden Biogasaufbereitungsanlagen adressiert. Insbesondere sogenannte „Biogas-Cluster“ sind sowohl aus betriebswirtschaftlicher als auch aus volkswirtschaftlicher Sicht sinnvoll. Dabei handelt es sich um die Zusammenführung von Biogasanlagen mittels Rohgasleitungen bereits vor der Einspeisung in das Gasnetz. Sie ermöglichen die Bündelung von Rohbiogas aus mehreren Biogasanlagen an einem Standort, der die betriebs- und volkswirtschaftlich günstigste Lage zu einem ökonomisch und technisch geeigneten Gasnetzanschlusspunkt aufweist. Dadurch können nationale wie europäische Ziele zur Steigerung der Biomethanproduktion durch eine deutlich reduzierte Anzahl erforderlicher Netzanschlusspunkten kosteneffizienter und schneller erreicht werden.\r\nDer Fachverband Biogas schlägt vor, die bisher in § 246d Abs. 4 Nummer 1 enthaltene Regelung als neue Nummer in den Grundtatbestand des § 35 Abs. 1 zu überführen und wie folgt neu zu fassen:\r\nVorschlag:\r\n„§ 35 – Bauen im Außenbereich\r\n(1) Im Außenbereich ist ein Vorhaben nur zulässig, wenn öffentliche Belange nicht entgegenstehen, die ausreichende Erschließung gesichert ist und wenn es\r\n„(15) der Aufbereitung von Biogas aus einer oder mehreren Biogasanlagen zu Biomethan in nicht bereits nach Nummer 6 zulässigen Anlagen dient, einschließlich der für die Zuleitung des Rohbiogases, dessen Speicherung und den Anschluss an das öffentliche Versorgungsnetz oder die Abgabe an Dritte erforderlichen Einrichtungen und Anlagen, unter der Voraussetzung, dass das Vorhaben in einem räumlich-funktionalen Zusammenhang\r\na) mit einem bestehenden Biogasvorhaben oder\r\nb) mit einem geeigneten Einspeisepunkt in das Gastransportnetz steht.“\r\n1. Folgeänderung in § 35 Abs. 5 Satz 2:\r\n„§ 35 (5) Die nach den Absätzen 1 bis 4 zulässigen Vorhaben sind in einer flächensparenden, die Bodenversiegelung auf das notwendige Maß begrenzenden und den Außenbereich schonenden Weise auszuführen. Für Vorhaben nach Absatz 1 Nummer 2 bis 6, 8 Buchstabe b\r\n9\r\nund Nummer 9 bis 12 sowie Nummer 14 und 15 ist als weitere Zulässigkeitsvoraussetzung eine Verpflichtungserklärung abzugeben, das Vorhaben nach dauerhafter Aufgabe der zulässigen Nutzung zurückzubauen und Bodenversiegelungen zu beseitigen; bei einer nach Absatz 1 Nummer 2 bis 6, 8 Buchstabe b und Nummer 9 bis 12 sowie Nummer 14 und 15 zulässigen Nutzungsänderung ist die Rückbauverpflichtung zu übernehmen, bei einer nach Absatz 1 Nummer 1 oder Absatz 2 zulässigen Nutzungsänderung entfällt sie.“\r\n2. Folgeänderung: § 246d Abs. 4 Nummer 2 wird gestrichen.\r\nBegründung:\r\nMit der vorgeschlagenen neuen Nummer 15 in § 35 Abs. 1 BauGB werden die Voraussetzungen geschaffen, um bestehende Hürden für die Bereitstellung von Biomethan weiter abzubauen.\r\nDeshalb sieht die Neufassung der bisherigen Regelung in § 246d Abs. 4 Nummer 1 BauGB explizit auch Biogasanlagen als Anknüpfungspunkt für eine Biogasaufbereitung vor, deren bauplanungsrechtliche Zulässigkeit auf einem Bebauungsplan basiert. Entsprechendes gilt auch für die Herkunft des Biogases. Die Zulässigkeit der Biogasaufbereitung soll unabhängig davon sein, ob das aufzubereitende Biogas aus einer bauplanungsrechtlich privilegierten oder einer im Geltungsbereich eines Bebauungsplans zugelassenen Biogaserzeugung stammt.\r\nDies ist sinnvoll, da die bauplanungsrechtliche Zuordnung des Erzeugungsstandortes in keinem Zusammenhang mit dem Vorhandensein eines ökonomisch oder physikalisch geeigneten Einspeisepunktes in das Gasnetz steht.\r\nWeiterhin sollte der Privilegierungstatbestand auch mittel- und langfristig konsistent mit den Herausforderungen der sich abzeichnenden Transformation der Gasnetze sein und Biomethanaufbereitungsanlagen im räumlich-funktionalen Zusammenhang zu einem geeigneten Einspeisepunkt in das Gastransportnetz ermöglichen.\r\nUm die Privilegierung wirksam zu gestalten, wird die neue Nummer 15 im Vergleich zur bisherigen Regelung in § 246d Abs. 4 Nummer 1 erweitert und die gesamte erforderliche Leitungsinfrastruktur mit einbezogen. Neben der Einspeisung in das öffentliche Versorgungsnetz soll der Privilegierungstatbestand – den zunehmenden Anfragen aus der Wirtschaft Rechnung tragend – auch die unmittelbare Abgabe von Biomethan an Dritte umfassen.\r\nMit der Folgeänderung in § 35 Abs. 5 Satz 2 wird geheilt, dass in § 246d Abs. 4 bisher keine Rückbauverpflichtung vorgesehen war.\r\nAlternativformulierung bei Verbleib der Regelung § 246d\r\n„(4) Im Außenbereich ist ein Vorhaben zulässig, das der Aufbereitung von Biogas aus einer oder mehreren Biogasanlagen zu Biomethan dient, einschließlich der für die Zuleitung des Rohbiogases, dessen Speicherung und den Anschluss an das öffentliche Versorgungsnetz oder die Abgabe an Dritte erforderlichen Einrichtungen und Anlagen, unter der Voraussetzung, dass das Vorhaben in einem räumlich-funktionalen Zusammenhang\r\na) mit einem bestehenden Biogasvorhaben oder\r\nb) mit einem geeigneten Einspeisepunkt in das Gastransportnetz steht.\r\n§ 35 Abs. 1 bleibt mit der Maßgabe unberührt, dass § 35 Abs. 1 Nummer 6 Buchstabe b) einem Vorhaben nach Satz 1 Buchstabe a) nicht entgegensteht. Für Vorhaben nach Satz 1 gelten § 35 Absatz 5 Satz 2 erster Halbsatz sowie Satz 3 und § 36 entsprechend“\r\n10\r\n2.3. Herkunft der Biomasse: Regelung aus § 246d Abs. 3 - entschlacken, neu fassen & in § 35 Abs. 1 Nr. 6 BauGB überführen\r\nUm für die Biogasproduktion im Sinne von Nachhaltigkeit und Kreislaufwirtschaft vorhandene Potenziale an Nebenprodukten und Reststoffen soweit wie technisch und wirtschaftlich möglich zu erschließen, ist es geboten, diesbezügliche bauplanungsrechtliche Hürden abzubauen.\r\nMit § 246d Abs. 3 BauGB wurde deshalb folgerichtig die Erschließung regionaler Biomasseströme aus nahegelegenen Betrieben, die selbst nicht im Außenbereich liegen oder im Außenbereich liegen, aber nicht mehr privilegiert sind (gewerbliche Tierhaltungen), ermöglicht – dies aber nur unter diversen, auf den ersten Blick unkritischen Bedingungen.\r\nAuf den zweiten Blick entpuppen sich diese Bedingungen aber als wenig zielführend und/oder als Bürokratiemonster – denn die Einhaltung der Bedingung muss ja auch belegt und geprüft werden.\r\nVorschlag:\r\n§ 246d Abs. 3 kann problemlos in den Grundtatbestand des § 35 Abs. 1 überführt werden:\r\n„§ 35 – Bauen im Außenbereich\r\n(1) Im Außenbereich ist ein Vorhaben nur zulässig, wenn öffentliche Belange nicht entgegenstehen, die ausreichende Erschließung gesichert ist und wenn es\r\n6. der energetischen Nutzung von Biomasse im Rahmen eines Betriebs nach Nummer 1 oder 2 oder eines Betriebs nach Nummer 4, der Tierhaltung betreibt, sowie dem Anschluss solcher Anlagen an das öffentliche Versorgungsnetz dient, unter folgenden Voraussetzungen:\r\na) das Vorhaben steht in einem räumlich-funktionalen Zusammenhang mit dem Betrieb,\r\nb) die Biomasse stammt überwiegend aus dem Betrieb oder überwiegend aus diesem und aus nahe gelegenen aus weniger als 50 km entfernten Betrieben nach den Nummern 1, 2 oder 4, soweit letzterer Tierhaltung betreibt,\r\nc) es wird je Hofstelle oder Betriebsstandort nur eine Anlage betrieben und\r\nd) die Kapazität einer Anlage zur Erzeugung von Biogas überschreitet nicht 2,3 Millionen Normkubikmeter Biogas pro Jahr, die Feuerungswärmeleistung anderer Anlagen überschreitet nicht 2,0 Megawatt,[…]“\r\nFolgeänderung: § 246d Abs. 3 wird gestrichen\r\nBegründung:\r\nDie bisher in § 246d Abs. 3 enthaltene Regelung wird im Kern in den Grundtatbestand des § 35 Abs. 1 Nummer 6 überführt. Dies dient in erster Linie der besseren Handhabbarkeit der Vorschrift.\r\nIm Zuge dessen werden nicht zielführende, weil unnötig einschränkende Bedingungen aufgegeben. Dazu zählt, dass es sich bisher bei den potenziellen Biomasse-Herkunftsbetrieben um „am 1. Januar 2024 bestehende“ Betriebe handeln muss. Ein Ausschluss von Betrieben, die sich danach erst noch im Umkreis ansiedeln, ist im Hinblick auf eine konsequente Kreislaufwirtschaft weder nachvollziehbar noch zielführend.\r\nWeiterhin sollen die bisher in § 246d Abs. 3 formulierten Bedingungen, dass die Biomasse in den Herkunftsbetrieben als Reststoff anfallen muss und diese Betriebe „zulässigerweise errichtet“ worden sein müssen, entfallen. Einerseits um den Prüfaufwand für die zuständigen Behörden zu minimieren, andererseits aber auch, weil eine Überprüfung dieser Bedingungen für den Biogasanlagenbetreiber nicht möglich ist. Letzteres ist aber zwingend notwendig, um bei der Planung des Vorhabens oder im\r\n11\r\nlaufenden Betrieb entscheiden zu können, ob der Einsatz von zur Verfügung stehender oder angebotener Biomasse nach § 35 Abs. 1 Nr. 6 BauGB möglich ist.\r\n2.4. Rechtssicheren Vollzug gewährleisten\r\nIm Zuge des Wärmeplanungsgesetztes 2023/2024 wurde § 246d Abs. 1 in die klarstellende Bestimmung des § 246d Abs. 5 Satz 1 einbezogen. Gerade weil die Frist in § 246d Abs. 1 bereits abgelaufen ist, muss die Klarstellung, dass sich die Befristung nicht auf die Geltungsdauer der Genehmigung bezieht, sondern auf den Zeitraum, bis zu dessen Ende bei der zuständigen Behörde ein Antrag eingegangen sein musste, erhalten bleiben. Andersfalls steht zu befürchten, dass dies Infrage gestellt und damit in den Vertrauensschutz der Betreiber eingegriffen würde, die von § 246d Abs. 1 fristgerecht Gebrauch gemacht haben.\r\nEine besondere Relevanz hat die Regelung seit Anfang 2024 für Bestandsanlagen in Nordrhein-Westfalen erlangt, als aufgrund eines vor dem Oberverwaltungsgericht in Münster erstrittenen Urteils Teile des Landesentwicklungsplan (LEP) NRW unwirksam wurden und quasi über Nacht alle laufenden Verfahren für Biogas-Bebauungspläne - unabhängig vom Fortschritt des Verfahrens – obsolet waren. Bereits getätigte Investitionen in Projektentwicklung und Planung waren umsonst, Verträge z.B. zum parallel zur Bauleitplanung vorangetriebenen Anschluss an das Gasnetz nicht mehr erfüllbar bzw. sinnlos. Für viele der betroffenen Anlagen warfen das Urteil sowie die damit abgebrochenen (und bis heute auf Eis liegenden) Planungen existenzielle Fragen auf.\r\nViele dieser Anlagen konnten – ermutigt von den Behörden vor Ort – allein aufgrund einer fristgerechten Antragstellung nach § 246d Abs. 1 i.V.m. Abs. 5 Satz 1, die geplante Erhöhung der Rohbiogasproduktion umsetzten und sich damit die Chance erhalten, darauf basierende Anlagenkonzepte zu realisieren.\r\nGrundsätzlich sei angemerkt, dass § 246d Abs.1 auch deutlich vereinfacht werden könnte. Durch die inzwischen mit § 246d Abs. 3 BauGB geschaffenen Regelungen zur Herkunft der Biomasse, erübrigen sich einige der in § 246d Abs. 1 formulierten Abweichungen von § 35 Abs. 1 Nummer 6.\r\nDer Fachverband Biogas schlägt deshalb vor, § 246d Abs. 1 wie folgt zu neu fassen:\r\nVorschlag:\r\n„§ 246d\r\n(1) Als Vorhaben im Sinne des § 35 Absatz 1 Nummer 6 gelten Biogasanlagen auch dann, wenn die Kapazität zur Erzeugung von Biogas pro Jahr die Kapazität nach § 35 Abs. 1 Nummer 6 Buchstabe d übersteigt, vorausgesetzt der Antrag zur Erhöhung der Produktionskapazität ist in der Zeit vom 1. Januar 2024 bis einschließlich 31.12.2024 bei der zuständigen Behörde eingegangen; eine Erhöhung der Kapazität an Biogas pro Jahr über das bis einschließlich 31.12.2024 beantragte Maß hinaus ist nicht möglich.“\r\nBegründung:\r\nIm Zuge des Wärmeplanungsgesetztes 2023/2024 wurde § 246d Abs. 1 in die klarstellende Bestimmung des § 246d Abs. 5 Satz 1 einbezogen. Die Neufassung von § 246d Abs. 1 dient der Vereinfachung und aufgrund der hier bereits abgelaufenen Frist, der Klarstellung, dass sich die Befristung nicht auf die Geltungsdauer der Genehmigung bezieht, sondern auf den Zeitraum, bis zu dessen Ende bei der zuständigen Behörde ein Antrag eingegangen sein musste. Damit wird ein Eingriff in den Bestand vermieden und dem Vertrauensschutz Rechnung getragen.\r\n12\r\n3. Aktualisierung der Regelungen zum Bauen im Außenbereich im Kontext Biogas\r\nDer derzeit geltende Privilegierungstatbestand des § 35 Abs. 1 Nummer 6 BauGB wurde 2004 eingeführt. Die damalige Zielsetzung war, einer zunehmend wirtschaftlich unter Druck stehenden und im Strukturwandel befindlichen Landwirtschaft eine alternative Einkommensmöglichkeit durch Energieerzeugung zu eröffnen. Die aktuell bestehenden Regelungen im BauGB basieren deshalb im Kern auf den Ideen und Rahmenbedingungen für Biogas von vor 20 Jahren.\r\nDie bisherigen „Sonderregelungen für Biogasanlagen“ in § 246d BauGB waren ein erster, wenn auch zögerlicher und nicht ganz trittsicherer Schritt, um den bauplanungsrechtlichen Rahmen an die energiewirtschaftlichen Entwicklungen und Erfordernisse anzupassen. Die aktuelle Novelle des Baugesetzbuches sollte daher für ein grundlegendes „Update“ des bauplanungsrechtlichen Rahmens für die Biogaserzeugung und -nutzung herangezogen werden.\r\n3.1. § 35 Abs. 1 Nr. 10 BauGB – Privilegierung von Wärmespeichern ausdehnen\r\nWärmespeicher sind für die Zuverlässigkeit und Leistungsfähigkeit – also die Versorgungssicherheit - lokaler Wärmenetze bzw. lokaler Versorgungskonzepte mit erneuerbarer Wärme unbedingt notwendig: Der Wärmeverbrauch durch den bzw. die Abnehmer unterliegt Schwankungen und die Wärmeerzeugung korrespondiert insbesondere bei flexibilisierter Stromerzeugung zeitlich regelmäßig nicht mit dem Bedarf.\r\nWärmespeicher (nicht nur die untertägigen) sind damit elementare Bausteine für die Defossilierung der Wärmeversorgung und sollten daher auch im Grundtatbestand des § 35 Abs. 1 BauGB eigenständig privilegiert werden.\r\nVorschlag:\r\n„§ 35 – Bauen im Außenbereich\r\n(1) Im Außenbereich ist ein Vorhaben nur zulässig, wenn öffentliche Belange nicht entgegenstehen, die ausreichende Erschließung gesichert ist und wenn es […]\r\n10. der untertägigen Speicherung von Wärme dient und das Vorhaben in einem räumlich-funktionalen Zusammenhang mit Wärmequellen und oder Wärmesenken steht, einschließlich der für die Anbindung an Wärmequellen und Wärmesenken erforderlichen Leitungen und Einrichtungen; oberirdische Speicher bedürfen der Zustimmung der Gemeinde nach § 36a, wenn\r\na) die Grundfläche 500 Quadratmeter überschreitet oder\r\nb) der Höhenunterschied zwischen der Geländeoberfläche im Mittel und dem höchsten Punkt des Speichers mehr als 18 Meter beträgt. […]“\r\nBegründung:\r\nDie aktuelle Einschränkung auf „untertägige Speicherung von Wärme“ sollte aufgehoben werden und die Regelung des § 35 Abs. 1 Nummer 10 auf Wärmespeicher generell ausgedehnt werden.\r\nUm die Privilegierung wirksam zu gestalten, sollte der Tatbestand unbedingt auch die für die Anbindung des Speichers an Wärmequellen und Wärmesenken erforderlichen Leitungen und Einrichtungen ausdrücklich einschließen.\r\nUnbedingt erneut geprüft werden sollte allerdings, ob Wärmespeicher nach Nummer 10 tatsächlich gleichzeitig in einem räumlich-funktionale Zusammenhang sowohl mit den Wärmequellen als auch den Wärmesenken stehen müssen.\r\n13\r\nDie nach der Rechtsprechung im Sinne eines räumlich-funktionalen Zusammenhangs noch akzeptablen maximalen Abstände erscheinen bezogen auf potenzielle Standorte als deutlich zu einschränkend.\r\nDen Grundgedanken eines Vorschlags des Bundesrates (siehe BR Drs. 436/24(B) – Ziffer 33) aufgreifend kann zum Schutz des Außenbereichs die Zulässigkeit von Vorhaben zur oberirdischen Speicherung von Wärme an bestimmte Bedingungen geknüpft werden.\r\nDie vom Bundesrat im oben zitierten Vorschlag angedachte Begrenzung sowohl der Höhe als auch der Grundfläche wird zwar kritisch gesehen, da die Dimension des Speichers sich am realen Bedarf bemessen muss.\r\nEs wird aber anerkannt, dass sehr große Speicher je nach Standort auch Konfliktpotenzial bergen können. Deshalb könnte die Errichtung von Speichern jenseits bestimmter Abmessungen unter den Vorbehalt der Zustimmung der Gemeinde gestellt werden – und so nicht grundsätzlich ausgeschlossen werden.\r\nDie im Bundesratsvorschlag vorgesehene Beschränkung der Höhe auf 10 Meter widerspricht allerdings den physikalischen Erfordernissen effizienter Wärmespeicherung. In einem effizienten Wärmepufferspeicher sollte für eine optimale Hydraulik und Wärmeschichtung das Speichermedium (Wasser) eine Füllstandshöhe von 16m haben. Die unten vorgeschlagenen 18 Meter resultieren aus einer baulich erforderlichen Zugabe bis zur Oberkante des Behälters aber auch aus Zugaben z.B. für vor Ort präferierte Gestaltungen (Flachdach/Kegeldach).\r\n3.2. § 35 Abs. 1 Nr. 6 Buchstabe d): Erhöhung der zulässigen Rohbiogasproduktionskapazität\r\nTechnologische Weiterentwicklungen im Bereich Substrataufschluss und Verfahrensgestaltung haben in den letzten 20 Jahren ermöglicht, den Biogasertrag aus den zur Verfügung stehenden Subtraten signifikant zu erhöhen. Die Betriebsstruktur in der Landwirtschaft hat sich verändert: Die Anzahl der landwirtschaftlichen Betriebe ist um über ein Drittel zurückgegangen – die Größe der verbleiben Betriebe und damit auch die potenziell erzeugbare Biogasmenge steigt.\r\nAuch innerhalb Deutschlands unterscheidet sich die Betriebsstruktur weiterhin erheblich: Insbesondere in Ostdeutschland mit seiner großräumig strukturierten Landwirtschaft hindert die Beschränkung auf 2,3 Mio. Nm³ Rohbiogasproduktionskapazität die Betriebe teilweise sogar am Ausschöpfen des betriebseigenen Biogaspotenzials. Entsprechendes gilt für die viehstarken Regionen im Nordwesten.\r\nGanz abgesehen von den akuten wirtschaftlichen Auswirkungen der gegenwärtigen multiplen geopolitischen Krisen, erzeugen allein schon die rechtlichen Rahmenbedingungen wie die Pflicht zur Überbauung als Voraussetzung zur Teilnahme an der aktuellen EEG-Ausschreibung, aber auch umwelt- und sicherheitstechnische Auflagen sowie weiterhin zunehmende Nachweis-, Dokumentations- und Zertifizierungspflichten einen stetig steigenden Kostendruck, der eine gewisse Skalierung der Anlagen erfordert, die das BauGB aktuell verhindert.\r\nIm Rahmen einer aktuellen verbandsinternen Umfrage wurden Betreiber von im Außenbereich privilegierten Anlagen gefragt, ob sie für die nachhaltige Weiterentwicklung ihrer Anlage eine Erhöhung der Rohbiogasproduktionskapazität wünschen bzw. für erforderlich halten. Lediglich 20% der Teilnehmer gaben an, ohne Erhöhung der Biogaserzeugungskapazität, eine Zukunftsperspektive zu sehen bzw. zwar eine Erhöhung, aber nicht über 2,3 Mio. Nm³/a hinaus zu benötigen.\r\nIn den Antworten zur Frage der Größenordnung einer jeweils erforderlichen Erhöhung spiegelt sich auch die unterschiedliche Agrar- und Betriebsstruktur wider: Während die Betriebe, denen eine Erhöhung um bis zu einem Drittel ausreichen würde, mehrheitlich im süddeutschen Raum liegen, überwiegen bei den\r\n14\r\nBetrieben im Norden und Osten der Republik die Angaben, künftig 50 bis 75 % mehr Biogas erzeugen zu wollen als aktuell möglich.\r\nDer Fachverband Biogas schlägt deshalb eine Erhöhung der Schwelle in § 35 Abs. 1 Nummer 6 Buchstabe d auf 4 Mio. Nm³.\r\nVorschlag:\r\n„§ 35 – Bauen im Außenbereich\r\n(1) Im Außenbereich ist ein Vorhaben nur zulässig, wenn öffentliche Belange nicht entgegenstehen, die ausreichende Erschließung gesichert ist und wenn es\r\n6. der energetischen Nutzung von Biomasse im Rahmen eines Betriebs nach Nummer 1 oder 2 oder eines Betriebs nach Nummer 4, der Tierhaltung betreibt, sowie dem Anschluss solcher Anlagen an das öffentliche Versorgungsnetz dient, unter folgenden Voraussetzungen:\r\na) das Vorhaben steht in einem räumlich-funktionalen Zusammenhang mit dem Betrieb,\r\nb) die Biomasse stammt überwiegend aus dem Betrieb oder überwiegend aus diesem und aus nahe gelegenen aus weniger als 50 km entfernten Betrieben nach den Nummern 1, 2 oder 4, soweit letzterer Tierhaltung betreibt,\r\nc) es wird je Hofstelle oder Betriebsstandort nur eine Anlage betrieben und\r\nd) die Kapazität einer Anlage zur Erzeugung von Biogas überschreitet nicht 2,3 4 Millionen Normkubikmeter Biogas pro Jahr, die Feuerungswärmeleistung anderer Anlagen überschreitet nicht 2,0 Megawatt,[…]“\r\nBegründung:\r\nMit der Erhöhung der Rohbiogasproduktionskapazität soll den technologischen Entwicklungen im Hinblick auf Effizienz- und Ertragssteigerungen sowie den Auswirkungen des Strukturwandels in der Landwirtschaft bzw. den steigenden Betriebsgrößen gleichermaßen Rechnung getragen werden.\r\nDarüber hinaus verbessert die Möglichkeit, privilegiert am jeweiligen Standort mehr Biogas erzeugen zu können, die betrieblichen, aber auch wirtschaftlichen Perspektiven für Biogasanlagen. Die Erhöhung der Kapazität einer Anlage zur Erzeugung von Biogas von bisher 2,3 auf nunmehr 4 Mio. Nm³ Biogas im Jahr eröffnet auch im Hinblick auf die regional sehr unterschiedlichen Strukturen einen keinen Agrarregionen benachteiligenden Spielraum für die Entwicklung nachhaltiger Biogasprojekte.\r\n3.3. § 35 Abs. 4 BauGB: Weiternutzung baulicher Anlagen ehemaliger Biogasanlagen erleichtern\r\nAus unterschiedlichen Gründen werden nicht alle bestehenden Biogasanlagen nach dem Ende der ersten Vergütungsperiode weiter betrieben werden (können). Für die dann nicht mehr zur Biogaserzeugung und -nutzung benötigten baulichen Anlagen besteht zwar eine Rückbauverpflichtung, aber: Rückbau wäre volkswirtschaftlich wie ökologisch die schlechteste Variante.\r\nEine Weiternutzung insbesondere der Behälter als Lagerkapazität für Gülle aus der Landwirtschaft oder Gärresten aus anderen Biogasanlagen ist in jeder denkbaren Hinsicht höchst sinnvoll und vorteilhaft.\r\nAllerdings ist lediglich eine landwirtschaftliche Weiternutzung rechtssicher bauplanungsrechtlich privilegiert zulässig. Biogaserzeugung und -nutzung sind jedoch weder im Sinne des BauGB (§ 201 BauGB) noch steuerrechtlich „Landwirtschaft“ - ansonsten hätte es ja keines eigenen Privilegierungstatbestandes bedurft.\r\n15\r\nBenötigt wird deshalb eine rechtliche Erleichterung, damit Betreiber von Biogasanlagen bestehende Behälter pachten oder erwerben und zur Erweiterung der Gärrestlagerkapazität ihrer Anlagen nutzen können.\r\nEs wird vorgeschlagen, dafür § 35 Abs. 4 um die folgende Nummer 8 zu ergänzen.\r\nVorschlag:\r\n„§ 35 – Bauen im Außenbereich\r\n[…]\r\n(4) Den nachfolgend bezeichneten sonstigen Vorhaben im Sinne des Absatzes 2 kann nicht entgegengehalten werden, dass sie Darstellungen des Flächennutzungsplans oder eines Landschaftsplans widersprechen, die natürliche Eigenart der Landschaft beeinträchtigen oder die Entstehung, Verfestigung oder Erweiterung einer Splittersiedlung befürchten lassen, soweit sie im Übrigen außenbereichsverträglich im Sinne des Absatzes 3 sind:\r\n[…]\r\n8. die Änderung der bisherigen Nutzung von Gebäuden und baulichen Anlagen, die unter den Voraussetzungen des Absatzes 1 Nummer 6 errichtet wurden, unter folgenden Voraussetzungen:\r\na) die zukünftige Nutzung dient einer zweckmäßigen Verwendung erhaltenswerter Bausubstanz,\r\nb) die äußere Gestalt des Gebäudes oder der baulichen Anlage bleibt im Wesentlichen gewahrt,\r\nc) die Aufgabe der bisherigen Nutzung liegt nicht länger als fünf Jahre zurück,\r\nd) das Vorhaben nach Absatz 1 Nummer 6 ist vor mehr als fünf Jahren zulässigerweise errichtet worden,”\r\nBegründung:\r\nMit der neuen Regelung soll die Um- bzw. die Weiternutzung vorhandener Bausubstanz ehemaliger Biogasanlagen erleichtert werden. Ein Rückbau vorhandener und benötigter Lagerkapazität für Wirtschaftsdünger ist nicht zielführend. Die Möglichkeiten für eine zulässige Umnutzung sind aktuell auf eine Nutzung im Kontext Landwirtschaft im Sinne von § 201 BauGB verengt. Deshalb wird hier eine Erleichterung geschaffen, damit z.B. Betreiber von Biogasanlagen bestehende Behälter pachten oder erwerben und zur Erweiterung der Gärrestlagerkapazität ihrer Anlagen nutzen können.\r\n3.4. Strukturwandel und Generationenwechsel in der Landwirtschaft dürfen kein bauplanungsrechtliches Damoklesschwert für den Fortbestand einer Biogasanlage sein\r\nHofaufgabe aus Altersgründen oder strukturwandelbedingte Betriebs- oder zumindest Standortschließungen sind unabänderliche Prozesse in der Landwirtschaft.\r\nFür eine privilegiert im Außenbereich errichtete Biogasanlage stellt sich aber bei Wegfall des rahmensetzenden Betriebes zwangsläufig nicht nur die Frage, ob sich ein neuer Betreiber für die Biogasanlage findet. Der Wegfall des privilegierungsseitig zwingend erforderlichen rahmensetzenden Betriebs stellt gleichzeitig die Zulässigkeit am Standort in Frage. Regelmäßig ergeben sich hier Konstellationen, bei denen der Weiterbetrieb der Biogasanlage trotz potenziell bereitstehendem Betreiber und gesicherter Substratversorgung nur über Bauleitplanung gesichert werden könnte.\r\nAuch die Übergabe des Betriebs an die nächste Generation führt regelmäßig zu Konflikten: z.B. immer dann, wenn zwei Parteien für die Nachfolge bereitstehen, von denen die eine den landwirtschaftlichen Betrieb und die andere die Biogasanlage übernehmen soll oder will. Eine wirtschaftliche Trennung beider Betriebe ist aktuell nur möglich, wenn der Standort der Biogasanlage bauleitplanerisch überplant würde.\r\n16\r\nEs wird daher vorgeschlagen in den § 246d folgenden Abs. aufzunehmen:\r\n„§ 246d – Sonderregelungen für Biogasanlagen\r\n[…]\r\n(x) Ein im Außenbereich bestehendes Biogasvorhaben gilt auch ohne rahmensetzenden Betrieb weiterhin als Vorhaben nach § 35 Absatz 1 Nummer 6, unter folgenden Voraussetzungen:\r\na) das Vorhaben ist vor mehr als 10 Jahren zulässigerweise errichtet worden,\r\nb) die eingesetzte Biomasse stammt überwiegend aus weniger als 50 km entfernten Betrieben\r\nc) es wird je Standort nur eine Anlage betrieben und\r\nd) die Kapazität einer Anlage zur Erzeugung von Biogas überschreitet nicht 4 Millionen Normkubikmeter Biogas pro Jahr, die Feuerungswärmeleistung anderer Anlagen, die kein Biogas einsetzten, überschreitet nicht 2,0 Megawatt.“\r\nBegründung:\r\nMit der neuen Regelung soll sichergestellt werden, dass der Weiterbetrieb einer Biogasanlage auch dann weiterhin privilegiert im Außenbereich möglich ist, wenn der rahmensetzende Betrieb entfällt. Die Gründe für den Wegfall des rahmensetzenden Betriebes kann z.B. die Aufgabe des landwirtschaftlichen Betriebes aus Altersgründen oder mangels Nachfolger sein. Die neue Regelung soll aber nicht nur im Falle einer Hofaufgabe greifen, sondern z.B. auch Betriebsteilungen infolge von Erbschaft oder im Rahmen von Nachfolgeregelungen umfassen oder die Übernahme und Weiterbetrieb der Biogasanlage durch Dritte ermöglichen.\r\n3.5. § 35 Abs. 1 Nr. 6 BauGB: Sprachliche Unschärfe beseitigen - unnötige Diskussionen im Vollzug beenden\r\nMit dem Ziel, die Bezugsgrößen des Bauplanungsrechtes und des Immissionsschutzes zu vereinheitlichen, wurde 2011 die in § 35 Abs. 1 Nr. 6 Buchstabe d) enthaltene Begrenzung der „installierten elektrischen Leistung“ durch eine Begrenzung der „Feuerungswärmeleistung“ und für Biogasanlagen ergänzend auch der „Kapazität einer Anlage zur Erzeugung von Biogas“ ersetzt. Bei gleichzeitiger Begrenzung von Feuerungswärmeleistung auf 2 MW UND Biogasproduktionskapazität auf 2,3 Mio. Nm³/a war allerdings eine Flexibilisierung der Stromerzeugung unmöglich. Um die Flexibilisierung der Stromerzeugung für im Außenbereich privilegierte Biogasanlagen bauplanungsrechtlich zu ermöglichen, wurde besagter § 35 Abs. 1 Nr. 6 Buchstabe d) im Jahr 2013 erneut geändert.\r\nAufgrund der Verwendung des Wortes „Anlage\" wird die Regelung in der Praxis jedoch immer wieder fälschlicherweise im immissionsschutzrechtlichen Sinne statt bauplanungsrechtlich gelesen, was die beabsichtigte Änderung allerdings ad absurdum führt: immissionsschutzrechtlich sind nämlich „Stromerzeugungseinheit“ und „Erzeugung von Biogas“ jeweils eigenständige „Anlagen“.\r\nDurch die „immissionsschutzrechtliche Brille“ blickend, konnte eine Vielzahl der zuständigen Behörden durch die Änderung des Wortlautes keine Änderung der Rechtslage erkennen, weil man die „Anlage zur Erzeugung von Biogas“ weiterhin in ihrer Erzeugungskapazität und Stromerzeugungseinheit als „die andere Anlage“ weiterhin in ihrer Feuerungswärmeleistung beschränkt glaubte. Zwar stellte ein Muster-Einführungserlass (BauGBÄndG 2013 – Mustererlass) der Fachkommission Städtebau die Regelungsintention klar, dennoch führt die sprachliche Unschärfe seit Jahren immer wieder zu unnötigen Diskussionen im Vollzug und damit zu erheblichen Verzögerungen in den Genehmigungsverfahren - zuletzt wieder 2025 in Niedersachsen.\r\n17\r\nFür eine eindeutige Klarstellung ohne materielle Änderung wird vorgeschlagen, § 35 Abs. 1 Nummer 6 Buchstabe d zu ergänzen:\r\n„§ 35 – Bauen im Außenbereich\r\n(1) Im Außenbereich ist ein Vorhaben nur zulässig, wenn öffentliche Belange nicht entgegenstehen, die ausreichende Erschließung gesichert ist und wenn es\r\n6. der energetischen Nutzung von Biomasse im Rahmen eines Betriebs nach Nummer 1 oder 2 oder eines Betriebs nach Nummer 4, der Tierhaltung betreibt, sowie dem Anschluss solcher Anlagen an das öffentliche Versorgungsnetz dient, unter folgenden Voraussetzungen:\r\na) das Vorhaben steht in einem räumlich-funktionalen Zusammenhang mit dem Betrieb,\r\nb) die Biomasse stammt überwiegend aus dem Betrieb oder überwiegend aus diesem und aus nahe gelegenen aus weniger als 50 km entfernten Betrieben nach den Nummern 1, 2 oder 4, soweit letzterer Tierhaltung betreibt,\r\nc) es wird je Hofstelle oder Betriebsstandort nur eine Anlage betrieben und\r\nd) die Kapazität einer Anlage zur Erzeugung von Biogas überschreitet nicht 2,3 Millionen Normkubikmeter Biogas pro Jahr, die Feuerungswärmeleistung anderer Anlagen, die kein Biogas einsetzen, überschreitet nicht 2,0 Megawatt,[…]“\r\nBegründung:\r\nDie Ergänzung dient der Klarstellung, dass für Biogasanlagen unabhängig davon, ob das erzeugte Biogas aufbereitet und ins Erdgasnetz eingespeist wird oder direkt zur Stromerzeugung, z. B. in einem BHKW, genutzt wird, ausschließlich der Grenzwert der Biogaserzeugungskapazität von 2,3 Mio. Normkubikmeter gilt.\r\nAndere Anlagen im Sinne des § 35 Abs. 1 Nummer 6 Buchstabe d sind nicht mit Biogas, sondern sonstige mit Biomasse beschickte Feuerungsanlagen (z. B. Holzverbrennungsanlagen). Für diese Anlagen gilt weiterhin die Grenze von 2 MW Feuerungswärmeleistung.\r\n3.6. § 35 Abs. 1 Nr. 6 Buchstabe c): Redundanz und Spitzenlast aus Biomasse\r\nVersorgungssicherheit ist im Bereich der Wärmeversorgung unerlässlich. Ob ungewöhnlicher Kälteeinbruch, kurzfristige Reparatur oder geplante Revision: Auch die von Biogasanlagen versorgten Wärmekunden erwarten eine verlässliche und jederzeit bedarfsgerechte Versorgung mit Wärme.\r\nDie Verfügbarkeit einer zusätzlichen Wärmequelle als Redundanz und zum Abfahren von Spitzenlast ist daher regelmäßig erforderlich.\r\nDies z.B. über eine Hackschnitzelheizung zu realisieren, scheitert aktuell regelmäßig an der Maßgabe des § 35 Abs. 1 Nummer 6 Buchstabe c), wonach am Standort entweder eine Biogasanlage oder eine Hackschnitzelheizung realisiert werden kann – aber nicht beides.\r\nDer Fachverband Biogas schlägt vor, dies durch eine Erweiterung des § 246d um folgenden Absatz zu ändern:\r\n18\r\nVorschlag:\r\n„§ 246d (x) An Biogasanlagen nach § 35 Abs. 1 Nummer 6 ist abweichend von § 35 Absatz 1 Nummer 6 Buchstabe c zur Erzeugung von Wärme eine weitere Anlage zur energetischen Nutzung von Biomasse zulässig, wenn diese als Redundanz zur Sicherung der Wärmeversorgung oder zur Abdeckung von Spitzenlast bei der Wärmeversorgung dient und die Feuerungswärmeleistung 2,0 Megawatt nicht überschreitet.“\r\nBegründung:\r\nMit der Änderung soll ermöglicht werden, die Versorgungssicherheit von Biogas-Wärmeversorgungskonzepten vollständig auf Basis erneuerbaren Energien gewährleisten zu können. Da viele landwirtschaftliche Betriebe z.B. auch selbst über Waldflächen verfügen oder holzartige Biomasse aus Aufgaben der Landschaftspflege (z.B. Knickpflege) anfällt, ist es sinnvoll diese Biomasse auch für die Wärmeversorgung nutzen zu können.\r\n3.7. § 35 Abs. 1 Nummer 6: gewerbliche Tierhaltungen wieder umfassend einbeziehen\r\nIm Zuge der Einführung von § 35 Abs. 1 Nummer 6 BauGB wurden gewerbliche Tierhaltungen explizit in den Kreis der potenziellen rahmensetzenden Betriebe für Biogasanlagen aufgenommen, um die dort anfallenden Wirtschaftsdünger unmittelbar am Standort für die Biogaserzeugung erschließen zu können. 2004 gab es nur einen Typ von gewerblicher Tierhaltung im Außenbereich. Seit 2013 gibt es bauplanungsrechtlich drei Typen von gewerblicher Tierhaltung: a) die klassisch nach § 35 Abs. 1 Nummer 4 BauGB im Außenbereich privilegierten gewerblichen Tierhaltungen, b) die nicht mehr privilegierten, aber bestandsgeschützten gewerblichen Tierhaltungen, die auf der auf Grundlage der vor dem 20. September 2013 geltenden Fassung des § 35 Abs. 1 Nummer 4 im Außenbereich zugelassen worden sind, sowie c) die gewerblichen Tierhaltungen, die als Neuerrichtungen oder „Überplanungen“ seit 2013 auf ehemaligen Außenbereichsflächen über Bauleitplanung realisiert wurden.\r\nUm tatsächlich wieder alle - oder mindestens die bereits bestehenden gewerblichen Tierhaltungen einzubeziehen, schlägt der Fachverband Biogas folgende Änderung in § 35 Abs. 1 Nummer 6 BauGB vor:\r\nVorschlag:\r\n„§ 35 – Bauen im Außenbereich\r\n(1) Im Außenbereich ist ein Vorhaben nur zulässig, wenn öffentliche Belange nicht entgegenstehen, die ausreichende Erschließung gesichert ist und wenn es\r\n6. der energetischen Nutzung von Biomasse im Rahmen eines Betriebs nach Nummer 1 oder 2 oder eines [am 1. Januar 2026 bestehenden zulässigerweise errichteten] Betriebs nach Nummer 4, der Tierhaltung betreibt, sowie dem Anschluss solcher Anlagen an das öffentliche Versorgungsnetz dient, unter folgenden Voraussetzungen:\r\nBegründung:\r\nMit der Änderung soll sichergestellt werden, dass das Wirtschaftsdüngerpotenzial gewerblicher Tierhaltungen weitestgehend und optimal am Standort der Entstehung genutzt werden kann, indem gewerbliche Tierhaltungen grundsätzlich als rahmensetzender Betrieb zugelassen werden.\r\n19\r\n3.8. Biogaserzeugung nicht länger von Wasserstoffregelungen ausschließen\r\nBiogaserzeugung und -nutzung wird gerade neu gedacht: z.B. wird vermehrt über die Optionen der Verknüpfung von Biogasaufbereitung einerseits und mit der Wasserstofferzeugung durch Nutzung von derzeit nicht netzkompatiblem Strom, z.B. aus PV-Anlagen auf Stalldächern, entlang von Bahnstrecken oder auf eigenen Ackerflächen (§ 35 Abs. 1 Nummer 8a, 8b oder 9 BauGB) andererseits nachgedacht. Die Idee: den Wasserstoff aus der Elektrolyse und das bei der Biogasaufbereitung abgeschiedene Kohlendioxid für die Synthese von Methan zu nutzen.\r\nDie Möglichkeiten, die Biogas im Hinblick auf Sektorkopplung, Wasserstoffhochlauf, etc. bietet, haben das Interesse von Forschern, Entwicklern und Gründen geweckt. Doch ausgerechnet das Multitalent Biogas wurde bei den Sonderregelungen für Wasserstoff vollständig übergangen. Dabei ist weder fachlich noch energiewirtschaftlich nachvollziehbar, warum Biogas verwehrt bleiben sollte, was PV und Wind zugestanden wird.\r\nDer Fachverband Biogas schlägt deshalb vor, im Kontext einer Biogasanlage die Erzeugung und Speicherung von Wasserstoff ebenfalls zuzulassen.\r\nVorschlag:\r\nErgänzung von § 246d um folgende 2 Absätze:\r\n„(x) Ein Vorhaben, dass der Herstellung oder Speicherung von Wasserstoff dient und im räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer Anlage nach § 35 Abs. 1 Nummer 6 oder Nummer 15 Buchstabe b [alternativ §246d Absatz X Buchstabe b]2 steht, gilt unter den in § 249a Absatz 4 genannten weiteren Voraussetzungen ebenfalls als Vorhaben nach § 35 Absatz 1 Nummer 6 oder Nummer 15 [alternativ §246d Absatz X ].\r\n(x) Ein Vorhaben, das der Herstellung oder Speicherung von Wasserstoff dient, ist jeweils unter den in den § 249a Absatz 4 und 5 genannten Voraussetzungen im Außenbereich zulässig, wenn es im unmittelbar an eine vorhandene Biogasanlage anschließenden Außenbereich verwirklicht werden soll und der dieser Anlage zugrunde liegende Bebauungsplan vor dem 1. Januar 2024 öffentlich ausgelegt worden ist.“\r\nBegründung:\r\nBiogasanlagen sollen nicht weiter von der Möglichkeit zur Erzeugung und Speicherung von Wasserstoff ausgeschlossen bleiben.\r\n2 Bei Verbleib der Regelung in § 246d siehe 2.2. Biogas-Aufbereitung: Regelung aus § 246d Abs. 4 Nr. 1 - Beschränkungen abbauen, neu fassen & in § 35 Abs. 1 BauGB überführen\r\n20\r\n4. Ansprechpartner\r\nFür Rückfragen stehen wir gerne zur Verfügung.\r\nFachverband Biogas e.V. Fachverband Biogas e.V.\r\nSandra Rostek Dr. Guido Ehrhardt\r\nLeiterin des Berliner Büros Referatsleiter Politik\r\nsandra.rostek@biogas.org guido.ehrhardt@biogas.org\r\n030-2758179-00 030-2758179-16\r\nFachverband Biogas e.V.\r\nGepa Porsche\r\nReferatsleiterin Genehmigung\r\ngepa.porsche@biogas.org\r\n030-2758179-12"},"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 Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB)","shortTitle":"BMWSB","url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-04-29"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026571","regulatoryProjectTitle":"Ausschreibungsvolumen deutlich erhöhen & Flexibilisierung/Netzanschlussregeln für Biogas wirksam verbessern.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/88/fe/797966/Stellungnahme-Gutachten-SG2606100014.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\n30.03.2026\r\n1\r\nWichtigste Forderungen zur EEG-Novelle\r\n1. Ausreichendes Ausschreibungsvolumen: 2.500 MW/a bis 2032\r\nIm EEG 2023 sind Biomasse-Ausschreibungsvolumina de facto nur bis 2026 festgelegt. Im geleakten Entwurf für ein EEG 2027 wird das Ausschreibungsvolumen zwar auf 500 MW/a bis 2032 verlängert. Allein um die Stromerzeugung aus Biomasse auf dem heutigen Niveau zu halten und Biogasanlagen durch zusätzliche Blockheizkraftwerke auf die flexible Stromerzeugung umzurüsten, ist ein Volumen von mindestens 2.500 MW/a bis 2032 zwingend notwendig.\r\n2. Maisdeckel streichen bzw. im landwirtschaftlichen Fachrecht regeln\r\nDie Begrenzung des Einsatzes von Mais auf 25 Prozent am Einsatzstoffmix ist fachlich nicht zu recht-fertigen, verschlechtert die Wirtschaftlichkeit und Effizienz von Biogasanlagen massiv und verhindert insbesondere eine saisonale Flexibilisierung. Es gibt umfangreiche Vorgaben zur Fruchtfolge im land-wirtschaftlichen Fachrecht. Die Begrenzung im EEG sollte deshalb gestrichen werden, auch für Anla-gen, die bereits dem Maisdeckel unterliegen.\r\n3. Zweiten Vergütungszeitraum auf 15 Jahre verlängern\r\nEine mehrfache Überbauung, wie sie das „Biomassepaket” vorsieht bzw. anreizt, erfordert in der Regel umfangreiche Investitionen an Bestandsanlagen. Diese waren auf Basis der bisherigen EEG auf eine doppelte Überbauung ausgelegt. Das nun gültige EEG inklusive der Anforderungen zur Vermeidung schwach positiver Börsenstrompreise setzen nun eine entsprechend höhere Flexibilität voraus. Die not-wendigen Investitionen lassen sich häufig nicht über einen Zeitraum von 12 Jahren amortisieren. Der Zeitraum sollte deshalb auf 15 Jahre verlängert werden. Dies sollte ebenfalls für bereits bezuschlagte Anlagen gelten, die ebenfalls zusätzliche Investitionen tätigen mussten.\r\n4. Flexibilitätszuschlag auf 130 Euro/kW anheben\r\nDer Flexibilitätszuschlag muss auf mind. 130 Euro/kW erhöht werden, um die Inflation der letzten Jahre sowie die Zinssteigerungen auszugleichen und den weiteren Zubau von Flexibilität zu ermöglichen. Im Sinne eines Inflationsausgleichs sollte dies auch für bereits bezuschlagte Anlagen gelten.\r\n5. Begrenzung der Betriebsviertelstunden durch Begrenzung der Bemessungsleistung ersetzen – ohne Abstriche bei den Überbauungsanforderungen.\r\nDie Branche unterstützt den Gedanken, Biogasanlagen zu einer flexiblen Stromerzeugung anzureizen. Allerdings hat sich die mit dem „Biomassepaket“ eingeführte Methodik der Begrenzung der Betriebs-viertelstunden in der Praxis nicht bewährt: anders als beabsichtigt wirken diese sehr restriktiv und führen nicht immer zu dem Ergebnis, dass Investitionen in zusätzliche Blockheizkraftwerke und Speicher ge-tätigt werden. Insbesondere bei Betreibern kleiner Biogasanlagen sowie Anlagen mit bestehenden Wär-mekonzepten sorgt die fehlende Freiheit bei der Vermarktung der Energie dazu, dass die Vorgaben kurzfristig durch eine Reduzierung der Stromerzeugung erfüllt werden, keine neuen Investitionen getä-tigt werden und bei der Notwendigkeit von Ersatzinvestitionen die Anlage stillgelegt wird. Um das volks-wirtschaftliche Optimum zu erzielen, ist es entscheidend, dass die Regelungen des EEG nicht nur die energiewirtschaftliche Extreme des Stromsystems abbilden, sondern auch dem wirtschaftlichen Han-deln der Betreiber Rechnung trägt.\r\nPositionspapier\r\n30.03.2026\r\n2\r\nDer FvB schlägt deshalb vor, die Begrenzung der Betriebsviertelstunden durch die im vorherigen EEG gültige und bewährte Begrenzung der jährlich vergütungsfähigen Strommenge (Bemessungsleistung) zu ersetzen. Konkret sollte die Marktprämie oberhalb der Bagatellgrenze höchstens für eine Bemes-sungsleistung gezahlt werden, die 33 Prozent der installierten Leistung entspricht. Dies ermöglicht mehr betriebswirtschaftlichen Spielraum für die Betreiber, während gleichzeitig die aktuell gültige Pflicht für eine dreifache Überbauung bestehen bleibt. Für Anlagen unterhalb der Bagatellgrenze sollte wie bisher nur eine rund zweifache Überbauung verpflichtend sein, also eine Begrenzung der Marktprämie auf eine Bemessungsleistung, die 45 Prozent der installierten Leistung entspricht. Der Entfall der Marktprämie bei Börsenstrompreisen < 2 ct/kWh stellt sicher, dass Blockheizkraftwerke in Zeiten mit viel Wind- und Solarstromaufkommen tatsächlich ausgestellt werden.\r\n6. Netzbetreiber zum Angebot einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung verpflichten\r\nEines der größten Hemmnisse für eine umfassende Flexibilisierung ist oft, dass Netzbetreiber den An-schluss stark überbauter Anlagen verhindern. Mit dem neuen § 8a EEG wird es Netzbetreibern ermög-licht, Anlagenbetreibern sog. „flexible Netzanschlussvereinbarungen“ anzubieten. Diese „Kann“-Bestim-mung sollte zu einer „Muss“-Bestimmung ausgeweitet werden, so dass Netzbetreiber verpflichtet sind, flexibilisierten Biogasanlagen eine flexible Netzanschlussvereinbarung anzubieten, insofern dies tech-nisch möglich und wirtschaftlich zumutbar ist.\r\n7. Anhebung der Bagatellgrenze auf 750 kW installierter Leistung\r\nBei einer Pflicht zur dreifachen Überbauung unterhalb der Bagatellgrenze ist ein Grenzwert von 750 kW instl. sachgerecht.\r\n8. Kleinanlagenzuschlag verlängern und aufwerten\r\nAufgrund höherer spezifischer Investitionskosten und genehmigungsrechtlicher Schwellen ermöglichen die Rahmenbedingungen im zweiten Vergütungszeitraum oft keinen wirtschaftlichen Betrieb kleiner Bi-ogasanlagen. Im Sinne der Akteursvielfalt sowie der Honorierung von klima- und umweltpolitisch be-sonders sinnvollen Kleinanlagen sollte der Zuschlag für Kleinanlagen verlängert und auf 3 ct/kWh an-gehoben werden.\r\n9. Regelung für Güllekleinanlagen in der EEV verlängern und aufwerten\r\nFür Kleinanlagen mit hohen Anteilen an Gülle am Einsatzstoffmix ist der Wettbewerb im Ausschrei-bungsverfahren nicht verhältnismäßig. Deshalb sollte die Anschlussregelung für Güllekleinanlagen in der Erneuerbare-Energien-Verordnung (EEV) – also außerhalb des EEGs – verlängert und aufgewertet werden.\r\n10. Möglichkeit der erneuten Teilnahme an der Ausschreibung – Zusatzgebot zur weiteren Flexi-bilisierung\r\nViele Betreiber konnten bei der ersten Ausschreibungsteilnahme nur mit der bestehenden installierten Leistung oder einer zu geringen Leistung bieten, weil aufgrund fehlender Übergangszeiten oder man-gelndem Netzanschluss nicht mehr installierte Leistung möglich war. Um das volle Potential dieser An-lagen erschließen zu können und den Anlagen eine wirtschaftliche Zukunft zu ermöglichen, sollte die Möglichkeit einer erneuten Ausschreibungsteilnahme wieder zugelassen werden."},"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 Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-03-30"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026572","regulatoryProjectTitle":"Anwendungsbereich in AbwV strikt auf IED-Fälle begrenzen & keine Zusatzpflichten über EU-Vorgaben","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/e2/73/797968/Stellungnahme-Gutachten-SG2606100013.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":"Stellungnahme\r\n26.03.2026\r\n1\r\nStellungnahme des Fachverbandes Biogas e.V. zum Entwurf einer Verordnung zur Änderung der Abwasser-verordnung und zur Änderung der Bundes-Bodenschutz- und Altlastenverordnung\r\nSehr geehrte Damen und Herren,\r\nwir möchten uns für die Möglichkeit bedanken, zum oben genannten Referentenentwurf Stellung zu nehmen. Im Folgenden finden Sie unsere Anmerkungen zum Entwurf:\r\nAnhang 23 Biologische Abfallbehandlung\r\nMit der Änderung des Anhang 23 AbwV werden erstmals Anlagen zur Vergärung und Mitvergärung von Bioabfall und Gülle miterfasst, sofern diese in der Nummer 8.6 des Anhang 1 der Verordnung über genehmigungsbedürftigen Anlagen (4. BImSchV) aufgeführt sind.\r\nA Anwendungsbereich\r\nZu Absatz 1 Satz 1 Nummer 2\r\nDie Änderungen des Anhangs sollen im Wesentlichen der 1:1 Umsetzung der für IED-Anlagen verbind-lichen BVT-Schlussfolgerungen - hier die BVT für Abfallbehandlungsanlagen - dienen.\r\nDer Fachverband Biogas kritisiert deshalb, dass im Anwendungsbereich die (nicht IED-Tätigkeit) \"Bio-gaserzeugung\" und nicht ausschließlich die (IED-Tätigkeit) \"Abfallbehandlung\" adressiert wird.\r\nDer vorgesehene Anwendungsbereich geht außerdem weit über das europarechtlich Erforderliche hin-aus: Die im Anhang 1 der 4. BImSchV festgelegten Schwellen für eine Einordnung als IED-Anlage, sind bereits deutlich niedriger und umfassen damit viel mehr Anlagen, als die EU-Richtlinie 2010/75 es ver-langt. Statt der europarechtlich festgelegten Kapazität von 75 Tonnen je Tag, sind Anlagen nach Num-mer 8.6.2 auf nationaler Ebene bereits ab einer Kapazität von 50 Tonnen je Tag den IED-Anforderungen unterworfen.\r\nSofern die einzige Abfallbehandlungstätigkeit in der anaeroben Vergärung besteht, liegt nach der EU-Richtlinie 2010/75 sogar die Kapazitätsschwelle bei 100 Tonnen pro Tag – wortgleich ist es auch im Anwendungsbereich der BVT-Schlussfolgerungen für die Abfallbehandlung definiert.\r\nBei Anlagen nach Nummer 8.6.3 der 4. BImSchV ist diese 100-Tonnen-Schwelle zwar national umge-setzt worden – allerdings unterscheidet der Tatbestand 8.6.3 nicht zwischen „Abfall-Gülle“ und „Nicht-Abfall-Gülle“. Das hat zur Folge, dass die deutlich überwiegende Mehrheit aller nach 8.6.3.1 national als IED-Anlagen eingestuften Vergärungsanlagen, tatsächlich gar keine Abfallbehandlungsanlagen und damit europarechtlich auch keine IED-Anlagen sind.\r\nStellungnahme\r\n26.03.2026\r\n2\r\nDurch die Formulierung von Anhang 23 Teil A Absatz 1 Nummer 2 wird der bereits gedehnte Kreis der IED-Anlagen noch um Nicht-IED Anlagen erweitert.\r\nMit der im Entwurf vorgelegten Formulierung wäre mindestens jede nach Nummer 8.6.1, 8.6.2 oder 8.6.3 der 4. BImSchV genehmigungsbedürftige Vergärungsanlage vom Anwendungsbereich des An-hang 23 erfasst – im Falle von Anlagen nach 8.6.3 auch Anlagen die zu mehr als 95 % kein Abfallbe-handlungsanlagen sind.\r\nTatsächlich sehen wir durch die Formulierung im Entwurf nicht einmal sichergestellt, dass sich der An-wendungsbereich wirklich nur auf genehmigungsbedürftige Anlagen erstreckt.\r\nIm Sinne einer 1:1-Umsetzung der IE-Richtlinie schlägt der Fachverband Biogas e.V. eine Formulierung vor, die sicherstellt, dass tatsächlich nur die Anlagen in den Anwendungsbereich des Anhang 23 der Abwasserverordnung fallen, für die es nach der IE-Richtlinie europarechtlich erforderlich ist.\r\nÄnderungsvorschlag Absatz 1 Satz 1 Nummer 2:\r\n„2. Vergärung und Mitvergärung von Abfällen und Gülle, soweit diese Abfall ist, in Anlagen zur Erzeu-gung von Biogas, die in nach Nummer 8.6 8.6.1.1, 8.6.2.1 und 8.6.3.1 des Anhangs 1 der Verord-nung über genehmigungsbedürftige Anlagen,“\r\nZu Teil A Absatz 1 Satz 2\r\nDer Fachverband Biogas begrüßt die in Satz 2 erfolgte Konkretisierung der zu betrachtenden Flächen.\r\nZu unbestimmt bleibt jedoch der \"funktionale und räumliche Zusammenhang\". Bedeutet dies bei Gülle vergärenden Anlagen nach Nr. 8.6.3 der 4. BImSchV eine Ausdehnung des Anwendungsbereiches z.B. auch auf Lagerstätten, die der Tierhaltung/dem landwirtschaftlichen Betrieb zuzuordnen sind, in deren Kontext (ggf. sogar als deren Nebenanlage) die Vergärungsanlage genehmigt ist?\r\nAus Sicht des Fachverbandes Biogas sollte weiterhin der Begriff „Bereich“ durch den Begriff „Behand-lungsprozess“ ersetzt werden.\r\nNach diesseitigem Verständnis besteht darüber hinaus im Hinblick auf verunreinigtes Niederschlags-wasser eine Regelungsüberschneidung mit § 19 Absatz 5 der Verordnung über Anlagen zum Umgang mit wassergefährdenden Stoffen (AwSV).\r\nEs ist klarzustellen, dass die Maßgaben des Anhang 23 nur für solches Niederschlagswasser Anwen-dung finden, welches tatsächlich als Abwasser beseitigt werden soll. Das ist notwendig, um sicherzu-stellen, dass die Abwasserverordnung den mit § 19 (5) AwSV eröffneten Verwertungs- bzw. Verwen-dungswegen nicht entgegensteht. Dies gilt insbesondere für die Verwendung im Rahmen der guten fachlichen Praxis der Düngung nach § 19 (5) Satz 2 AwSV.\r\nÄnderungsvorschlag Teil A Absatz 1 Satz 2:\r\n„Dieser Anhang gilt ferner für betriebsspezifisch verunreinigtes Niederschlagswasser, das in den in Satz 1 genannten Bereichen Behandlungsprozessen sowie in den Lagerbereichen für Abfälle anfällt, die mit den in Satz 1 genannten Bereichen Behandlungsprozessen in funktionalem und räumlichem Zusam-menhang stehen. Ausgenommen davon ist verunreinigtes Niederschlagswasser, dass gemäß §19\r\nStellungnahme\r\n26.03.2026\r\n3\r\nAbsatz 5 der Verordnung über Anlagen zum Umgang mit wassergefährdenden Stoffen (AwSV) nicht als Abwasser beseitigt werden soll.“\r\nB Allgemeine Anforderungen\r\nZu Teil B Absatz 2\r\nDie Umsetzung der in Absatz 2 aufgezählten Maßnahmen sind für Anlagen nach Nummer 8.6.2 und 8.6.3 gemäß Anhang 1 der 4. BImSchV bereits vollständig über die TA Luft 2021 sowie die Technischen Regeln wassergefährdende Stoffe sichergestellt.\r\nDie Tatsache, dass eine Maßnahme unterschiedlichen Zielen (hier: Immissionsschutz & Abwasserver-meidung & Gewässerschutz) Rechnung tragen kann, macht eine Wiederholung derselben Anforderun-gen in jedem einzelnen Rechtsbereich mehr als entbehrlich.\r\nAuch im Hinblick auf Bürokratieabbau ist an dieser Stelle eine Entschlackung der Norm wünschenswert.\r\nC Anforderungen für die Einleitstelle - Einleitwerte\r\nZu Teil C Absatz 1\r\nBezogen auf die Einleitparameter wird eine maximal enge Anlehnung an die BVT-Vorgaben angeregt. Zum Beispiel: Die BVT 7 aus den Schlussfolgerungen zu den besten verfügbaren Techniken für die Abfallbehandlung schreibt die Überwachung entweder die Parameter TOC oder CSB vor. Die Formu-lierung der Fußnote im Änderungsvorschlag sollte wortgleich aus der BVT 7 übernommen werden.\r\nAufnahme BSB5 als Ersatzparameter\r\nDie in den Anlagen verarbeiteten Stoffe sind unterschiedlichster Herkunft und in der Regel „Natur-stoffe“ wechselnder Zusammensetzung.\r\nBeachtet werden müssen die Stoffe im Abwasser mit einem höheren Anteil an biologisch nur schwer abbaubarem Kohlenstoffverbindungen. Auch nach biologischer Abwasserbehandlung führen diese bio-genen refraktären Kohlenstoffverbindungen zu einem erhöhten CSB, bei gleichzeitig niedrigem BSB5. Der biologische Sauerstoffbedarf BSB5 sollte daher bei Überschreitung CSB/TOC alternativ als Para-meter herangezogen werden können. Voraussetzung für die Anwendung eines Ersatzparameters BSB5 ist eine durchschnittliche Reinigungsleistung (gleitendes Jahresmittel) von mindestens 95% des CSB bzw. TOC.\r\nParameter: TNb / Nges\r\nDie Stellungnahme von I.D.E.E. Ecological Engineering vom 9.6.2022 aufgreifend:\r\nGemäß dem Referentenentwurf sind beide Parameter Einleitanforderungen einzuhalten. Der gebun-dene Stickstoff TNb ist jedoch ein Summenparameter aus der Originalprobe, welche als Teilkonzentra-tion auch die Summe an gelöstem anorganischen Stickstoff Nges aus der abfiltrierten Probe einschließt. Folglich ist (in der Regel) XTNb ≥ SN_ges. Die im TNb erfassten organischen Stickstoffverbindungen kön-nen bei Abwässern aus der oberirdischen Ablagerung von Abfällen ca. 20% - 25% des Gesamtstick-stoffs betragen (Braun, Stock, & Furtmann, UBA-FB 99-090, 1998). Deshalb wird vorgeschlagen aus-schließlich Nges als maßgeblichen stickstoffbezogenen Einleitparameter heranzuziehen.\r\nStellungnahme\r\n26.03.2026\r\n4\r\nÄnderungsvorschlag Teil C Absatz 1:\r\n„(1) An das Abwasser werden für die Einleitstelle in das Gewässer folgende Anforderungen gestellt:\r\nParameter\r\nEinheit\r\nqualifizierte Stichprobe oder 2-Stunde-Misch-probe\r\nChemischer Sauerstoffbedarf (CSB)\r\nmg/l\r\n1801\r\nOrganisch gebundener Kohlenstoff, ge-samt (TOC)\r\nmg/l\r\n601\r\nBSB5\r\nmg/l\r\n20²\r\nAbfiltrierbare Stoffe\r\nmg/l\r\n60\r\nStickstoff, gesamt, als Summe von Am-monium-, Nitrit- und Nitratstickstoff (Nges)\r\nmg/l\r\n253\r\nPhosphor, gesamt\r\nmg/l\r\n20\r\nKohlenwasserstoffe, gesamt\r\nmg/l\r\n10,0\r\nGiftigkeit gegenüber Fischeiern (GEi)\r\n2\r\n1 Überwacht wird entweder der Parameter TOC oder der CSB. Die TOC-Überwachung ist zu bevorzu-gen, weil dafür keine stark toxischen Verbindungen verwendet werden.\r\n2 Ersatzparameter bei erhöhten CSB-Werten und TOC/CSB-Reinigungsleistung ≥ 95% im Jahresdurch-schnitt auf Grund erhöhtem Anteil biogener refraktärer Kohlenstoffverbindungen > 5 g/l\r\n3 Ein für den Stickstoff (gesamt) festgesetzter Wert gilt auch als eingehalten, wenn er als \"gesamter gebundener Stickstoff (TNb)\" bestimmt und eingehalten wird.“\r\nC Anforderung an das Abwasser für die Einleitungsstelle\r\nZu Teil C Absatz 3\r\nVon der Überwachung der Kohlenwasserstoffe ist die biologische Abfallbehandlung gemäß BVT 7 nicht erfasst. Der Fachverband Biogas fordert eine 1:1 Umsetzung und keine zusätzlichen Messpflichten für Gülle und Abfall (mit-)vergärende Anlagen über das europarechtlich Geforderte hinaus. Es ist daher weder akzeptabel noch nachvollziehbar, warum im Vergleich zum Referentenentwurf Abwasser aus Anlagen nach Teil A Absatz 1 Satz 1 Nr. 2 gestrichen wurden.\r\nÄnderungsvorschlag Teil C Absatz 3:\r\n(3) Die Anforderung an Kohlenwasserstoffe, gesamt, nach Absatz 1 bezieht sich auf die Stichprobe. Die Anforderung gilt nicht für Abwasser aus den Bereichen nach Teil A Absatz 1 Satz 1 Nummern 1 und 2.\r\nStellungnahme\r\n26.03.2026\r\n5\r\nD Anforderungen an das Abwasser vor Vermischung\r\nZu Teil D Absatz 1\r\nDie Spalte zu Nummer 1 und 2 in der Tabelle mit den Anforderungen an das Abwasser vor der Vermi-schung ist ersatzlos zu streichen. Gemäß den Schlussfolgerungen zu den besten verfügbaren Techni-ken für die Abfallbehandlung gelten für die biologische Abfallbehandlung keine der aufgeführten asso-ziierten Emissionswerte in Tabelle 6.2 „BVT-assoziierte Emissionswerte für indirekte Einleitungen in einen Vorfluter“. Der Fachverband Biogas fordert deshalb eine 1:1-Umsetzung und keine Verschärfun-gen über das europarechtlich Geforderte hinaus.\r\nMindestens aber ist klarzustellen, dass der Teil C nicht für das Vermischen von Niederschlagswasser-strömen gilt. Es wäre unverhältnismäßig, Niederschlagswasserströme verschiedener Lageranlagen der-selben Anlage vor Vermischung miteinander zu beproben.\r\nH Betreiberpflichten\r\nWir möchte an dieser Stelle nochmal darauf hinweisen, dass der Kreis der nach 4. BImSchV als IED-Anlagen geltenden Betriebe bereits größer ist weiter als europarechtlich erforderlich (siehe Ausführun-gen zu Teil A Absatz 1 Satz 1 Nummer 2). Dies widerspricht der viel zitierten 1:1 Umsetzung.\r\nErfüllungsaufwand für Anlagen zur Vergärung und Mitvergärung von Bioabfall und Gülle\r\nDer ausgewiesene Erfüllungsaufwand im vorliegenden Entwurf basiert auf exakt denselben Anlagen-zahlen wie im Entwurf von 2022. Abgesehen davon, dass es fraglich ist, ob es hier in den letzten 4 Jahren tatsächlich keine Änderungen gegeben hat, halten wir unsere grundsätzliche Kritik an der Art der Erhebung der Anlagenzahlen aufrecht. Wir verweisen diesbezüglich auf unsere Ausführungen dazu in unserer Stellungnahme vom 9.6.2022 (siehe Anhang). Aufgrund der kurzen Stellungnahmefrist war uns eine Aktualisierung der Zahlen aus 2022 nicht möglich.\r\nEbenso wie die Anlagenzahlen erachten wir die für den Erfüllungsaufwand zugrunde gelegten Daten und Kosten als nicht belastbar.\r\ngez. Dipl.-Ing. agr. Gepa Porsche (Referatsleitung)\r\nFachverband Biogas e.V.\r\nReferat Genehmigung\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\nStellungnahme\r\n26.03.2026\r\n6\r\nAnhang: Auszug aus der Stellungnahme des Fachverbandes Biogas e.V. (9.6.2022)\r\nErfüllungsaufwand für Anlagen zur Vergärung und Mitvergärung von Bioabfall und Gülle\r\nZum Erfüllungsaufwand des Anhang 23 heißt es, dass auf Abfrage des UBA unter den Bundesländern nicht alle Länder Daten geliefert haben. Deshalb wurden auf der Grundlage der Bevölkerung der Bun-desländer die Biogasanlagenzahlen auf die gesamte BRD hochgerechnet. Diese Herangehensweise kann nach diesseitigem Verständnis keine belastbaren Zahlen hervorbringen. Biogasanlagen sind keine Kläranlagen, deren Zahl man sich über Einwohnerzahlen nähern kann!\r\nAnlagen, die der IE-Richtlinie unterliegen, müssen im Internet veröffentlicht werden. Eine vom Fachver-band Biogas e.V. durchgeführte Online-Recherche (die auch dem UBA vorliegt) kam auf 239 IED-Bio-gasanlagen (Stand Dezember 2020) – die Differenz zu den 211 im vorliegenden Entwurf angenommen Anlagen entspricht übrigens fast genau der Zahl an IED-Biogasanlagen in den Bundesländern, die keine Daten geliefert haben.\r\nEine deutlich größere Abweichung ergibt sich aus Recherchen des Fachverbandes Biogas e.V. zu den im Entwurf ausgewiesenen 2.381 vom Anwendungsbereich erfassten nicht IED-Anlagen. Diese Zahl ist deutlich zu niedrig. Nach Abschätzung des Fachverbandes Biogas e.V. sind es etwa doppelt so viele.\r\n•\r\nDer DBFZ Report Nr. 30 weist bereits für das Jahr 2015 (basierend auf Angaben des Statistischen Bundesamtes) 337 Biogasanlagen aus, die der Nr. 8.6.2 des Anhangs 1 der 4. BImSchV zuzuordnen waren. In Rechnung stellend, dass diese Zahlen vor 7-8 Jahren erhoben wurden und unter der An-nahme eines moderaten Zubaus dieses Anlagentyps, ist von aktuell etwa 350 Abfallvergärungsan-lagen auszugehen.\r\n•\r\nDa die untere Schwelle für eine Genehmigungsbedürftigkeit nach BImSchG (mit einer Tagesdurch-satzkapazität an Inputstoffen von 10 Tonnen (Anhang 1 Nr. 8.6.2.2 der 4. BImSchV) relativ niedrig ist, ist davon auszugehen, dass alle diese 350 Anlagen auch genehmigungsbedürftig sind.\r\n•\r\nUnter diesen 350 Abfallanlagen, sind nach Internetrecherchen des FVB aus 2020 73 IED-Anlagen.\r\n•\r\nAuf der Internetpräsenz des BMEL steht weiterhin eine Liste von u.a. nach Artikel 24 Abs. 1 Buchst. G der VO (EG) Nr. 1069/2009 zugelassenen Betrieben zur Verfügung. Im Abschnitt VI dieser Liste sind die Biogasanlagen ausgewiesen, die Gülle und/oder tierische Nebenprodukte mit-/vergären. Die Zahl dieser Biogasanlagen beläuft sich auf 7.381 (Stand November 2020).\r\n•\r\nZieht man – unter der Annahme, dass alle Abfallvergärungsanlagen auch tierische Nebenprodukte einsetzten - die 350 Abfallanlagen von den 7.381 gelisteten Tierische Nebenprodukte vergärenden Anlagen ab, verbleiben 7.031 Biogasanlagen. Diese Anlagen können dem unter Anhang 1 Nr. 8.6.3 der 4. BImSchV benannten Anlagentyp zugeordnet werden: Gülle-vergärende Biogasanlagen.\r\n•\r\nVon diesen 7.031 Gülle-(mit)vergärenden Biogasanlagen sind gemäß der Internetrecherche des FVB 156 IED-Anlagen.\r\n•\r\nUm sich der Zahl der nach 8.6.3.2 genehmigungsbedürftigen Anlagen zu nähern, werden von den verbleibenden 6.875 Anlagen 940 Anlagen1 definitiv nicht genehmigungsbedürftige Güllekleinanla-gen in Abzug gebracht. Bei den restlichen 5.935 Anlagen wird – basierend auf Erfahrungswerten – angenommen, dass von ihnen 80% genehmigungsbedürftig nach BImSchG sind – also 4.748 Anla-gen.\r\nDas sind doppelt so viele Biogasanlagen wie für die Bestimmung des Erfüllungsaufwandes zugrunde gelegt wurden.\r\n1 Zahl setzt sich auch laut DBFZ Report Nr. 30 aus 560 Güllekleinanlagen Ende 2016 + 90% (= 380) des Anlagenzubaus 2017 bis einschließlich 2020 zusammen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-03-26"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026575","regulatoryProjectTitle":"Bioenergie stärker einbeziehen in Ausschreibungsdesign des StromVGK","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/9b/da/797970/Stellungnahme-Gutachten-SG2606100030.pdf","pdfPageCount":7,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stand: 5.5.26\r\nStellungnahme zum\r\nReferentenentwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungs-sicherheit Strom und zur Bereitstellung neuer Kapazitäten vom 27.04.2026\r\nSeite 2\r\nStellungnahme zum RefE StromVKG vom 27.04.2026 – Stand: 5.5.2026\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze ............................................................................................................................... 3\r\n1. Zu § 7: Mindestleistung von Anlagen ................................................................................................ 4\r\n2. Zu§ 9: Emissionsgrenzwert .................................................................................................................... 4\r\n3. Zu § 12: Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten und Erzeugungskapazitäten ........ 4\r\n4. Zu § 15: Anforderungen an die Resilienz ........................................................................................ 5\r\n5. Zu § 41: Höchstwert ................................................................................................................................... 5\r\nSeite 3\r\nStellungnahme zum RefE StromVKG vom 27.04.2026 – Stand: 5.5.2026\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\nDie Bioenergieverbände weisen darauf hin, dass eine abschließende Bewertung des Referentenent-wurfs (RefE) derzeit nur eingeschränkt möglich ist, da mit dem Höchstgebotswert ein zentrales Steue-rungselement bislang nicht definiert wurde. Dessen Höhe ist maßgeblich für die tatsächliche Beteili-gung potenzieller Betreiber an den Ausschreibungen sowie für die Realisierung der Projekte. Insbe-sondere für Biogasanlagen ist ein ausreichend und pragmatisch ausgestalteter Höchstwert erforder-lich, um Investitionen in zusätzliche Leistung und Flexibilisierung wirtschaftlich darzustellen. Wird die-ser zu niedrig angesetzt, besteht die Gefahr, dass Ausschreibungen unterzeichnet bleiben und not-wendige Kapazitäten nicht aufgebaut werden.\r\nUngeachtet dessen heben wir hervor, dass die grundsätzliche Ausgestaltung der Teilnahmebedingun-gen und regulatorischen Vorgaben entscheidend für den Erfolg der Ausschreibungen sind. Positiv be-wertet wird insbesondere die vorgesehene Mindestleistung von 1 MW, da sie auch kleineren, dezent-ralen und aggregierten Anlagen den Zugang ermöglicht und damit Wettbewerb, Innovation sowie die Versorgungssicherheit stärkt.\r\nWie begrüßen die europarechtlich gebotene Begrenzung der Treibhausgasemissionen der geförderten Kraftwerke. Einen starren CO₂-Grenzwert sehen wir jedoch kritisch, da dieser die erforderliche Flexibi-lität im Energiesystem einschränken und Investitionen in erneuerbare Energien behindern kann. Statt-dessen sprechen wir uns für einen Mindestanteil erneuerbarer Gase aus, der über die Betriebsdauer der Kapazitäten schrittweise ansteigt und so frühzeitig Emissionsminderungen mit verlässlichen In-vestitionsbedingungen verbindet (analog zur so genannten „Bio-Treppe“ im Gebäudemodernisie-rungsgesetz - GMG).\r\nAuch bei den Standortanforderungen plädieren wir für eine differenzierte Ausgestaltung. Wir lehnen den im Entwurf vorgesehenen Ausschluss von Standorten, an denen in der Vergangenheit bereits Strom aus gasförmigen Brennstoffen erzeugt wurde, ab. Zumindest Standorte, an denen zukünftig er-neuerbare Gase wie Biogas oder Biomethan verstromt werden, sollten zulässig sein. Eine solche Diffe-renzierung würde den Ausbau dezentraler Strukturen erleichtern und zugleich die effiziente Nutzung bestehender Infrastrukturen ermöglichen. Gerade bestehende Biogas-BHKW befinden sich häufig in unmittelbarer Nähe zum Gasnetz und sind bereits infrastrukturell gut eingebunden. Ein zusätzlicher Gasnetzanschluss würde diesen Anlagen ermöglichen, neben dem lokal begrenzten, biologisch erzeug-ten Gaskapazitäten auch flexibel auf gasförmige Energieträger aus dem Netz zurückzugreifen. Dadurch ließe sich die Betriebsweise deutlich flexibilisieren. In der Konsequenz könnte dies einer erheblichen Leistungs- und Flexibilitätssteigerung gleichkommen, die funktional mit einem Neubau bzw. einer grundlegenden Erweiterung bestehender Kapazitäten vergleichbar ist. Vor diesem Hintergrund ist zu-dem zu berücksichtigen, dass die derzeit bestehenden Einschränkungen im Anlagenbetrieb in vielen Fällen weniger auf technischen Grenzen als vielmehr auf regulatorischen Vorgaben beruhen. Eine An-passung der Standortkriterien würde es ermöglichen, diese Potenziale ohne zusätzliche Infrastruk-turinvestitionen zu erschließen und bestehende Anlagen systemdienlich weiterzuentwickeln.\r\nDarüber hinaus empfehlen wir, die Resilienzanforderungen um Kriterien zur Herkunft der eingesetzten Brennstoffe zu ergänzen. Mindestanteile für heimische oder europäische erneuerbare Gase können Importabhängigkeiten reduzieren, regionale Wertschöpfung stärken und den Hochlauf erneuerbarer Energieträger gezielt unterstützen. Insgesamt betont das HBB die Notwendigkeit eines konsistenten regulatorischen Rahmens, der Investitionen in nachhaltige Technologien lenkt und Planungssicherheit schafft.\r\nSeite 4\r\nStellungnahme zum RefE StromVKG vom 27.04.2026 – Stand: 5.5.2026\r\n1. Zu § 7: Mindestleistung von Anlagen\r\nDie Bioenergieverbände begrüßen, dass der RefE bei den allgemeinen Teilnahmevoraussetzungen eine Mindestleistung von 1 Megawatt vorsieht. Niedrige Losgrößen stellen eine zentrale Voraussetzung da-für dar, dass neben großen, zentralen Kraftwerksprojekten auch kleinere, dezentrale sowie aggregierte Flexibilitätsoptionen Zugang zu den Ausschreibungen erhalten.\r\nGerade in einem zunehmend von erneuerbaren Energien geprägten Stromsystem kommt dezentralen Anlagen, Speichern, flexiblen Lasten und dargebotsunabhängigen erneuerbaren Erzeugern eine wach-sende Bedeutung für die Versorgungssicherheit zu. Eine breite Teilnahme dieser Akteure erhöht nicht nur die Systemstabilität, sondern fördert zugleich Wettbewerb und Innovation im Markt.\r\nVor diesem Hintergrund ist die Absenkung von Markteintrittshürden ausdrücklich positiv zu bewerten. Sie sollte im weiteren Verfahren konsequent fortgeführt und weiterentwickelt werden, um die Vielfalt an Flexibilitätsoptionen bestmöglich zu erschließen und systemdienlich zu integrieren.\r\n2. Zu§ 9: Emissionsgrenzwert\r\nWie begrüßen die europarechtlich gebotene Begrenzung der Treibhausgasemissionen der geförderten Kraftwerke. Einen CO₂-Grenzwert ohne weitere Vorgaben sehen wir jedoch kritisch. Ein solcher Schwel-lenwert stellt eine ausdrückliche Erlaubnis zu einer Fortführung der fossilen Energieerzeugung dar und lässt dabei Fragen der energiepolitischen Souveränität, der Versorgungssicherheit und des Klima-schutzes außeracht. Zwar würde der Emissionsgrenzwert den Betrieb von Erzeugungskapazitäten mit erneuerbaren Gasen nicht beeinflussen, doch auf Grund seiner Höhe wäre für Erzeugungskapazitäten mit fossilen Gasen kein Anreiz gegeben, den Betrieb auf regenerative Ressourcen umzustellen. Zudem wird er der erforderlichen Flexibilität im Energiesystem nicht gerecht und kann Investitionen in effizi-ente und zugleich transformierbare Kraftwerkskapazitäten unnötig einschränken.\r\nAnstatt eines CO2-Grenzwerts sprechen wir uns für einen Mindestanteil erneuerbarer Gase aus, der über die Betriebsdauer der Kapazitäten schrittweise und in klar definierten Stufen ansteigt. Eine ge-eignete Orientierung für die Ausgestaltung einer solchen Regelung kann beispielsweise die so genann-ten „Bio-Treppe“ im Gebäudemodernisierungsgesetz (GMG) bieten, die ebenfalls auf eine sukzessive Erhöhung erneuerbarer Anteile abzielt.\r\nDurch eine dynamische Quotenlösung ließe sich sicherstellen, dass der Kohlendioxidausstoß der Kraftwerke bereits in frühen Betriebsphasen verbindlich reduziert wird, ohne die notwendige Investi-tions- und Planungssicherheit zu beeinträchtigen. Gleichzeitig schafft sie verlässliche Marktsignale für den Hochlauf erneuerbarer gasförmiger Energieträger und unterstützt damit den Übergang zu einer klimaneutralen Energieversorgung.\r\n3. Zu § 12: Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten und Erzeu-gungskapazitäten\r\nUm den Neubau von Kraftwerkskapazitäten sicherzustellen, ist es sinnvoll, klare Anforderungen an geeignete Standorte zu definieren. Zur Stärkung der Verzahnung mit der EE-Branche erscheint es je-doch nicht zielführend, Standorte pauschal auszuschließen, an denen innerhalb der letzten fünf Jahre\r\nSeite 5\r\nStellungnahme zum RefE StromVKG vom 27.04.2026 – Stand: 5.5.2026\r\nvor dem jeweiligen Gebotstermin gasförmige Brennstoffe als Hauptenergieträger zur Stromerzeugung eingesetzt wurden.\r\nStattdessen sollte die Regelung gezielt auf fossile gasförmige Brennstoffe abstellen und erneuerbare gasförmige Brennstoffe wie Biogas oder Biomethan ausdrücklich ausnehmen. Auf diese Weise ließe sich der Ausbau dezentraler Standorte mit zusätzlicher Kapazität ermöglichen, ohne unnötige Ein-schränkungen zu schaffen, und zugleich die Integration erneuerbarer Energien wirksam unterstützen.\r\nEs könnte bestehende Infrastruktur effizient weiterentwickelt werden, was sowohl Kosten als auch Realisierungszeiten reduziert. Nicht zuletzt trägt die Öffnung für Standorte mit erneuerbaren Gasen zur Systemstabilität bei, da flexible, dezentrale Erzeugungskapazitäten gezielt dort ausgebaut werden können, wo sie netz- und systemdienlich sind.\r\n4. Zu § 15: Anforderungen an die Resilienz\r\nNeben dem Fokus auf die „wesentlichen Bauteile“, die im Europäischen Wirtschaftsraum gefertigt sein müssen, empfehlen wir, ergänzend Mindestanforderungen an die Herkunft der eingesetzten Brenn-stoffe zu definieren. Insbesondere bei gasförmigen Energieträgern kann ein solcher Mindestfaktor dazu beitragen, den Anteil heimischer oder europäischer erneuerbarer Gase, etwa Biomethan, zu er-höhen und gleichzeitig Importabhängigkeiten zu reduzieren.\r\nEine entsprechende Vorgabe würde nicht nur regionale Wertschöpfungsketten stärken, sondern auch die Versorgungssicherheit erhöhen und Preisschwankungen auf internationalen Energiemärkten ab-federn. Darüber hinaus kann sie frühzeitig Anreize setzen, fossile Energieträger zu substituieren, an-statt erst perspektivisch über Anforderungen wie eine H₂-Readiness eine schrittweise Reduktion des Erdgaseinsatzes anzustreben.\r\nDurch die Verknüpfung von Standortanforderungen, Bauteilherkunft und Brennstoffkriterien entsteht ein konsistenter regulatorischer Rahmen, der Investitionen in nachhaltige Technologien gezielt lenkt. Gleichzeitig wird sichergestellt, dass der Hochlauf erneuerbarer Gase nicht nur technisch ermöglicht, sondern auch marktseitig unterstützt wird. Dies trägt dazu bei, Transformationspfade planbarer zu gestalten und den Übergang zu einem klimaneutralen Energiesystem effizient zu beschleunigen.\r\n5. Zu § 41: Höchstwert\r\nDer Höchstwert für Gebote ist ein zentrales Steuerungsinstrument für die tatsächliche Beteiligung am Ausschreibungsverfahren. Insbesondere für Biogasanlagen ergibt sich über den Flexibilitätszuschlag gemäß § 50 EEG die Möglichkeit, Investitionen in zusätzliche Leistung wirtschaftlich darzustellen, so-fern die entsprechenden Qualitätskriterien erfüllt werden. Die Ausgestaltung des Höchstgebotswertes ist daher von entscheidender Bedeutung, um Investitionsanreize zu setzen und die gewünschte Flexi-bilisierung des Anlagenparks zu erreichen.\r\nIn welchem Umfang die ausgeschriebenen Kapazitäten tatsächlich realisiert werden, hängt maßgeblich von der Höhe dieses Höchstwertes ab. Wird dieser zu niedrig angesetzt, besteht die Gefahr einer Un-terzeichnung der Ausschreibungen, da notwendige Investitionen – insbesondere in flexible Fahrweisen und zusätzliche Leistung – nicht ausreichend refinanziert werden können. Ein angemessen ausgestal-teter Höchstwert ist somit Voraussetzung dafür, dass Bioenergieanlagen ihre systemdienliche Rolle im Stromsystem voll entfalten und einen Beitrag zur Versorgungssicherheit leisten können.\r\nSeite 6\r\nStellungnahme zum RefE StromVKG vom 27.04.2026 – Stand: 5.5.2026\r\nVor diesem Hintergrund ist eine abschließende Bewertung des Gesetzesentwurfs derzeit nur einge-schränkt möglich, da dieses zentrale Kriterium bislang nicht definiert ist. Eine belastbare Einschätzung der Investitions- und Teilnahmebedingungen setzt voraus, dass der Höchstgebotswert transparent festgelegt und an den realen Kostenstrukturen der Anlagenbetreiber ausgerichtet wird.\r\nSeite 7\r\nStellungnahme zum RefE StromVKG vom 27.04.2026 – Stand: 5.5.2026\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\nFlorian Strippel\r\nReferatsleiter Stromnetze & Systemdienstleistungen\r\nTeil.: 08161-9846-812\r\nEmail: florian.strippel@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 Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-05-05"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026577","regulatoryProjectTitle":"Umsetzung des europäischen Gaspakets muss Biomethanausbau fördern","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b0/d0/797972/Stellungnahme-Gutachten-SG2606100029.pdf","pdfPageCount":9,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stand: 21.04.26\r\nDas Hauptstadtbüro Bioenergie bündelt die politische Arbeit der Branche und wird getragen von: Bundesverband Bioenergie e. V. (BBE), Deutscher Bauernverband e. V. (DBV), Fachverband Biogas e. V. (FvB) und Fachverband Holzenergie (FVH)\r\nStellungnahme zum\r\nEntwurf der Bundesregierung zur Umsetzung des europäischen Gas- und Wasserstoffbinnen-marktpakets vom 25.03.2026\r\nSeite 2\r\nStellungnahme zum KabE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 25.03.2026 – Stand: 21.04.2026\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze ............................................................................................................................... 3\r\nVorbemerkung ................................................................................................................................................. 4\r\n1. Zur Trennung von Netzanschlüssen: Kappungsfrist für Biomethanerzeugungsanlagen auf 20 Jahre nach Inbetriebnahme verlängern (§ 17k KabE EnWG) ....................................................................................................................................................... 5\r\n2. Weitere Anmerkungen zum Kabinettsentwurf ............................................................................. 6\r\n2.1. Zur Übergangsregel in § 17l Abs. 5 Kab EnWG ................................................................... 6\r\n2.2. Zur Verringerung der Erdgasnachfrage als Anknüpfungspunkt für die Erstellung eines Entwicklungsplans (§ 16b Abs. 2 KabE EnWG) ........................................ 6\r\n2.3. Zu den bei der Erstellung von Verteilernetzentwicklungsplänen zu berücksichtigenden Annahmen (§ 16d Abs. 3 Nr. 1 KabE EnWG) ...................................... 7\r\n2.4. Zur Übergangsregelung der deutschlandweiten Kostenwälzung (§ 17 Abs 1b KabE EnWG) ............................................................................................................................................... 7\r\n2.5. Zu den Festlegungskompetenzen der BNetzA in § 20 Abs. 4 & § 21 Abs. 3 KabE EnWG ............................................................................................................................................................. 8\r\nSeite 3\r\nStellungnahme zum KabE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 25.03.2026 – Stand: 21.04.2026\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\nDas europäische Gas- und Wasserstoffbinnenmarktpaket gibt den Mitgliedsstaaten vor, die Rahmen-bedingungen für die Biomethaneinspeisung insbesondere beim Zugang zu Infrastruktur und Markt zu verbessern, um die Biomethaneinspeisung auszuweiten. Dieser Vorgabe wird der vorliegende Kabi-nettsentwurf (KabE) nicht gerecht.\r\nDen größten Nachbesserungsbedarf sehen wir bei der 10-jährigen Kappungsfrist für Netzanschlüsse von Biomethanerzeugungsanlagen.\r\nDie mit dem KabE neu geschaffene Möglichkeit, dass Verteilnetzbetreiber die Netzanschlüsse von Bi-omethananlagen mit einem Vorlauf von 10 Jahren entschädigungslos kündigen können, wird dazu füh-ren, dass der Anschluss von Biomethanlagen an das Gasnetz vollständig zum Erliegen kommt. Damit stellt die 10-jährige Kappungsfrist für Netzanschlüsse von Biomethananlagen einen eindeutigen Bruch des Europarechts dar und konterkariert den Vorsatz der Bundesregierung, mehr grüne Gase in der Gebäudewärme zu nutzen.\r\nDarüber hinaus ist sie ein massiver Eingriff in den Investitions- und Bestandsschutz bestehender Ein-speiseanlagen.\r\nUm neue Biomethanprojekte zu ermöglichen, bestehende Investitionen zu schützen und den europa-rechtlichen Vorgaben gerecht zu werden, ist die Regelung so auszugestalten, dass:\r\n•\r\nEinspeiseanlagen für erneuerbare Gase nur dann vom Netz getrennt werden dürfen, wenn ein Weiterbetrieb dem Gemeinwohlinteresse und nicht nur den wirtschaftlichen Interessen des Netzbetreibers widersprechen würde;\r\n•\r\ndie Trennung einer Anlage frühestens 20 Jahre ab Inbetriebnahme des Netzanschlusses bzw. – für Bestandsanlagen – 20 Jahre nach Inkrafttreten der Gesetzesänderung erfolgt;\r\n•\r\ndurch die Netzstilllegung entstandene Gewinnausfälle ausgeglichen werden.\r\nSeite 4\r\nStellungnahme zum KabE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 25.03.2026 – Stand: 21.04.2026\r\nVorbemerkung\r\nDie heimische Produktion und Nutzung von erneuerbarem Methan bietet vielfältige Chancen für ein sicheres, resilientes und kosteneffizientes Energiesystem. Dazu zählen insbesondere:\r\n•\r\nDie saisonale Energiespeicherung im Gasnetz, um im Winter Dunkelflauten überbrücken zu können;\r\n•\r\ndie Diversifizierung und dezentrale Organisation der Energieerzeugung, um das Energiesystem unabhängiger von Energieimporten und widerstandsfähiger gegen hybride Kriegsführung zu machen;\r\n•\r\ndie Nutzung bestehender Infrastruktur, wodurch Infrastrukturkosten eingespart werden kön-nen, die beim Ausbau des Stromnetzes, dem Aufbau einer Wasserstoffinfrastruktur, durch die Umrüstung bestehender Gasinfrastruktur auf Wasserstoff oder durch Investitionen in neue Anlagentechnik entstehen;\r\n•\r\ndie schnelle Defossilisierung ohne Änderungen des Verbraucherverhaltens, wenn bereits Gas-technologie genutzt wird; sowie\r\n•\r\ndie Defossilisierung in Bereichen, die nur schwer oder gar nicht elektrifizierbar sind (z.B. Schwerlastverkehr, Industrie & stoffliche Nutzung).\r\nDarüber hinaus ist die Biogas- und Biomethanproduktion ein bedeutender Wirtschaftsfaktor im länd-lichen Raum, insbesondere für die Landwirtschaft und die damit verbundenen Wertschöpfungsketten. Die deutschen Hersteller von Biogas- und Biomethananlagentechnik sind international zumindest ak-tuell noch führend.\r\nZudem ist die Umrüstung bestehender Biogasanlagen von der Strom- und Wärmeerzeugung auf die Biomethaneinspeisung eine sinnvolle Form der Weiternutzung der bestehenden Biogaserzeugungska-pazitäten nach Auslaufen der EEG-Vergütung. Die vorhandene deutsche Biogasinfrastruktur ist einma-lig auf der Welt und muss auch aus volkswirtschaftlichen Gründen weiter genutzt werden. Die Anlagen sind vorhanden und können mit geringem Aufwand sehr schnell zur Defossilisierung des Gasver-brauchs beitragen.\r\nDie vorliegende Stellungnahme fokussiert sich auf die im KabE angesprochenen Themen. Sehr wichtig für den weiteren Ausbau der Biomethaneinspeisung sind auch adäquate Regelungen für den Gasnetz-anschluss von Biomethanerzeugungsanlagen, insb. bzgl. einem zugesicherten Mindesteinspeisezeit-raum und der Aufteilung der Kosten zwischen Anlagen- und Netzbetreiber. Mit dem Auslaufen der Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) Ende 2025 und dem anstehenden Auslaufen der Gasnetzentgelt-verordnung (GasNZEV) haben sich die Rahmenbedingungen für Biomethananlagen stark verschlech-tert. Hier bracht es passende Nachfolgeregelungen. Der Fachverband Biogas e.V. hat auch bereits einen Vorschlag für Nachfolgeregelungen vorgelegt.\r\nSeite 5\r\nStellungnahme zum KabE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 25.03.2026 – Stand: 21.04.2026\r\n1. Zur Trennung von Netzanschlüssen: Kappungsfrist für Biome-thanerzeugungsanlagen auf 20 Jahre nach Inbetriebnahme verlän-gern (§ 17k KabE EnWG)\r\nIm neuen § 17k KabE wird Verteilernetzbetreibern die Möglichkeit eingeräumt, nach Erstellung eines Entwicklungsplans Netzanschlüsse mit einem Vorlauf von 10 Jahren entschädigungslos zu kündigen (wobei für Anlagen, die vor Inkrafttreten des Gesetzes als Biomethanerzeugungsanlagen in Betrieb gegangen sind, die Trennung frühestens 20 Jahre nach Inbetriebnahme erfolgen darf). In Bezug auf die Netzanschlüsse von Biomethanerzeugungsanlagen ist diese Regelung – insbesondere die 10-Jahres-Frist – vollständig abzulehnen, denn:\r\nErstens: Es ist absehbar, dass eine 10-jährige Kappungsfrist den Anschluss von Biogasanlagen an das Gasnetz vollständig zum Erliegen bringen würde! Biomethanerzeugungsanlagen amortisieren sich in der Regel über einen Zeitraum von 15 bis 20 Jahren. Damit Projektierer von Neuanlagen wie auch Be-treiber bestehender Vorort-Verstromungsanlagen überhaupt bereit sind, noch heute in neue Einspei-seprojekte zu investieren, muss klar sein, dass die Anlagen mindestens über diesen Zeitraum zu den geplanten Konditionen ins Netz einspeisen können. Auch Käufer von Biomethan erwarten langfristige Vereinbarungen über die Lieferung von Biomethan. Dass Projektierer bzw. Betreiber bereit sind, das finanzielle Risiko einer Trennung von Gasnetz lange vor Ende der Amortisationszeit auf sich zu neh-men, ist nicht zu sehen, zumal der Biomethanmarkt bereits heute sehr große marktwirtschaftliche Risiken birgt. Die 10-jährige Kappungsfrist konterkariert damit den Vorsatz der Bundesregierung, mehr grüne Gase in der Gebäudewärme zu nutzen.\r\nZweitens: Die 10-jährige Kappungsfrist für Netzanschlüsse von Biomethananlagen ist ein eindeutiger Bruch des Europarechts. Die novellierte Gasbinnenmarktrichtlinie schreibt vor, verbesserte Rahmen-bedingungen für einen Ausbau der Biomethaneinspeisung zu schaffen, insbesondere beim Zugang zur Gasinfrastruktur. Die 10-jährige Kappungsfrist tut aber das exakte Gegenteil: Es handelt sich um eine drastische Verschlechterung der Regulierung der Gasinfrastruktur, die jeglichen Ausbau der Biome-thaneinspeisung abwürft.\r\nDrittens: Eine 10-jährige Kappungsfrist für B Biomethanerzeugungsanlagen würde einen Eingriff in den Investitions- und Bestandsschutz bestehender Einspeiseanlagen darstellen. Bestandsanlagen haben in den letzten Jahren im Vertrauen auf den Fortbestand des Netzanschlusses erhebliche Investitionen in den Ausbau und die Ertüchtigung von Biomethananlagen, auch zur Umsetzung immer neuer Rechts-vorschriften, getätigt, die bei einer frühzeitigen Trennung ggf. noch nicht amortisiert sind.\r\nKurzum: Eine entschädigungslose Stilllegung vor Ablauf von 20 Jahren ab dem Anschluss an das Gas-netz würde die notwendige Planungs- und Investitionssicherheit ernsthaft gefährden, laufende Ge-schäftsmodelle unterminieren und den Ausbau erneuerbarer Gase im Widerspruch zu den Zielen der Gas-Richtlinie (EU) 2024/1788 abwürgen.\r\nVorschlag\r\nDie Regelung in § 17k KabE EnWG ist so auszugestalten, dass Einspeiseanlagen für erneu-erbare Gase nur dann vom Netz getrennt werden dürfen, wenn:\r\n•\r\nEin bestätigter Netzentwicklungsplan oder Verteilernetzentwicklungsplan die dauerhafte Außerbetriebnahme des Netzes oder Teilen davon vorsieht, weil ein Weiterbetrieb dem\r\nSeite 6\r\nStellungnahme zum KabE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 25.03.2026 – Stand: 21.04.2026\r\nGemeinwohlinteresse und nicht nur den wirtschaftlichen Interessen des Netzbetreibers widerspricht. Nur dann darf eine Trennung einer Biogasanlage vom Netz als ultima ratio überhaupt in Betracht gezogen werden. Der Netzbetreiber muss den Anlagenbetreiber im Nachgang zur Erstellung des Netzentwicklungsplans unverzüglich über sein Stilllegungs-vorhaben informieren.\r\n•\r\nEine Trennung einer Biogasanlage darf dabei frühestens nach Ablauf von 20 Jahren ab Inbetriebnahme des Netzanschlusses zulässig sein.\r\n•\r\nZur Sicherstellung des Investitions- und Vertrauensschutzes darf die 20-jährige Stillle-gungsfrist für Bestandsanlagen – auch zur Sicherung von Investitionen in die Erweiterung oder Ertüchtigung der Anlagen – erst mit Inkrafttreten der Gesetzesänderungen zu laufen beginnen.\r\n•\r\nIn Ausnahmefällen kann dem Netzbetreiber eine Verkürzung der Stilllegungsfrist auf ein-heitlich 10 Jahre gestattet werden, wenn er an den Anlagenbetreiber einen Ausgleich für den durch die Netzstilllegung entstandenen Gewinnausfall zahlt.\r\nUm dies im Gesetzestext umzusetzen, sollte § 17k um folgenden Absatz ergänzt werden:\r\n„Abweichend von Absatz 1 darf ein Anschluss für Anlagen zur Erzeugung von Biomethan nur getrennt werden, wenn die Aufrechterhaltung des Anschlusses unter Berücksichtigung der Verpflichtungen im Sinne von Art. 6 Abs. 2 Richtlinie (EU) 2024/1788 für das Erdgasun-ternehmen nicht als gemeinwirtschaftliche Verpflichtung hinzunehmen ist. Die Trennung eines Anschlusses für Anlagen zur Erzeugung von Biomethan ist vor Ablauf von 20 Jahren zuzüglich des ersten Anschlussjahres ab Inbetriebnahme des Netzanschlusses stets un-zulässig. Die Trennung eines Anschlusses für Anlagen zur Erzeugung von Biomethan, die vor dem [Datum des Inkrafttretens dieses Gesetzes] erstmals Biomethan in ein Gasvertei-lungsnetz eingespeist haben, ist frühestens zum 01.01.2046 zulässig.“\r\n2. Weitere Anmerkungen zum Kabinettsentwurf\r\n2.1. Zur Übergangsregel in § 17l Abs. 5 Kab EnWG\r\nAn den oben genannten problematischen Auswirkungen der 10-jährigen Kappungsfrist ändert im Üb-rigen auch die neu eingeführte Übergangsregel in § 17l Abs. 5 KabE EnWG nichts, die für bestimmte Anlagen eine längere Frist vorsieht. Denn von dieser Übergangsregel profitieren allein die Biometha-nerzeugungsanlagen, die zehn Jahre vor Inkrafttreten des Gesetzes in Betrieb genommen wurden/wer-den, also in etwa zwischen Mitte 2016 und Mitte 2026 (77 Bestandsanlagen laut FvB-Branchenzahlen zzgl. Zubau in 2026). Für alle anderen Bestandsanlagen (213 Anlagen laut FvB-Branchenzahlen) sowie Neuanlagen gilt weiterhin de facto die Frist für eine zulässige Anschlussfrist von zehn Jahren ab Mit-teilung der Anschlusstrennung – und zwar unabhängig davon, ob die Betreiber noch vor Kurzem sig-nifikant in ihre Anlagen investiert haben. Es ist daher ausgeschlossen, dass § 17l Abs. 5 EnWG die in den letzten Jahren getätigten umfangreichen Investitionen in den bestehenden Anlagenpark oder In-vestitionen in Neuanlagen schützt.\r\n2.2. Zur Verringerung der Erdgasnachfrage als Anknüpfungspunkt für die Er-stellung eines Entwicklungsplans (§ 16b Abs. 2 KabE EnWG)\r\nDer neue § 16b Abs. 2 KabE EnWG verpflichtet Verteilernetzbetreiber zur Erstellung eines Entwicklungs-plans, wenn eine dauerhafte Verringerung der Erdgasnachfrage innerhalb der nächsten zehn Jahre zu\r\nSeite 7\r\nStellungnahme zum KabE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 25.03.2026 – Stand: 21.04.2026\r\nerwarten ist, die so groß ist, dass sie die Umstellung oder dauerhafte Außerbetriebnahme des Netzes oder bestimmter Netzabschnitte erfordert. Wir halten die prognostizierte Entwicklung der Erdgasnach-frage für den falschen Anknüpfungspunkt. Entscheidend für die Frage, wie mit einem bestehenden Verteilnetz umzugehen ist, ist nicht die Erdgasnachfrage, sondern generell der Gastransport, unabhän-gig davon, ob es sich um Erdgas oder ein anderes Gas (erneuerbares Gas, kohlenstoffarmes Gas) han-delt und ob das Netz dem Transport von Erdgas dient.\r\nVorschlag\r\nAls Anknüpfungspunkt für die Erstellung eines Verteilernetzentwicklungsplans wird die prognostizierte Entwicklung des Gastransports gewählt. § 16b Abs. 2 KabE EnWG ist ent-sprechend anzupassen:\r\n„(2) Jeder Betreiber eines Gasverteilernetzes erstellt einen Verteilernetzentwicklungsplan für das von ihm betriebene Gasverteilernetz oder für Teile eines solchen Gasverteilernet-zes, sobald eine dauerhafte Verringerung der Erdgasnachfrage des Transports von Gas innerhalb der nächsten zehn Jahre derart zu erwarten ist, dass die Verringerung die Um-stellung auf Wasserstoff oder dauerhafte Außerbetriebnahme des von ihm betriebene Gasverteilernetzes oder von Teilen des Netzes erforderlich macht.“\r\n2.3. Zu den bei der Erstellung von Verteilernetzentwicklungsplänen zu be-rücksichtigenden Annahmen (§ 16d Abs. 3 Nr. 1 KabE EnWG)\r\nEs sollte explizit klargestellt werden, dass bei der Erstellung ihrer Netzentwicklungspläne auch die jeweils vorhandenen Potenziale für die Einspeisung von erneuerbaren Gasen zu berücksichtigen sind; der KabE lässt den Verteilnetzbetreiber hier zu viel Spielraum, so dass selbst in Regionen mit hohem Biomethanpotenzial ein Rückgang der Biomethaneinspeisung angenommen werden kann.\r\n2.4. Zur Übergangsregelung der deutschlandweiten Kostenwälzung (§ 17 Abs 1b KabE EnWG)\r\nMit dem „Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften“ wurde die Übergangsre-gelung eingeführt, nach der Biomethaneinspeiseanlagen, die bis zum 31.12.2026 ein Netzanschlussbe-gehren gestellt und die notwendige Vorauszahlung geleistet haben, die aktuellen Regelungen der Gas-NZV in Anspruch nehmen können (§ 118 Abs. 4 EnWG).\r\nLeider konterkariert die Übergangsregelung zur Kostenwälzung in § 17 Abs. 1 b KabE EnWG (die sich auch in der bereits eingeführten Übergangsregelung findet; siehe oben) diese Idee. Denn die Über-gangsregelung zur Kostenwälzung betrifft einzig die Wälzung der Kosten für den Netzanschluss (ein-schließlich der Kosten für Wartung und Betrieb), nicht jedoch die Kosten für die kapazitätserweitern-den Maßnahmen nach § 33 Absatz 10 und § 34 Absatz 2 GasNZV (z.B. Anlagen zur Rückverdichtung auf höhere Druckstufen) – obwohl auch diese Kosten bislang durch § 20b GasNEV deutschlandweit gewälzt werden konnten. Wir haben große Sorge, dass sich Netzbetreiber ab jetzt, wo § 33 Abs. 10 und § 34 Abs. 2 GasNZV außer Kraft getreten sind, weigern werden, für Biomethananlagen, die sich in der Um-setzung befinden und ans Ortsnetz angeschlossen werden, die dann erforderliche Rückverdichtung zu errichten.\r\nSeite 8\r\nStellungnahme zum KabE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 25.03.2026 – Stand: 21.04.2026\r\nVorschlag\r\nEs muss sichergestellt sein, dass die Netzbetreiber die Kosten für die zugesicherte Min-desteinspeisekapazität wälzen können bzw. sich darauf verlassen können, nicht darauf „sitzen“ zu müssen. Dabei geht es v.a. um die Kosten, die für die Errichtung und den Be-trieb von Rückverdichtungsanlagen, entstehen.\r\nDieses Ziel wird etwa erreicht, wenn § 20b GasNEV bzw. die Biogaskostenwälzung nicht nur im Hinblick auf die Kosten für die Errichtung und den Betrieb des Netzanschlusses, sondern auch im Hinblick auf die Kosten für die kapazitätserhöhenden Maßnahmen, die der Netzbetreiber aufgrund der gesetzlich vorgeschriebenen Zusicherung einer garantier-ten Mindesteinspeisekapazität durchführen muss bzw. bereits durchgeführt hat, weiter-gilt.\r\n2.5. Zu den Festlegungskompetenzen der BNetzA in § 20 Abs. 4 & § 21 Abs. 3 KabE EnWG\r\nEs ist zwingend erforderlich, dass der Gesetzgeber der BNetzA als zuständiger Behörde klare Leitplan-ken für die Festlegung der Anschluss- und Netznutzungskosten von Biomethanerzeugungsanlagen vor-gibt, wie in Art. 58 der Gasrichtlinie vorgesehen und in den § 20 Abs. 4 & § 21 Abs. 3 KabE EnWG veran-kert. Der BNetzA muss durch den Gesetzgeber aufgegeben werden, dass die Erzeugung und Nutzung von Biomethan aktiv zu fördern ist. Dabei sollen die Ziele der Gasrichtlinie im Vordergrund stehen, und mögliche Privilegierungen dürfen nur eingeschränkt werden, wenn die Förderung nicht mehr dem Gemeinwohl dient. Eine ausschließliche Orientierung an betriebswirtschaftlichen Kriterien des Netz-betreibers ist unzulässig, da sie den Ausbau erneuerbarer Gase behindert und zu Wettbewerbsverzer-rungen zugunsten fossiler Energieträger führen würde.\r\nSeite 9\r\nStellungnahme zum KabE der Umsetzung des EU-Gasbinnenmarktpakets vom 25.03.2026 – Stand: 21.04.2026\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. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stand: 5.5.26\r\nDas Hauptstadtbüro Bioenergie bündelt die politische Arbeit der Branche und wird getragen von: Bundesverband Bioenergie e. V. (BBE), Deutscher Bauernverband e. V. (DBV), Fachverband Biogas e. V. (FvB) und Fachverband Holzenergie (FVH)\r\nStellungnahme\r\nZum Entwurf des Bundesministeriums für Wirtschaft & Energie zur Novelle des Wärme-planungsgesetzes vom 24.4.2026\r\nSeite 2\r\nStellungnahme zum RefE einer WPG-Novelle vom 24.4.2026 – Stand: 6.5.26\r\nInhalt\r\nDas Wichtigste in Kürze ............................................................................................................................... 3\r\n1. Zu den vorgesehenen Änderungen im Referentenentwurf ................................................... 4\r\n1.1. Zur Privilegierung der dezentralen Wärmeversorgung in der Wärmeplanung (§ 22a Abs. 1 Satz 1 & Abs. 2 RefE) ................................................................................................... 4\r\n1.2. Zu den Anhaltspunkten für die Eignung von Wärmenetzen (§ 22a Abs. 2 RefE) ......................................................................................................................................................................... 5\r\n1.3. Zur Anforderung der „Wirtschaftlichkeit“ von Prüfgebieten für die Versorgung mit grünem Methan (§ 22a Abs. 4 Satz 2 RefE) ......................................................................... 5\r\n2. Abschaffung unverhältnismäßiger & diskriminierender Anforderungen ....................... 6\r\n2.1. Verbote für den Einsatz von nachhaltiger Biomasse streichen (§ 30 Abs. 2 & § 31 Abs. 2 WPG) .......................................................................................................................................... 6\r\n2.2. Wärmeversorgung mit grünem Methan erleichtern ...................................................... 8\r\n2.2.1. Unverhältnismäßige Anforderung an die Ausweisung von Prüfgebieten für die Versorgung mit grünem Methan abbauen (§ 28 Abs. 2 WPG) ...................... 8\r\n2.2.2. Abgleich von Bedarf und Potenzial innerhalb eines Bundeslandes streichen (§ 28 Abs. 5 Satz 2 WPG) ........................................................................................... 9\r\n3. Differenzierung der zu erhebenden Informationen in der Bestandsanalyse ............... 9\r\n3.1. Differenzierung der Angaben zur Prozesswärme nach Temperaturniveau (Anlage 1 Nr. 4 WPG) .............................................................................................................................. 9\r\n3.2. Erweiterung der Angaben zur Gasinfrastruktur um Angaben zur Einspeisung von grünen Gasen (Anlage 1 Nr. 8 RefE) .................................................................................... 10\r\n4. Weitere Anpassungen im WPG .......................................................................................................... 11\r\n4.1. Präzisierung bei der Definition von Holzbiomassen (§ 3 Nr. 15 e WPG) ............. 11\r\n4.2. Einstufung von biogenem Wasserstoff als erneuerbaren Energieträger (§ 3 Abs. 1 Nr. 8 & 15 WPG) ......................................................................................................................... 11\r\nSeite 3\r\nStellungnahme zum RefE einer WPG-Novelle vom 24.4.2026 – Stand: 6.5.26\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\n1. Auch im ländlichen Raum eignen sich sehr viele Kommunen für ein Wärmenetz. Denn auch hier ist die Bebauung oft so eng, um den wirtschaftlichen Betrieb kleiner Wärmenetze zu ermöglichen. Hinzu kommt, dass im ländlichen Raum häufig besonders günstige Voraussetzungen für die Nutzung erneu-erbarer Wärmequellen bestehen. Wir sehen in der derzeitigen Ausgestaltung des § 22a der RefE jedoch die Gefahr, dass das vereinfachte Verfahren zu einer systematischen Unterschätzung der Potenziale leitungsgebundener Wärmeversorgung im ländlichen Raum führt. Denn die kleine Wärmeplanung be-vorzugt systematisch die dezentrale Wärmeversorgung, da diese als grundsätzliche Beplanung vorge-schrieben ist (§ 22a Abs. 1 Satz 1 RefE) und Kommunen nur optional prüfen können, inwiefern sich ein Gebiet für ein Wärmenetz eignet. Kommunen sollten deshalb verpflichtet werden:\r\n(i)\r\nZu prüfen, ob die in § 22a Absatz 2 festgelegten Kriterien für die Eignung eines Wärme-netzgebiets erfüllt sind und\r\n(ii)\r\nIm Fall eines positiven Prüfergebnisses – diese als „Prüfgebiet Wärmenetz” auszuweisen\r\n2. Die bestehende Begrenzung des Einsatzes von Biomasse in Wärmenetzen von > 50km sollte mit der laufenden Novelle des WPG gestrichen werden (§ 30 Abs. 2 & § 31 Abs. 2 WPG). Der Wärmesektor weist eine große Heterogenität auf und sowohl der Bedarf der Verbraucher sowie die Potenziale klimaneut-raler Wärme können von Kommune zu Kommune stark variieren. Den Entscheidern vor Ort sollte des-halb eine möglichst große wirtschaftliche und technische Freiheit zur Defossilisierung ihrer Wärme-versorgung gegeben werden.\r\n3. Die Ausweisung von Gebieten, welche für die Versorgung mit grünem Methan geeignet sind, sollte erleichtert werden. Dazu sind zum einen unverhältnismäßige und diskriminierende Anforderungen zu streichen (§ 28 Abs. 2 WPG). Zum anderen sollte die im Referentenentwurf vorgesehene Anforderung, dass die „Wirtschaftlichkeit“ einer Versorgung mit grünem Methan nachgewiesen werden müsse, ge-strichen oder zumindest mit nicht-diskriminierenden und verhältnismäßigen Anforderungen konkre-tisiert werden (§ 22a Abs. 4 Satz 2 RefE).\r\nSeite 4\r\nStellungnahme zum RefE einer WPG-Novelle vom 24.4.2026 – Stand: 6.5.26\r\n1. Zu den vorgesehenen Änderungen im Referentenentwurf\r\n1.1. Zur Privilegierung der dezentralen Wärmeversorgung in der Wärmepla-nung (§ 22a Abs. 1 Satz 1 & Abs. 2 RefE)\r\nAuf S. 1 des RefE findet sich die Aussage: „Insbesondere in kleinen, eher ländlich geprägten Kommunen ist eine leitungsgebundene Wärmeversorgung über ein Wärme- oder ein Wasserstoffnetz eher selten zu erwarten.”\r\nDieser Aussage möchten wir – in Bezug auf Wärmenetze - vehement widersprechen. Auch im ländli-chen Raum ist die Bebauung oft dicht genug, um den wirtschaftlichen Betrieb kleiner Wärmenetze zu ermöglichen. Dörfliche Ortskerne mit historisch gewachsener, kompakter Bebauung, Siedlungsgebiete mit Mehrfamilienhäusern sowie Gemeindegebiete mit öffentlichen Liegenschaften wie Schulen, Rat-häusern oder Sportstätten bieten oft hinreichende Wärmebedarfsdichten, die eine leitungsgebundene Wärmeversorgung wirtschaftlich tragfähig machen können.\r\nHinzu kommt, dass im ländlichen Raum häufig besonders günstige Voraussetzungen für die Nutzung erneuerbarer Wärmequellen bestehen: Holz aus der Forstwirtschaft und Landschaftspflege sowie landwirtschaftliche Biogasanlagen, aber auch Solarthermie und Geothermie sind vielerorts vorhanden und könnten über Wärmenetze wirtschaftlich erschlossen werden.\r\nDie Kommunale Wärmeplanung hat eine hohe Bedeutung insbesondere für die Errichtung von Nah-wärmenetzen auf Basis von Holz oder Biogas. Laut Praxisberichten konnten viele bestehende Nah-wärmenetze nur errichtet werden, weil die Kommune sich aktiv an Planung und Organisation betei-ligte.\r\nWir sehen in der derzeitigen Ausgestaltung des § 22a der RefE die Gefahr, dass das vereinfachte Ver-fahren zu einer systematischen Unterschätzung der Potenziale leitungsgebundener Wärmeversorgung im ländlichen Raum führt. Denn die kleine Wärmeplanung bevorzugt systematisch die dezentrale Wär-meversorgung, da diese als grundsätzliche Beplanung vorgeschrieben ist (§ 22a Abs. 1 Satz 1 RefE) und Kommunen nur optional prüfen können, inwiefern sich ein Gebiet für ein Wärmenetz eignet.\r\nPraxisberichte zeigen, dass viele der Ingenieurbüros, die Wärmeplanungen vornehmen, nicht mit dem Thema der Bioenergie-Nahwärmenetze vertraut sind und diese Wärmeversorgungsoption deshalb auch oft nicht angemessen berücksichtigt wird. Es sollte deshalb unbedingt daran festgehalten wer-den, dass sich diese Büros mit dem Thema beschäftigen müssen.\r\nVorschlag\r\nEine derartige systematische Diskriminierung leitungsgebundener Wärmeversorgung sollte aus Gründen eines fairen Wettbewerbs zwischen den verschiedenen Wärmeversor-gungsoptionen nicht erfolgen. Kommen sollten deshalb verpflichtet werden:\r\n(i)\r\nZu prüfen, ob die in § 22a Absatz 2 festgelegten Kriterien für die Eignung eines Wärmenetzgebiets erfüllt sind und\r\n(ii)\r\nIm Fall eines positiven Prüfergebnisses – diese als „Prüfgebiet Wärmenetz” aus-zuweisen\r\nSeite 5\r\nStellungnahme zum RefE einer WPG-Novelle vom 24.4.2026 – Stand: 6.5.26\r\n1.2. Zu den Anhaltspunkten für die Eignung von Wärmenetzen (§ 22a Abs. 2 RefE)\r\nDie in § 22a Absatz 2 Nummer 3 RefE genannten Anhaltspunkte für Potenziale erneuerbarer Wärme oder Abwärme, die über ein Wärmenetz nutzbar gemacht werden können, sollten in einer praxistaug-lichen, leicht anwendbaren Kriterienliste konkretisiert werden. Es wäre unrealistisch anzunehmen, dass kleine Kommunen, die bereits mit einer vollständigen Wärmeplanung überfordert wären, diese Anhaltspunkte eigenständig erkennen und bewerten können – zumal das Fehlen einer systematischen Potenzialanalyse die Einschätzung zusätzlich erschwert.\r\nVorschlag\r\nWir empfehlen daher, eine solche Liste verbindlich einzuführen und sie regelmäßig auf Basis aktueller wissenschaftlicher und praxisbezogener Erkenntnisse fortzuschreiben, etwa durch das Kompetenzzentrum Wärmewende (KWW) der dena.\r\n1.3. Zur Anforderung der „Wirtschaftlichkeit“ von Prüfgebieten für die Versor-gung mit grünem Methan (§ 22a Abs. 4 Satz 2 RefE)\r\nGrundsätzlich sollte die Ausweisung von Gebieten als geeignet für die Versorgung mit grünem Methan erleichtert werden. Dazu sind unverhältnismäßige und diskriminierende Anforderungen zu streichen. Dies beinhaltet bspw. § 28 Absatz 2 WPG (siehe unten, Abschnitt 2.2.). Es ist zu begrüßen, dass zumin-dest in der „kleinen“ Wärmeplanung von diesen Kriterien abgewichen werden kann.\r\nAllerdings findet sich auch hier eine diskriminierende Anforderung. Nach § 22a Abs. 4 Satz 2 RefE dür-fen Teilgebiete nur dann als „Prüfgebiet Netz für die Versorgung mit grünem Methan“ ausgewiesen werden, wenn die planungsverantwortliche Stelle prognostiziert und begründet, dass eine leitungsge-bundene Wärmeversorgung mit grünem Methan „wirtschaftlich“ ist. Eine analoge Anforderung findet sich weder für die Ausweisung von Gebieten für die dezentrale Wärmeversorgung noch für die Auswei-sung von Wärmenetzgebieten.\r\nZudem werden keine konkreten Vorgaben gemacht, wie der Nachweis der „Wirtschaftlichkeit“ erbracht werden kann. Speziell wird nicht klar definiert, ob die Versorgung mit grünem Methan wirtschaftlicher als die Versorgung mit Erdgas sein muss oder wirtschaftlicher als die Versorgung mit anderen erneu-erbaren Heizungsoptionen (Wärmepumpen, erneuerbare Fernwärme etc.) und welche Kostenpunkte genau in den Nachweis einzubeziehen sind. Es istzu befürchten, dass die volks- und betriebswirt-schaftlichen Vorteile einer Wärmeversorgung mit grünem Methan nicht einbezogen werden können, weil z.B. nicht berücksichtigt wird, dass alternative Heizsysteme teilweise gefördert werden, der Einsatz von grünem Methan aber nicht Zudem benötigen einige Technologien ggf. Investitionen in eine Ge-bäudesanierung , was bei der Wärmeversorgung mit grünem Methan widerum nicht der Fall ist.\r\nVorschlag\r\nDer geforderte Nachweis der „Wirtschaftlichkeit“ sollte gestrichen werden.\r\nSeite 6\r\nStellungnahme zum RefE einer WPG-Novelle vom 24.4.2026 – Stand: 6.5.26\r\n2. Abschaffung unverhältnismäßiger & diskriminierender Anforde-rungen\r\nDer Koalitionsvertrag der Bundesregierung nennt explizit die wichtige Bedeutung der Bioenergie für die erneuerbare Wärmeversorgung und betont, dass die Bundesregierung „alle Potenziale der Erneu-erbaren Energien nutzen” will. Zudem benennt der Koalitionsvertrag die Ziele “Bezahlbarkeit, Tech-nologieoffenheit, Versorgungssicherheit und Klimaschutz” für die Modernisierung der Wärmeversor-gung. Im Zuge der laufenden WPG-Novelle sollten deshalb unbedingt bestehende unverhältnismä-ßige und diskriminierenden Anforderungen abgeschafft werden, die die Nutzung von Holz, Biome-than und Biogas unnötigerweise einschränken und den Zielen und Vereinbarungen des Koalitions-vertrages widersprechen. Die wichtigsten Aspekte werden im Folgenden genannt.\r\n2.1. Verbote für den Einsatz von nachhaltiger Biomasse streichen (§ 30 Abs. 2 & § 31 Abs. 2 WPG) Das WPG verbietet für das Zieljahr 2045 den Einsatz von mehr als 15 Prozent nachhaltiger Biomasse in Wärmenetzen mit einer Leitungslänge von mehr als 50 Kilometern (§ 31 Abs. 2 WPG). Für neue Wärme-netze mit einer Leitungslänge über 50 Kilometern gilt sogar sofort ein Verbot des Einsatzes von mehr als 25 Prozent nachhaltiger Biomasse (§ 30 Abs. 2 WPG). Die Bioenergieverbände lehnen diese pauschalen ordnungsrechtlichen Beschränkungen für den Ein-satz von nachhaltiger Biomasse in Wärmenetzen aus mehreren Gründen ab. Erstens: Der Wärmesektor weist eine große Heterogenität auf und sowohl der Bedarf der Verbraucher sowie die Potenziale klimaneutraler Wärme können von Kommune zu Kommune stark variieren. Ange-sichts der ambitionierten Herausforderungen, die mit der Aufgabe der Defossilisierung der Sektoren Gebäude und Industrie einhergehen, sowie der bundesweit unterschiedlichen Herausforderungen und Lösungsmöglichkeiten, sollte den Entscheidern vor Ort eine möglichst große wirtschaftliche und tech-nische Freiheit zur Defossilisierung ihrer Wärmeversorgung gegeben werden. Dies gilt auch für die Nutzung von Bioenergieträgen in Wärmenetzen. So gibt es z.B. Kommunen in waldreichen Regionen, die vor Ort über große dauerhaft nachhaltig verfügbare Holzmengen verfügen, während es in waldarmen Regionen auch sein kann, dass diese unterhalb der vorgesehenen Anteile vor Ort nicht verfügbar sind oder eben über andere nachhaltige Biomassequellen (Agroforstsystem, Energieholzanbau, Aufwuchs von Biodiversitätsflächen oder vernässten Moorböden) verfügt. D.h. letzt-lich obliegt es der Abschätzung der kommunalen Entscheider vor Ort zu bewerten, ob die nötigen Biomasseressourcen dauerhaft nachhaltig zu mobilisieren sind und welche regionalen Flächen- und Biomasseentwicklungen zu erwarten sind. Zeichnet sich ab, dass das zweifelhaft ist, so sollte erst dann von einer Entscheidung zugunsten von hohen Anteilen von Bioenergieträgern prinzipiell abgesehen werden. Dieser Mechanismus funktioniert unabhängig von der Länge des Wärmenetzes und unabhän-gig davon, wie hoch der Bioenergieanteil im Energieträgermix eines Netzes ist. Die Vorgaben zur Wärmeplanung und den daraus resultierenden Maßnahmenvorschlägen sowie die ordnungsrechtlichen Vorgaben an die Transformation von Wärmenetzen müssen deshalb technolo-gieneutral ausgestaltet werden und dürfen keine erneuerbare Wärmequelle einseitig begrenzen. Inso-fern die kommunalen Entscheider auf Basis bestimmter politischer Präferenzen eine „Bevorzugung“ oder einen Ausschluss bestimmter Technologien treffen wollen, sollten sie dies selbst entscheiden\r\nSeite 7\r\nStellungnahme zum RefE einer WPG-Novelle vom 24.4.2026 – Stand: 6.5.26\r\nund nicht von Entscheidungen auf Bundesebene, die die lokalen Gegebenheiten nicht berücksichtigt, vorgegeben bekommen. Zweitens: Eine Begrenzung des Biomasseeinsatzes ist nicht notwendig, um die Nachhaltigkeit der Bi-omassenutzung zu gewährleisten. Ein Wärmenetzbetreiber investiert nur dann in z.B. ein Holzheizwerk, wenn er sicher ist, die nötigen nachhaltigen Bioenergieträger auch dauerhaft nutzen zu können. Deshalb spricht wenig dafür, dass die selbstständige Entscheidungsmöglichkeit der Betreiber, welche Anteile an nachhaltigen Bioener-gieträgern genutzt werden, zu einer Überausschöpfung der nachhaltigen Biomassepotenziale führen wird. Vielmehr ist davon auszugehen, dass eine sich abzeichnende Verknappung von nachhaltigen Bioenergieträgern bereits so frühzeitig zu entsprechend steigenden Preisen führen wird, die einen weiteren Zubau stark begrenzen werden. Dort wo die Verhältnisse lokal anders sind, können aber gleichwohl weiterhin verantwortbare Entscheidungen zugunsten der Nutzung lokal anfallender und nachhaltig verfügbarer Bioenergieträger fallen, ohne dass die Versorgung anderer Nutzer gefährdet würde, da viele Bioenergieträger (z.B. Waldrestholz oder Landschaftspflegeholz) nicht über größere Distanzen wirtschaftlich transportiert werden können. Durch Nachhaltigkeitszertifizierungen wie für die RED III oder PEFC und FSC wird zudem sichergestellt, dass regional gewonnenes Holz aus nachhal-tigen Quellen stammt. Durch den anstehenden Waldumbau hin zu mehr Laubholz werden auf abseh-bare Zeit enorme Mengen an Energieholz zur Verfügung stehen, welche aufgrund seiner Beschaffenheit nicht für die stoffliche Verwertung geeignet ist. Die von manchen Akteuren geschürte Angst vor importierten nicht nachhaltigen Biomassen ist eben-falls unbegründet, wenn man die Statistiken über die Herkünfte der energetisch genutzten Holzsorti-mente betrachtet. Die derzeitige Holzenergienutzung in Deutschland wird zu ca. 98 Prozent durch das inländische Energieholzaufkommen gedeckt. Der daraus resultierende Außenhandelssaldo macht mit rund 2 Prozent einen geringen Teil der inländischen Versorgung aus.1 Drittens: Wenn Netzbetreiber mit einem hohen Bioenergieanteil dazu gezwungen werden andere er-neuerbare Energien hinzuzubauen, um ihren Biomasseanteil auf das maximal zulässige Niveau zu sen-ken, wird dies zu erheblichen Mehrkosten führen, z.B. für die Investition in neue Erzeugungsanlagen und deren Integration in das bestehende Netz sowie ggf. für die höheren spezifischen Kosten der Biomasseanlage, wenn diese ihre Wärmeproduktion zurückfahren muss. Diese Mehrkosten müssen an die Endkunden weitergereicht werden, was ggf. zu erheblichen Preissteigerungen führen kann.\r\nViertens: Wenn Netzbetreiber dazu gezwungen werden, den Bioenergieanteil niedrig zu halten, wird das in vielen Fällen dazu führen, dass die Möglichkeiten zum Einsatz fossiler Energieträger solange wie möglich maximal ausgereizt werden.\r\n1 Quelle: Umweltbundesamt (2022), Aktuelle Nutzung und Förderung der Holzenergie\r\nSeite 8\r\nStellungnahme zum RefE einer WPG-Novelle vom 24.4.2026 – Stand: 6.5.26\r\nVorschlag\r\nDie ordnungsrechtlichen Begrenzungen für den Einsatz nachhaltiger Biomasse in Wärme-netzen sind ersatzlos zu streichen, sowohl für neue Wärmenetze (§ 30 Abs. 2 WPG) als auch für das Zieljahr 2045 (§ 31 Abs. 2 WPG).\r\n2.2. Wärmeversorgung mit grünem Methan erleichtern\r\n2.2.1. Unverhältnismäßige Anforderung an die Ausweisung von Prüfgebieten für die Versorgung mit grünem Methan abbauen (§ 28 Abs. 2 WPG)\r\nGemäß § 28 Abs. 2 WPG dürfen Grundstücke nur dann als für die Versorgung mit grünem Methan (Biomethan, methanisierter grüner Wasserstoff) geeignet ausgewiesen werden, wenn:\r\n•\r\nentweder die Versorgung mit grünem Methan in Übereinstimmung mit den Netzentwicklungs-entwicklungsplänen der Fernleitungsnetzbetreiber und den Planungen der Betreiber vorgela-gerter Gasnetze steht oder\r\n•\r\nder Betreiber des Gasverteilernetzes darlegt, wie ausreichend grünes Methan produziert und gespeichert werden kann.\r\nDie Bioenergieverbände sehen diese Regelung sehr kritisch.\r\nErstens: Der Einsatz von grünem Methan wird hier systematisch ggü. anderen Versorgungsoptionen benachteiligt. Weder die Ausweisung von Wärmenetzgebieten noch die Ausweisung von Wasserstoff-netzprüfgebieten wird (in der regulären Wärmeplanung) mit derart scharfen Anforderungen verknüpft. Dabei ist das Potenzial zur Defossilisierung von Gasnetzen mit grünem Methan auf absehbarer Zeit deutlich größer als das Potenzial zur Defossilisierung mittels Wasserstoff.\r\nZweitens: Die kommunale Wärmeplanung sollte die Basis der Gasnetzplanung sein, nicht umgekehrt. Die Ausweisung von Prüfgebieten für die Versorgung mit grünem Methan von den Planungen der Gas-netzbetreiber abhängig zu machen, kehrt die Zuständigkeiten um. Gasnetzbetreiber sollten Planungen, wie ihre Infrastruktur zu entwickeln ist, von dem prognostizierten Gasverbrauch der Kommunen ab-hängig machen, nicht andersherum. Für die geplanten Gasverteilernetzentwicklungspläne, die mit der laufenden Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) eingeführt werden sollen (§ 16 KabE EnWG-Novelle), gilt deshalb explizit die Vorgabe, sich an jeweiligen kommunalen Wärmeplanungen zu orien-tieren.\r\nDrittens: Mit dem Gebäudemodernisierungsgesetz (GMG) sollen die Möglichkeiten erweitert werden, grüne Gase als gleichwertige Alternative neben anderen Heizungsoptionen nutzen zu können. Zu harte Anforderungen an die Ausweisungen von Prüfgebieten für grünes Methan konterkarieren diesen An-satz, speziell wenn für das günstigere Gas in Form von grünem Methanhärtere Anforderungen gestellt werden als an Prüfgebiete für Wasserstoff.\r\nVorschlag\r\n§ 28 Abs. 2 sollte ersatzlos gestrichen werden.\r\nSeite 9\r\nStellungnahme zum RefE einer WPG-Novelle vom 24.4.2026 – Stand: 6.5.26\r\n2.2.2. Abgleich von Bedarf und Potenzial innerhalb eines Bundeslandes streichen (§ 28 Abs. 5 Satz 2 WPG)\r\nGemäß § 28 Abs. 5 WPG müssen die planungsverantwortlichen Stellen an die nach dem Landesrecht zuständigen Stellen den Bedarf an grünem Methan für die jeweiligen Kommunen melden. Wenn die Summe des gemeldeten Bedarfs das Potenzial des jeweiligen Bundeslandes „erheblich“ übersteigt, müssen die planungsverantwortlichen Stellen in dem Bundesland dies bei der Fortschreibung von Wärmeplänen berücksichtigen. Darüber hinaus darf gemäß § 28 Abs. 5 Satz 2 die Biogaserzeugung von Anlagen, deren Gas zum jeweiligen Zeitpunkt verstromt wird, nicht als Methanpotenzial gewertet wer-den.\r\nDie Bioenergieverbände lehnen diese Regelung aus mehreren Gründen ab.\r\nErstens: Auch hier findet eine ungerechtfertigte Schlechterstellung des Heizens mit grünem Methan gegenüber dem Heizen mit Wasserstoff statt: Die Ausweisung einer Eignung für grünes Methan bedarf einer Rückkopplung mit den Plänen der Gasnetzbetreiber bzw. dem Nachweis einer Verfügbarkeit; die Ausweisung einer Eignung für Wasserstoff erfordert dies nicht.\r\nZweitens: In ihrer jetzigen Ausgestaltung scheint die Regelung nicht praktikabel zu sein. Es bestehen keine allgemein anerkannten bundeslandscharfen Potenzialanalysen für grünes Methan.\r\nDrittens: Die Vorgabe eines Abgleichs von Bedarf und Potenzialen innerhalb eines Bundeslandes sug-geriert, dass die Versorgung eines Bundeslandes mit Energieträgern aus einem anderen Bundesland nicht sinnvoll oder politisch erwünscht sei. Das ist weder volkswirtschaftlich sinnvoll noch realistisch. In Bezug auf Strom wird ein europaweiter Ausgleich, bei Wasserstoff sogar eine weltweite Versorgung angenommen. Insofern es einen Abgleich von Bedarf und Potenzial gibt, dann muss dieser zumindest auf Bundesebene stattfinden.\r\nViertens: Insofern ein Potenzial an grünem Methan definiert wird, sollte unbedingt die Option berück-sichtigt werden, bestehende Vor-Ort-Verstromungsanlagen auf die Biomethanerzeugung umzurüsten. Hier liegt das größte, günstigste und am schnellsten erschließbare Potenzial zur Mobilisierung von grünem Methan.\r\nVorschlag\r\nAngesichts der vielen Schwächen, speziell bei der Definition eines angemessenen Ge-samtpotenzials, sollte die Regelung ersatzlos gestrichen werden oder zumindest wie oben beschrieben angepasst werden.\r\n3. Differenzierung der zu erhebenden Informationen in der Be-standsanalyse\r\n3.1. Differenzierung der Angaben zur Prozesswärme nach Temperaturniveau (Anlage 1 Nr. 4 WPG)\r\nDie von industriellen Verbrauchern benötigte Prozesswärme unterscheidet sich stark hinsichtlich des jeweils benötigten Temperaturniveaus. Während beispielsweise für die Lebensmittel-, Papierindustrie oder das Druckgewerbe ein Niveau von 100 bis zu 500 Grad ausreicht, wird in der chemischen Industrie,\r\nSeite 10\r\nStellungnahme zum RefE einer WPG-Novelle vom 24.4.2026 – Stand: 6.5.26\r\ndem Maschinenbau und der Fahrzeugproduktion in weiten Teilen ein Niveau von 500 bis 1.000 Grad und darüber hinaus benötigt. Die in der Glas- und Metallerzeugung benötigte Prozesswärme liegt sogar in weiten Teilen über 1.000 Grad.\r\nAnalog dazu erreichen Technologien zur Erzeugung von klimaneutraler Wärme sehr unterschiedliche Temperaturniveaus. Der nach Temperatur unterschiedlich strukturierte Wärmebedarf in der industri-ellen Prozesswärme führt deshalb zu unterschiedlichen Anforderungen an Wärmeerzeugungstechno-logien und entsprechender Infrastruktur in den jeweiligen Kommunen.\r\nVorschlag\r\nUm diese Bedarfe in der Wärmeplanung angemessen abbilden zu können, sollte nicht nur die Menge der benötigten industriellen Prozesswärme erhoben, sondern diese auch nach verschiedenen Temperaturniveaus untergliedert werden. Anlage 1 Nr. 4 WPG sollte zu die-sem Zwecke wie folgt ergänzt werden:\r\n„4. Im Fall von industriellen, gewerblichen oder sonstigen Unternehmen, die Wärme in ihren Prozessen einsetzen: liegenschaftsbezogene Informationen und Daten, und zwar mindestens\r\na)\r\nzum jährlichen Prozesswärmeverbrauch der letzten drei Jahre in Gigawattstunden pro Jahr aufgeteilt in die Kategorien bis einschließlich 100 Grad Celsius, 101-500 Grad Celsius, 501-1.000 Grad Celsius und über 1.000 Grad Celsius,“\r\n3.2. Erweiterung der Angaben zur Gasinfrastruktur um Angaben zur Einspei-sung von grünen Gasen (Anlage 1 Nr. 8 RefE)\r\nDie Wärmeplanung sollte nicht nur Angaben zu Gasinfrastruktur und Gasverbrauch enthalten, sondern auch Angaben zur Infrastruktur für die Einspeisung von Biomethan ins Gasnetz bzw. die eingespeisten Biomethanmengen. Diese Daten können Gasnetzbetreiber, Anlagenprojektierer und Kommunen dabei unterstützen, geeignete Standorte für Biomethaneinspeisepunkte und Biogasaufbereitungsanlagen zu identifizieren.\r\nVorschlag\r\nAnlage 1 Nr. 8 RefE (bisher Anlage 1 Nr. 6 WPG) wird wie folgt ergänzt:\r\n„8. Daten zu bereits bestehenden, konkret geplanten oder bereits genehmigten Gasnetzen, insbe-sondere\r\na) zur Art, d.h. fossiles Methan, grünes Methan oder Wasserstoff,\r\n[…]\r\nc) zur gesamten Gasnachfrage und der Einspeisung von grünem Methan nach Druckebene in Ki-lowattstunden, sowohl jährlich als auch im Jahresgang,\r\n[…],\r\nSeite 11\r\nStellungnahme zum RefE einer WPG-Novelle vom 24.4.2026 – Stand: 6.5.26\r\nf) zur Gesamtanzahl der Anschlüsse sowie der Einspeisepunkte für grünes Methan nach Druck-ebenen;“\r\n4. Weitere Anpassungen im WPG\r\n4.1. Präzisierung bei der Definition von Holzbiomassen (§ 3 Nr. 15 e WPG)\r\nEs herrscht Unklarheit bei der Definition von Holzbiomassen, speziell in Bezug auf den Einschub „der Altholzkategorien“ hinter dem Wort „Industrieholz“. Zum einen ist unklar, auf welche der vorgenannten Holzsortimente sich der Begriff bezieht. Zum anderen ist unverständlich, was das in der Kombination jeweils bedeuten würde: Industrieholz ist in der Forstwirtschaft beim Holzeinschlag und bei Durch-forstungen anfallendes Waldholz oberhalb der Derbholzgrenze, welches von der Qualität her nicht als sägefähig eingestuft wird, aber auch kein Waldrestholz ist, und das direkt in verschiedene Holzindust-rien geht oder für die energetische Nutzung zur Verfügung steht.\r\nVorschlag\r\nIn § 3 Nr. 15 e WPG werden hinter dem Wort „Industrieholz” die Wörter „der Altholzkate-gorien I, II und III” gestrichen.\r\n4.2. Einstufung von biogenem Wasserstoff als erneuerbaren Energieträger (§ 3 Abs. 1 Nr. 8 & 15 WPG)\r\nIn § 3 Abs. 1 Nr. 8 WPG wird biogener Wasserstoff, der z.B. mittels Biomassepyrolyse oder Biogasdampf-reformierung hergestellt wird, als „orangener“ Wasserstoff eingestuft und dementsprechend nicht in der Liste der Erneuerbaren Energien in Nr. 15 aufgeführt. Damit gelten entsprechend nicht die Anfor-derungen an Bioenergieträger (§ 3 Abs. 1 Nr. 15 e), sondern die Anforderungen an Wasserstoff, der z.B. durch mit dem Strom aus Abfallverbrennungsanlagen erzeugt wird (§ 3 Abs. 3). Dies ist nicht sachge-recht, da es sich bei biogenem Wasserstoff um einen biogenen Energieträger handelt, sowie eine nicht gerechtfertigte Schlechterstellung von Wasserstoff, der aus Biomasse hergestellt wird, gegenüber Was-serstoff, der aus Wind- und Solarstrom hergestellt wird.\r\nVorschlag\r\nBiogener Wasserstoff wird explizit als erneuerbarer Energieträger eingestuft, für den die Anforderungen an Biomasse gelten und nicht die Anforderungen an orangenen Wasser-stoff (Änderung von § 3 Abs. 1 Nr. 8 & 15).\r\nSeite 12\r\nStellungnahme zum RefE einer WPG-Novelle vom 24.4.2026 – Stand: 6.5.26\r\nKontakt\r\nHauptstadtbüro Bioenergie\r\nSandra Rostek\r\nLeiterin\r\nTel.: 030-2758179-15\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\nMalte Trumpa\r\nReferent für Holzenergie des Fachverband Holzenergie (FVH)\r\nTel.: 030-2758179-20\r\nEmail: trumpa@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 Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-05-05"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026582","regulatoryProjectTitle":"Bio-Treppe im GModG muss jährlich anwachsen & unnötige Restriktionen für Biomasse im Ordnungsrecht streichen.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b9/34/797976/Stellungnahme-Gutachten-SG2606100032.pdf","pdfPageCount":16,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Zu Artikel 1 („Änderung des Gebäudeenergiegesetzes“) ......................................................... 5\r\n2.1. Zur verpflichtenden Nutzungskaskade für feste Biomasse (§ 3 Abs. 4 Buchstabe c RefE GModG) .................................................................................................................. 5\r\n2.2. Zur Streichung der bisherigen Bio-Treppe für ab dem 1.1.2024 installierte Bestandsheizungen (Artikel 2 Nr. 25 RefE GModG zur Streichung von § 71 GEG) ..... 6\r\n2.3. Zur neuen Biotreppe (§43 Abs. 1 RefE GModG) ................................................................. 7\r\n2.4. Zur Anrechenbarkeit von festen Biomasseanlagen auf die Biotreppe (§ 45 Abs. 2 RefE GModG) ................................................................................................................................ 8\r\n2.5. Zu Biomasseöfen und Kesseln (§ 45, Abs. 1 Nr. 1 RefE GModG) ................................ 8\r\n2.6. Zu den zulässigen Biomasse-Festbrennstoffsortimenten (§ 45 Abs. 1 Nr. 2 RefE GModG) ............................................................................................................................................. 9\r\n2.7. Zur Vorgabe der Einhaltung der EUDR (§45 Abs. 1, Nr. 3 RefE GModG) in Verbindung mit § 96, Abs. 4 RefE GModG .................................................................................... 9\r\n3. Vorschläge zur Ergänzung vor Artikel 1 ......................................................................................... 10\r\n3.1. Importiertes Biomethan mit signifikanter Opex-Förderung (Produktionsförderung) und/oder Anrechnung im Herkunftsland ausschließen 10\r\n3.2. Einstufung von Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Gase als „im überragenden öffentlichen Interesse“ ....................................................................................... 10\r\n4. Zu Artikel 2 („Änderung des Gebäudemodernisierungsgesetzes“) .................................. 11\r\n4.1. Zur Änderung der Primärenergiefaktoren für biogene Brennstoffe (§ 22 Abs. 1 & Anlage 4 RefE GModG - neu) ...................................................................................................... 11\r\n4.2. Zur Absenkung der Untergrenze für den Primärenergiefaktor für erneuerbare KWK (§ 22 Abs. 3 GModG - neu) ...................................................................................................... 11\r\n4.3. Zur Absenkung der Emissionswerte für biogene Brennstoffe (Anlage 9 Nr. 3 RefE GModG - neu) ............................................................................................................................... 11\r\n5. Zu Artikel 5 („Änderung des Kohlendioxidkostenaufteilungsgesetzes“) ....................... 12\r\n5.1. Zur Aufteilung der Kosten von erneuerbaren Brennstoffen zwischen Mieter und Vermieter (§ 5a RefE CO2KostAuftG - neu) ..................................................................... 12\r\n6. Weiterentwicklung der Förderprogramme BEW, BEG und KfN ........................................... 12\r\n6.1. Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW)............................................................ 12\r\n6.2. Bundesförderung effiziente Gebäude (BEG).................................................................... 14\r\n6.3. Förderprogramme für den klimafreundlichen Neubau (KfN) ................................. 15\r\nSeite 3\r\nStellungnahme zum RefE GEG-Novelle vom 5.5.2026 – Stand: 11.05.2026\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\nAllgemeines: Die Bioenergieverbände begrüßend den Grundsatz, dass das neue Gebäudemodernisie-rungsgesetz (GModG) flexibler, praxistauglicher und einfacher sein soll als das Gebäudeenergiegesetz in seiner jetzigen Form (GEG). Holz, Biogas und Biomethan leiden schon lange unter Diskriminierungen und überbordender, unverhältnismäßiger Regulierung. Allerdings muss darauf geachtet werden, dass der neue Rechtsrahmen weiterhin starke Anreize zum Umstieg auf klimafreundliche Heizungsoptionen setzt. Mit den geplanten Anpassungen des ordnungsrechtlichen Rahmens im Referentenentwurf (RefE) des GModG gewinnen deshalb die finanziellen Förderprogramme, insb. BEW und BEG, an Bedeutung.\r\nVerpflichtenden Nutzungskaskade für feste Biomasse streichen: Der RefE sieht vor, dass die Nutzung von Holz entsprechend einer festgelegten Reihenfolge erfolgen muss, bei der die energetische Nut-zung an fünfter und damit vorletzter Stelle vor der Entsorgung steht. Diese sog. gesetzliche Kaskaden-nutzung für Holzbrennstoffe wird von den Bioenergieverbänden strikt abgelehnt und ist ersatzlos zu streichen. Die RED III sieht keine Verpflichtung vor, im Ordnungsrecht Vorgaben zur Nutzungsreihen-folge von Holz zu machen, sondern stellt Förderregelungen in den Fokus. Zudem gibt die RED III den Mitgliedstaaten explizit die Möglichkeit, von der Kaskadennutzung abzuweichen. Dies ist der Fall, wenn die Energieversorgung sichergestellt werden muss oder wenn die lokale Industrie quantitativ oder technisch nicht in der Lage ist, forstwirtschaftliche Biomasse mit einem höheren wirtschaftlichen und ökologischen Mehrwert zu nutzen als zur Energieerzeugung. Sowohl die Sicherung der Energieversor-gung als auch die mengenmäßig nicht mögliche höherwertige Holznutzung erfordern ein Abweichen von der Kaskadenvorgabe für Deutschland. Die Reduzierung bürokratischer Lasten und die Vermei-dung staatlicher Eingriffe in etablierte Verwertungsketten gebieten ebenfalls die Streichung der klein-teiligen Kaskadenvorgabe.\r\nRegelungslücke zwischen GEG und GModG schließen: Bio-Treppe auf alle seit dem 1.1.2024 installierten Gas- und Ölheizungen ausdehnen. Das bisherige GEG sah ebenfalls eine Bio-Treppe für alle Gas- und Ölheizungen vor, die zwischen dem 1.1.2024 und dem 30.6.2026 (Kommunen > 100.000 Einwohner) bzw. dem 30.6.2028 (< 100.000 Einwohner) neu eingebaut wurden. Da die bisherige Treppe mit dem RefE gestrichen wird, die neue Bio-Treppe aber erst für Heizungen greift, die nach Inkrafttreten des Gesetzes installiert werden, werden knapp 900.000 Gas- und Ölheizungen von der Pflicht entbunden ab 2029 erneuerbare Brennstoffe einzusetzen und können auf unbestimmte Zeit fossile Brennstoffe nutzen.\r\nBiotreppe in jährlichen Schritten anheben: Die Biotreppe kann bei passender Ausgestaltung eine adä-quate Nachfolgeregelung zum Mindestanteil von 65% Erneuerbarer Energien in neu installierten Hei-zungssystemen darstellen. Anders als im RefE vorgesehen, sollte die Bio-Treppe jedoch in jährlichen Schritten ansteigen und nicht in wenigen großen Schritten. Jährliche Fortschreibungen der Quote re-duzieren die Wahrscheinlichkeit von Preisspitzen aufgrund von kurzfristigen Knappheiten, was sowohl die Kosten des Systems senkt als auch die Akzeptanz der Biotreppe steigert.\r\nAusschluss von Doppelförderung bei Biomethanimporten: Um Wettbewerbsverzerrungen auf dem deutschen Biomethanmarkt zu vermeiden, sollte importiertes Biomethan, das im Herkunftsland be-reits eine signifikante Produktionsförderung erhalten hat, nicht auf die Biotreppe anrechenbar sein.\r\nFestlegung der Grüngasquote: Um für alle Akteure eine Planungs- und Investitionssicherheit herzu-stellen, sollte die bislang nur politisch vereinbarte Einführung einer Grüngasquote bereits im GModG verbindlich festgeschrieben werden, auch wenn die detaillierte gesetzliche Ausgestaltung erst im Nachgang erfolgt.\r\nSeite 4\r\nStellungnahme zum RefE GEG-Novelle vom 5.5.2026 – Stand: 11.05.2026\r\n1. Vorbemerkung\r\nGemäß der von den Regierungsfraktionen beschlossenen Eckpunkte soll das neue Gebäudemoderni-sierungsgesetz (GModG) technologieoffener, flexibler, praxistauglicher und einfacher sein als das Ge-bäudeenergiegesetz (GEG) in seiner jetzigen Form. Wir begrüßen diese Entwicklung ausdrücklich. Holz, Biogas und Biomethan leiden schon lange unter Diskriminierungen und überbordender, unverhältnis-mäßiger Regulierung.\r\nAllerdings muss darauf geachtet werden, dass der neue Rechtsrahmen in Zusammenspiel mit den finanziellen Förderprogrammen, dem Wärmeplanungsprozess und CO2-Bepreisung weiterhin starke Anreize zum Umstieg von mit fossilen Brennstoffen betriebenen Heizungen auf alternative, klima-freundliche Heizungsoptionen setzt. Die Bioenergieverbände sehen deshalb die Streichung der Vor-gabe von 65% erneuerbaren Energien beim Heizungstausch weiterhin kritisch, ebenso dass das Be-triebsverbot für Heizungen nach 30 Betriebsjahren gestrichen werden soll.\r\nMit den geplanten Anpassungen des ordnungsrechtlichen Rahmens des GModG gewinnt die finanzielle Förderung weiter an Bedeutung. Für erneuerbare Heizsysteme wie Wärmenetze und Holzheizungen bleibt die Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) und Gebäude (BEG) ein entscheidendes Instrument, um den Heizungstausch und den Ausbau von Wärmenetzen voranzubringen, Investitionen anzureizen und Planungssicherheit für Eigentümerinnen und Eigentümer sowie Unternehmen zu schaffen. Dafür ist es wichtig, die aktuelle Fördersystematik beizubehalten und eine weiterhin attrak-tive Förderhöhe für Wärmenetze und Holzheizungen sicherzustellen.\r\nAußerdem braucht es schnell Klarheit bei der Wärmeplanung und welche Anforderungen künftig an Wärmenetze gelten. Die derzeitige Unklarheit, wie Wärmeplanung und GMG verknüpft werden, welche Fristen gelten und was das für die Förderung bedeutet, erschwert Investitionsentscheidungen bei Hausbesitzern, Kommen und Unternehmen. Änderungen am GModG und Wärmeplanungsgesetz sowie der zugehörigen Förderung sollten daher zügig beschlossen und rasch in Kraft gesetzt werden.\r\nDie Einführung einer Grüngasquote wird von den Bioenergieverbänden begrüßt. Die Potenziale von Biomethan zur Defossilisierung der bestehenden Infrastruktur wurden bislang zu wenig betrachtet. Um für alle Akteure Planungs- und Investitionssicherheit herzustellen, sollte darüber hinaus die Ein-führung einer Grüngasquote nicht bloß angekündigt, sondern bereits im GModG verbindlich festge-schrieben werden, auch wenn die detaillierte gesetzliche Ausgestaltung erst im Nachgang erfolgt.\r\nSeite 5\r\nStellungnahme zum RefE GEG-Novelle vom 5.5.2026 – Stand: 11.05.2026\r\n2. Zu Artikel 1 („Änderung des Gebäudeenergiegesetzes“)\r\n2.1. Zur verpflichtenden Nutzungskaskade für feste Biomasse (§ 3 Abs. 4 Buch-stabe c RefE GModG)\r\nDer Referentenentwurf (RefE) sieht vor, dass feste Biomasse-Brennstoffe, also Holz, „dem höchsten wirtschaftlichen und ökologischen Mehrwert der Biomasse entspricht” und entsprechend einer fest-gelegten Reihenfolge erfolgen muss, bei der die energetische Nutzung an fünfter und damit vorletzter Stelle vor der Entsorgung steht. Diese so genannte gesetzliche Kaskadennutzung für Holzbrennstoffe wird von den Bioenergieverbänden strikt abgelehnt und ist ersatzlos zu streichen.\r\nErstens: Keine EU-rechtliche Erfordernis, da keine Förderregelung: Die RED III sieht in Art. 3, Abs. 3 vor, „dass das Prinzip der Kaskadennutzung von Biomasse Anwendung findet, wobei Förderregelungen ei-nen Schwerpunkt bilden.” Weiterhin heißt es, dass die Mitgliedstaaten „Förderregelungen für Energie aus (...) Biomasse-Brennstoffen\" entsprechend gestalten, „dass Holzbiomasse entsprechend ihrem höchsten wirtschaftlichen und ökologischen Mehrwert in folgender Rangfolge” genutzt wird. Die RED III sieht also keine Verpflichtung vor, im Ordnungsrecht Vorgaben zur Nutzungsreihenfolge von Holz zu machen. Auch mit Blick auf die Definition von Förderregelungen nach der RED III ist dies nicht abzu-leiten, da der RefE zum GModG ausdrücklich keine Pflicht zur Nutzung erneuerbarer Energien enthält, sondern explizit technologieoffen gestaltet ist.\r\nZweitens: RED III gibt Mitgliedstaaten Möglichkeit zur Abweichung von der Kaskadennutzung. Die RED III erfordert keine 1:1-umsetzung der Nutzungsreihenfolge, sondern schafft in Art. 3, Abs. 3a den Mit-gliedstaaten Spielraum für die Umsetzung der Nutzungskaskade und eröffnet ausdrücklich die Abwei-chungsmöglichkeiten. Dies ist einerseits möglich zur Sicherung der Energieversorgung. Holzenergie steht in Deutschland für zwei Drittel der erneuerbaren Wärme und stellt ein Viertel der gesamten erneuerbaren Energien über alle Sektoren hinweg. Sie leistet damit einen unverzichtbaren Beitrag zur Resilienz und Sicherung der Energieversorgung. Andererseits lässt die RED III eine Abweichung von der Kaskade zu, “wenn die lokale Industrie quantitativ oder technisch nicht in der Lage ist, forstwirtschaft-liche Biomasse mit einem höheren wirtschaftlichen und ökologischen Mehrwert zu nutzen als zur Energieerzeugung”. Auch dies ist in Deutschland der Fall. Die energetisch genutzten Holzmengen über-steigen die stofflichen Verwertungsmöglichkeiten bei weitem.\r\nDrittens: Kein Regelungsbedarf der Holznutzung: Eine ordnungsrechtliche Kaskadenpflicht in Deutsch-land ist nicht notwendig, da am Holzmarkt die verschiedenen Holzrohstoffe und Holzprodukte Preise nach dem Grad ihrer (möglichen) Wertschöpfung erzielen und dementsprechend gehandelt werden. Die Qualität der holzigen Biomasse und die Logistik bestimmen die Holzverwendung. Stoffliche Holzprodukte haben in der Regel einen höheren Wert und höhere Preise als Holzbrennstoffe. Ihre Produzenten können daher für die geeigneten Holzrohstoffe im Einkauf auch höhere Preise zahlen. Holzenergie basiert dadurch ausschließlich auf Resthölzern (z.B. aus Landschafts- und Gartenpflege oder Resten der Kompostierung) und nicht sägefähigem Roh- und Landschaftspflegeholz (Hackschnit-zel überwiegend aus Waldrestholz, Pellets überwiegend aus beim Sägevorgang anfallenden Spänen und Hackschnitzeln (Sägerestholz)). Stückholz stammt vielfach aus dem Kleinprivatwald, der die Holz-industrie aus Kosten- und Logistikgründen nicht beliefern kann. Damit ist die sinnvolle, aus ökonomi-schen und ökologischen Gründen möglichst hochwertige Holznutzung im Sinne der RED III ohnehin effizient durch das Marktgeschehen umgesetzt, so dass sich kein ordnungsrechtlicher Regelungsbedarf ergibt.\r\nSeite 6\r\nStellungnahme zum RefE GEG-Novelle vom 5.5.2026 – Stand: 11.05.2026\r\nViertens: Vermeidung bürokratischer Anforderungen. Der Koalitionsvertrag der Bundesregierung be-kennt sich klar zum Abbau von Bürokratie und unnötigen rechtlichen Regelungen. Das EU-Recht soll laut Koalitionsvertrag möglichst einfach und effizient, ohne Übererfüllung europäischer Anforderun-gen umgesetzt werden. Damit soll ein Beitrag zur wirtschaftlichen Erholung Deutschlands und zur Ent-lastung von Bürgern, Wirtschaft und Verwaltung geleistet werden. Der Vorschlag einer gesetzlichen Nutzungsreihenfolge bei Holz steht diesem Ansatz diametral entgegen. Er schafft neue, unnötige recht-liche Hemmnisse, die in der Praxis zudem kaum umzusetzen, geschweige denn zu kontrollieren wären.\r\nFünftens: Tiefgehender Eingriff in Markt und Eigentumsrecht vermeiden. Eine gesetzliche Vorgabe zur Holznutzungsreihenfolge schränkt den Markt und die Eigentumsrechte zur Verwertung von Holz emp-findlich ein. Marktakteuren wie Waldbesitzern oder Betrieben der säge- und holzverarbeitenden In-dustrie würde die Wahlfreiheit zum Absatz der eigenen Produkte genommen, mit negativen wirtschaft-lichen Auswirkungen, wenn die stoffliche Nutzung trotz schlechterer Preise zu priorisieren wäre. Der Preis für ein Produkt bildet sich in Märkten üblicherweise nach Angebot und Nachfrage, was hiermit ausgehebelt würde. Wenn es höherwertige Verwertungsmöglichkeiten für Holz gibt als dessen ener-getische Nutzung, so regelt bereits heute der Markt, dass das Holz dort seine Verwendung findet. Dazu sind keine zentralen staatlichen Vorgaben notwendig. Die energetische Verwertung von Holz, insbe-sondere von Reststoffen und Nebenprodukten aus Forst- und Holzindustrie, ist Bestandteil einer um-fassenden Kreislaufwirtschaft. In einen regional und zeitlich volatilen Markt für Holzrohstoffe mit ord-nungsrechtlichen Vorgaben einzugreifen, würde wenigen Akteuren im Holzmarkt nutzen und günstigen Rohstoff verschaffen, aber vielen (allen voran Waldeigentümern und Menschen, die mit Holz heizen) schaden.\r\nSechstens: Ausbremsen der Wärmewende. Die Regelung würde die Nutzung vieler Holzsegmente er-schweren oder gar unmöglich machen. Die praktische Umsetzbarkeit muss schlicht in Frage gestellt werden. Der theoretische Effekt einer Umsetzung wäre eine Verteuerung des Energieholzangebots durch die gesetzlich verordnete Nachrangigkeit nach der stofflichen Nutzung. Für die Wärmewende, deren Akzeptanz und die Abkehr von fossilen Energieträgern, würde dies deutlichen Schaden anrich-ten.\r\nVorschlag\r\nErsatzlose Streichung der in Artikel 1 § 3 Absatz 4 unter c vorgesehenen ordnungsrechtli-chen Verpflichtung zur Kaskadennutzung bei Holz als Brennstoff für Holzheizungsanlagen.\r\n2.2. Zur Streichung der bisherigen Bio-Treppe für ab dem 1.1.2024 installierte Bestandsheizungen (Artikel 2 Nr. 25 RefE GModG zur Streichung von § 71 GEG)\r\nIm bisherigen GEG galt der Mindestanteil von 65 Prozent Erneuerbaren Energien in neu zu installie-renden Heizungssystemen bis auf wenige Ausnahmen erst ab dem 1.7.2026 (Kommunen > 100.000 Ein-wohner) bzw. ab dem 1.7.2028 (Kommunen < 100.000 Einwohner). Als Übergangsregelung sah das GEG ebenfalls eine Bio-Treppe für Gas- und Ölheizungen vor, die zwischen dem 1.1.2024 und dem Inkraft-treten der 65%-Anforderung installiert wurden: So wurden alle Gas- und Ölheizungen, die zwischen dem 1.1.2024 und dem 30.6.2026 bzw. dem 30.6.2028 neu eingebaut wurden, verpflichtet ab 2029 min-destens 15% erneuerbare Brennstoffe einsetzen, wobei der Mindestanteil dann in mehreren Schritten bis auf 60 Prozent in 2040 ansteigen sollte (§ 71 Abs. 9 GEG). Alle Gebäudeeigentümer, die seit dem 1.1.2024 eine Gas- oder Ölheizung neu eingebaut haben, mussten deshalb davon ausgehen, ab 2029 steigende Mindestanteile erneuerbare Brennstoffe einzusetzen. Produzenten von Biomethan und\r\nSeite 7\r\nStellungnahme zum RefE GEG-Novelle vom 5.5.2026 – Stand: 11.05.2026\r\nBioöl wiederum konnten auf Basis der Gas- und Ölheizungsverkäufe davon ausgehen, dass ab 2029 die Nachfrage nach Biomethan und Bioöl stark steigen würde.\r\nMit dem RefE wird die bisherige Bio-Treppe im GEG, die für alle zwischen dem 1.1.2024 und dem 30.6. 2026 bzw. 2028 installierten Heizungen galt, gestrichen. Die im RefE vorgesehene Bio-Treppe im GModG gilt jedoch erst für Heizungen, die nach Inkrafttreten des Gesetzes neu installiert werden, also voraus-sichtlich ab Herbst 2026. Damit werden alle zwischen dem 1.1.2024 und Herbst 2026 installierten Gas- und Ölheizungen von ihren bisherigen Pflichten zum Einsatz erneuerbarer Brennstoffe entbunden. Diese Heizungen dürfen also noch auf unbestimmte Zeit mit fossilen Brennstoffen betrieben werden. Auf Basis der BDH-Absatzzahlen ist davon auszugehen, dass es dabei um rund 900.000 Gas- und Öl-heizungen gehen dürfte, die zukünftig keine erneuerbaren Brennstoffe mehr nutzen müssen (laut BDH wurden allein in den Jahren 2024 und 2025 687.000 Gas- und 107.500 Ölheizungen neu eingebaut).\r\nDies widerspricht der Einigung der Regierungsfraktionen zu Eckpunkten für das neue GModG. In dem von den Fraktionen veröffentlichen FAQ vom 24.2.2026 wird klar gesagt, dass die Heizungen, die der bestehenden Bio-Treppe im GEG unterliegen in die neue Bio-Treppe im GEG überführt werden:\r\nEine Aufhebung der Verpflichtung für die rund 900.000 bereits verpflichteten Heizungen wäre zudem ein signifikanter Rückschritt beim Klimaschutz sowie ein Eingriff in den Vertrauensschutz von Biome-thanproduzenten.\r\nVorschlag\r\nDie Einigung der Regierungsfraktionen sollte umgesetzt und die neue Bio-Treppe in § 43 Abs. 1 RefE GModG auf Heizungen ausgedehnt werden, die der bisherigen Bio-Treppe in § 71 Abs. 9 GEG unterliegen.\r\n2.3. Zur neuen Biotreppe (§43 Abs. 1 RefE GModG)\r\nDie Biotreppe kann bei passender Ausgestaltung eine adäquate Nachfolgeregelung zum Mindestanteil von 65% Erneuerbarer Energien in neu installierten Heizungssystemen darstellen und wird insofern begrüßt. Bei der konkreten Ausgestaltung sehen die Bioenergieverbände jedoch noch Anpassungsbe-darf:\r\nErstens: Biotreppe in jährlichen Schritten anheben. Anders als im RefE vorgesehen, sollte die Bio-Treppe jedoch in jährlichen Schritten ansteigen und nicht in wenigen großen Schritten. Jährliche An-passungen der Quote reduzieren die Wahrscheinlich von Preisspitzen aufgrund von kurzfristigen Knappheiten, was sowohl die Kosten des Systems senkt als auch die Akzeptanz der Biotreppe steigert\r\nZweitens: Die Biotreppe sollte bereits jetzt bis zum Jahr 2045 festgelegt werden auf 100 Prozent an-steigen. Aufgrund der bisherigen Pflicht, dass Heizungen im Jahr 2045 vollständig ohne fossile Brenn-stoffe betrieben werden müssen (§ 72 Abs. 4 GEG), reichte es aus, die Bio-Treppe bis zum Jahr 2040\r\nSeite 8\r\nStellungnahme zum RefE GEG-Novelle vom 5.5.2026 – Stand: 11.05.2026\r\nfestzulegen. Da mit Artikel 1 Nr. 26 RefE diese Pflicht gestrichen wird, muss die Bio-Treppe entspre-chend bis 2045 verlängert werden. Ein Anstieg auf 100 Prozent wäre zudem Ausdruck des Ziels der Klimaneutralität und der begrenzten Menge an Zertifikaten im Emissionshandel. Ein klares Zieljahr mit 100%-Vorgabe gäbe damit Planungssicherheit für Gebäudebesitzer.\r\nDrittens: Keine Absenkung des Ambitionsniveaus. Die bisherige Bio-Treppe sah für das Jahr 2035 einen Mindestanteil von 40 Prozent und für das Jahr 2040 einen Mindestanteil von 60 Prozent vor. Hinter diese Werte sollte das GModG nicht zurückfallen.\r\nVorschlag\r\nWir schlagen folgenden Aufwuchspfad der Bio-Treppe in § 43 Abs. 1 RefE GModG vor, der sich an den Vorgaben im Eckpunktepapier sowie der bisherigen Bio-Treppe im GEG ori-entiert:\r\n2029\r\n10%\r\n2030\r\n15%\r\n2031\r\n20%\r\n2032\r\n25%\r\n2033\r\n30%\r\n2034\r\n35%\r\n2035\r\n40%\r\n2036\r\n45%\r\n2037\r\n50%\r\n2038\r\n55%\r\n2039\r\n60%\r\n2040\r\n65%\r\n2041\r\n70%\r\n2042\r\n75%\r\n2043\r\n80%\r\n2044\r\n90%\r\n2045\r\n100%\r\n2.4. Zur Anrechenbarkeit von festen Biomasseanlagen auf die Biotreppe (§ 45 Abs. 2 RefE GModG)\r\nDer Entwurf schafft in § 45, Abs. 2 die Möglichkeit, dass eine Kombination aus Gas-, Heizöl- oder Flüs-siggasfeuerung mit einer Feuerungsanlage zur Nutzung fester Biomasse (Biomasse-Hybridheizung) auf die Biotreppe nach § 43 Absatz 1 angerechnet werden kann. Dies ist grundsätzlich zu begrüßen. Es sollte jedoch sichergestellt werden, dass die Biomasse-Hybridheizung tatsächlich der Beheizung dient und z.B. reine Komfortöfen ohne nennenswerten Beitrag zur Wärmeerzeugung nicht zulässig sind. An-dernfalls würde ein (billiger) Umgehungstatbestand zur Biotreppe geschaffen und der angestrebte Effekt für die Defossilisierung, Wärmewende und Abkehr von fossilen Energien durch die Biotreppe würde verpuffen.\r\n2.5. Zu Biomasseöfen und Kesseln (§ 45, Abs. 1 Nr. 1 RefE GModG)\r\n§ 45, Abs. 1 Nr. 1 spezifiziert, welche Anforderungen Heizungsanlagen zur Nutzung fester Biomasse erfüllen müssen. Die Bioenergieverbände interpretieren die Formulierung so, dass Biomasseöfen nur\r\nSeite 9\r\nStellungnahme zum RefE GEG-Novelle vom 5.5.2026 – Stand: 11.05.2026\r\ndann zugelassen sind, wenn diese automatisch beschickt werden und bei Biomassekesseln alle Mo-delle, also auch handbeschickte (Scheitholz-)Kessel, zugelassen sind.\r\nEs sollte auf jeden Fall sichergestellt sein, dass bei Kesseln kein Ausschluss von nicht-automatisch beschickten Modellen erfolgt. Für Öfen sollte die Begrifflichkeit in “Einzelraumfeuerung” geändert wer-den und aus Gründen der Effizienz sollten wasserführende Modelle vorgeschrieben werden.\r\n2.6. Zu den zulässigen Biomasse-Festbrennstoffsortimenten (§ 45 Abs. 1 Nr. 2 RefE GModG)\r\nIn § 45 Abs. 1 Nr. 2 RefE wird festgelegt, dass feste Biomasse nur dann eine zulässige Heizungsoption ist, wenn ausschließlich Biomasse nach § 3 Absatz 1 Nummer 4, 5, 5a, 6, 7, 8 oder Nummer 13 der Verordnung über kleine und mittlere Feuerungsanlagen (1. Bundesimmissionsschutzverordnung) ein-gesetzt wird. Die Bioenergieverbände begrüßen, dass der RefE Reststoffe aus der Holzverarbeitung (Nummer 6 und 7) neu aufnimmt und damit eine Forderung der Verbände umsetzt. Gerade diese Rest-stoffsortimente sind im Rahmen einer Eigenversorgung von holzverarbeitenden Betrieben (z.B. Tisch-lereien, Sägewerke) prädestiniert und tatsächlich wird in diesen Eigenversorgungskonzepten über 90 Prozent Biomasse aus diesen Brennstoffgruppe genutzt. Der Aufnahme der Brennstoffe im GModG muss dann konsequenterweise deren Zulässigkeit in den relevanten Förderprogrammen folgen.\r\n2.7. Zur Vorgabe der Einhaltung der EUDR (§45 Abs. 1, Nr. 3 RefE GModG) in Verbindung mit § 96, Abs. 4 RefE GModG\r\nIn § 45, Abs. 1, Nr. 3 der RefE wird die Vorgabe gemacht, dass Holz entsprechend den Vorgaben der EU-Entwaldungsverordnung (EU) 2023/1115 eingesetzt werden muss. § 96 Abs. 4 wiederum schreibt vor, dass Lieferanten von Biomasse-Brennstoffen mit der Abrechnung die Einhaltung der Anforderungen von § 45 Nr. 2 und 3 erfüllen. Nach den im Dezember 2025 vorgenommenen Vereinfachungen der EUDR können Betreiber von Heizungsanlagen jedoch von ihren Brennstofflieferanten keine entsprechende Zusicherung mehr verlangen, da nur noch Erstinverkehrbringer von Holz die Sorgfaltspflicht zu erfüllen haben und nur noch dem ersten nachgelagerten Abnehmer entsprechende Nachweise bereitstellen müssen. Diese wiederum müssen aber keine Nachweise mehr an ihre Abnehmer weiterreichen. Nach-gelagerte Brennstoffhändler haben demnach – anders als bisher in der EUDR vorgesehen – keinen Rechtsanspruch, entsprechende Nachweise zu erhalten, auf deren Basis sie Anlagenbetreibern ent-sprechende Zusicherungen machen könnten. Die Weitergabe wäre nur noch auf Basis von Kulanz mög-lich, wobei die gesamte Handelskette mitmachen müsste. Würde sich dies im Markt durchsetzen, was wenig wahrscheinlich erscheint, würde der in der EUDR gerade mühsam erreichte Bürokratieabbau in der EUDR im Holzbrennstoffhandel durch die Hintertür wieder eingeführt. Dies würde die erreichten Erleichterungen konterkarieren. Wahrscheinlicher aber ist, dass Anlagenbetreiber solche Zusicherun-gen gar nicht erhalten könnten. Der Betrieb einer neuen Holzheizungsanlage wäre nur noch in einer rechtlichen Grauzone möglich, mit einem unkalkulierbaren Risiko. Das würde so zu einem faktischen Betriebsverbot für neue Holzheizungsanlagen führen. Auch dies kann nicht im Sinne des Gesetzgebers sein.\r\nVorschlag:\r\nStreichung von § 45, Abs. 1, Nr. 3 und als Folge Änderung von § 96, Abs. 4.\r\nSeite 10\r\nStellungnahme zum RefE GEG-Novelle vom 5.5.2026 – Stand: 11.05.2026\r\n3. Vorschläge zur Ergänzung vor Artikel 1\r\n3.1. Importiertes Biomethan mit signifikanter Opex-Förderung (Produktions-förderung) und/oder Anrechnung im Herkunftsland ausschließen\r\nDer RefE lässt nicht nur die Anrechnung von in Deutschland produziertem, sondern auch die Anrech-nung von importiertem Biomethan auf die Mindestanteile der Bio-Treppe zu. Hier besteht die Gefahr der Wettbewerbsverzerrung zulasten von deutschen Biomethanproduzenten. Denn in zahlreichen Nachbarstaaten Deutschlands wird Biomethan bereits bei der Einspeisung ins Gasnetz gefördert: Frankreich, der größte Biomethanproduzent Europas, bietet einen zweiseitigen Differenzvertrag für ins Gasnetz eingespeistes Biomethan an. Dänemark, der aktuell größte Exporteur von Biomethan nach Deutschland, zahlt eine Marktprämie auf eingespeistes Biomethan. Deutsches Biomethan konkurriert im Wärmemarkt dann mit vorgefördertem importiertem Biomethan. Dies stellt einen unfairen Wettbe-werb zulasten deutscher Produzenten dar und sollte – wie im EEG – verhindert werden. Zudem rechnen andere Mitgliedsstaaten das in ihrem Land produzierte Biomethan teilweise auf ihre Ausbauziele nach der europäischen RED an, auch wenn das Biomethan ins Ausland exportiert wird. Dies ist europarecht-lich nicht zulässig, was auch im deutschen Regelwerk explizit klargestellt werden soll.\r\nVorschlag\r\nBiomethan, das im Produktionsland bereits eine signifikante Produktionsförderung (Opex-Förderung) erhalten hat und/oder im Herkunftsland bereits auf Erneuerbare-Ener-gien-Ausbauziele angerechnet wurde, sollte nicht auf die Bio-Treppe anrechenbar sein. Das gleiche gilt für die geplante Grüngasquote. Neben einem Ausschluss im GModG bzw. der Grüngasquote müsste eine entsprechende Information in den Nabisy-Nachhaltig-keitsnachweis aufgenommen werden, so wie der Entwurf zur Novelle der Biokraft-NachV vom August 2025 dies auch vorsieht.\r\n3.2. Einstufung von Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Gase als „im überra-genden öffentlichen Interesse“\r\n§ 1 Abs. 3 Satz 1 RefE GModG legt fest, dass die Errichtung bzw. der Betrieb einer Anlage zur Erzeugung und zum Transport von Wärme, Kälte und Strom aus Erneuerbaren Energien im überragenden öffent-lichen Interesse ist und der öffentlichen Sicherheit dient. Da gerade in der Wärmeversorgung Gas und dessen Import noch einen hohen Stellenwert einnimmt ist nicht nachzuvollziehen, warum Gas aus Erneuerbaren Energien in dieser Aufzählung fehlt.\r\nVorschlag\r\n§\r\n1 Abs. 3 Satz 1 RefE GModG wird wie folgt ergänzt.\r\n„(3) Die Errichtung und der Betrieb einer Anlage sowie der dazugehörigen Nebenanlagen\r\nzur Erzeugung sowie zum Transport von Wärme, Kälte, Gas und Strom aus erneuerbaren Energien sowie Effizienzmaßnahmen in Gebäuden liegen im überragenden öffentlichen Interesse und dienen der öffentlichen Sicherheit.“\r\nSeite 11\r\nStellungnahme zum RefE GEG-Novelle vom 5.5.2026 – Stand: 11.05.2026\r\n4. Zu Artikel 2 („Änderung des Gebäudemodernisierungsgesetzes“)\r\n4.1. Zur Änderung der Primärenergiefaktoren für biogene Brennstoffe (§ 22 Abs. 1 & Anlage 4 RefE GModG - neu)\r\nDie Absenkung der Primärenergiefaktoren (PEFs) für Biogas und Biomethan in § 22 Abs. 1 und Anlage 4 RefE GModG – neu sind grundsätzlich zu begrüßen. Gegenüber den politisch festgelegten und fach-lich nicht fundierten PEFs für Biogas und Biomethan im bisherigen GEG ist dies eine deutliche Verbes-serung. Zu kritisieren ist jedoch die vorgesehene Höhe im RefE sowie, dass ein einheitlicher PEF für alle biogenen Brennstoffe vorgesehen ist. Damit wird unnötigerweise Genauigkeit aufgegeben. Insbe-sondere ist die Anhebung des PEFs für feste Biomasse deutlich zu kritisieren. Eine Anhebung des PEF’s würde eine weitere ungerechtfertigte Schlechterstellung von Wärme aus Holz bedeuten. Für Holz war bislang ein PEF von 0,2 festgelegt. Der nicht erneuerbaren Energieanteil bei der Energieholzbereitstel-lung ist üblicherweise niedriger, so dass dieser Wert bereits als sehr konservativ anzusehen ist. Holz-brennstoffe, die nur eine geringe Weiterverarbeitung aufweisen, wie z.B. Hackschnitzel oder Scheitholz, benötigen einen deutlich geringeren (fossilen) Energieanteil zur Bereitstellung. Für die Pelletproduk-tion ist hingegen mehr Energieeinsatz erforderlich, jedoch erfolgt die Energiebereitstellung in Pellet-werken oft bereits auf erneuerbarer Basis mit den anfallenden Rest- und Abfallstoffen der Holzverar-beitung. Der PEF von 0,2 ist somit bereits für alle Holzsortimente als konservativ anzusehen und sollte beibehalten werden. Auch für Biogas und Biomethan wäre ein PEF von 0,2 sachgerecht.\r\nVorschlag\r\nDie PEFs für Holz, Biogas und Biomethan werden auf 0,2 abgesenkt und ggf. durch wei-tere Differenzierungen ergänzt.\r\n4.2. Zur Absenkung der Untergrenze für den Primärenergiefaktor für erneuer-bare KWK (§ 22 Abs. 3 GModG - neu)\r\nDie Absenkung der Untergrenze des PEFs für mit erneuerbaren Brennstoffen betriebene KWK-Anlagen ist zu begrüßen. Sachgerecht wäre jedoch, dass der PEF von vollständig mit erneuerbaren Brennstoffen betriebenen KWK-Anlagen auf 0 abgesenkt werden kann (nicht nur 0,1).\r\n4.3. Zur Absenkung der Emissionswerte für biogene Brennstoffe (Anlage 9 Nr. 3 RefE GModG - neu)\r\nDie Absenkung der Emissionsfaktoren für einige biogene Brennstoffe ist zu begrüßen. Sachgerecht wäre jedoch eine weitere Absenkung für Biogas, Biomethan, biogenes Flüssiggas und Bioöl auf 60 g/kWh. Die RED III gibt vor, dass biogene Brennstoffe zur Wärmeerzeugung mindestens 80 Prozent Treibhausgasemissionen gegenüber einem fossilen Komparator von 288 g/kWh (80 g/MJ) einsparen müssen, was in etwa dem Emissionswert von Heizöl im GEG entspricht (310 g/kWh). Auf Basis der RED-Vorgaben sind deshalb für Biogas, Biomethan, biogenes Flüssiggas und Bioöl Emissionswerte von ma-ximal 60 g/kWh sachgerecht (jeweils 20 Prozent der Werte für Heizöl). Zu beachten ist, dass dies laut RED nur die maximalen Treibhausgasemissionen sind; insbesondere Biogas und Biomethan aus Gülle und Abfällen haben in der Realität noch deutlich niedrigere Emissionen.\r\nSeite 12\r\nStellungnahme zum RefE GEG-Novelle vom 5.5.2026 – Stand: 11.05.2026\r\n5. Zu Artikel 5 („Änderung des Kohlendioxidkostenaufteilungsge-setzes“)\r\n5.1. Zur Aufteilung der Kosten von erneuerbaren Brennstoffen zwischen Mie-ter und Vermieter (§ 5a RefE CO2KostAuftG - neu)\r\nDer RefE führt eine neue Regelung ins Kohlendioxidkostenaufteilungsgesetz (CO2KostAuftG) ein, nach der die Kosten für den durch die Bio-Treppe vorgeschriebenen Brennstoffanteil zwischen Mieter und Vermieter hälftig aufgeteilt werden. Die Bioenergieverbände lehnen diese Regelung aus mehreren Gründen ab.\r\nErstens: Verringerung der Akzeptanz der Bio-Treppe bei Vermietern. So wie die Regelung ausgestaltet ist, können Vermieter die Kosten für den Erdgas-Anteil am Brennstoff-Mix an den Mieter weitergeben, die Kosten für den Biomethan-Anteil werden aber aufgeteilt. Die Situation der Vermieter verschlechtert sich also, je mehr Klimaschutz sie betreiben müssen.\r\nZweitens: Faire Wettbewerbsbedingungen für alle Klimaschutzoptionen. Bei keiner anderen Hei-zungsoption werden die Kosten zwischen Mieter und Vermieter aufgeteilt, sondern ein Vermieter kann sämtliche Betriebskosten (z.B. Strom für Wärmepumpe) und – gestreckt über mehrere Jahre – auch Investitionskosten an den Mieter weitergeben. Die Weitergabe der Kosten nur bei der Bio-Treppe ein-zuschränken, stellt eine Diskriminierung dieser Heizungsoption ggü. anderen Optionen dar, wider-spricht also ausdrücklich dem Grundsatz der Technologieoffenheit.\r\nVorschlag\r\nDie Regelung wird gestrichen. Zumindest sollte sich die Kostenteilung auf die Mehrkosten des Einsatzes von Biomethan oder Bioöl beschränken, also die Differenz zwischen dem Preisbestandteil für Erdgas/Heizöl einerseits und dem Preisbestandteil für Bio-mthan/Bioöl andererseits.\r\n6. Weiterentwicklung der Förderprogramme BEW, BEG und KfN\r\nWie oben beschrieben gewinnt mit den geplanten Anpassungen des ordnungsrechtlichen Rahmens des GModG die Förderung für die Wärmewende weiter an Bedeutung. Für erneuerbare Heizsysteme wie Wärmenetze und Holzheizungen bleibt die Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) und Gebäude (BEG) ein entscheidendes Instrument, um den Heizungstausch und den Ausbau von Wärme-netzen voranzubringen, Investitionen anzureizen und Planungssicherheit für Eigentümerinnen und Ei-gentümer sowie Unternehmen zu schaffen. Dafür ist es wichtig, die aktuelle Fördersystematik beizu-behalten und eine weiterhin attraktive Förderhöhe für Wärmenetze und Holzheizungen sicherzustel-len. Wir schlagen darüber hinaus folgende Änderungen an diesen Förderprogrammen vor.\r\n6.1. Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW)\r\nEs ist zu begrüßen, dass die Bundesregierung mit der BEW den Ausbau von Erneuerbaren Energien in Wärmenetzen fördert. Jedoch drohen die Chancen, die die Bioenergie für die Wärmewende bietet, un-genutzt zu bleiben. Denn für eine effektive und effiziente Förderung sollten Wärmenetzbetreibern ge-\r\nSeite 13\r\nStellungnahme zum RefE GEG-Novelle vom 5.5.2026 – Stand: 11.05.2026\r\nnauso wie Gebäudeeigentümern einen möglichst großen wirtschaftlichen und technischen Gestal-tungsspielraum bei der Nutzung erneuerbarer Wärmetechnologien haben. Die BEW spiegelt dies nicht wider. Speziell sollte die BEW-Förderrichtlinie bei den folgenden Aspekten geändert werden:\r\n1. Deckelungen für die Anrechnung biogener Wärme streichen\r\nIn der „systematischen Förderung“ von neuen Wärmenetzen und der Transformation bestehender Wärmenetze (7.2.3.4., Nr. 3f) sowie in der Förderung von Transformationsplänen und Machbarkeitsstu-dien (7.2.1., Nr. 3f; 7.2.2.) gelten sehr restriktive Obergrenzen für den Anteil an Wärme aus Biomasse im Netz. Die Höhe der Obergrenze variiert mit der Netzlänge und dem Zeitpunkt, ab dem die Obergrenze eingehalten werden muss und unterscheidet sich nach bestehenden und neuen Wärmenetzen. Davon abgesehen ist auch der Anteil von Wärme aus gasförmigen Brennstoffen in neuen Wärmenetzen auf 10 Prozent beschränkt, sofern es sich dabei nicht um eine KWK-Anlage handelt (4.2.1.). Auch muss die Begrenzung der zulässigen Betriebsstunden pro Jahr bei Biomasseanlagen gestrichen werden.\r\nAbgesehen von der hier vorliegenden problematischen Einschränkung der wirtschaftlichen und tech-nischen Freiheit zur Defossilisierung ihrer Wärmeversorgung ist eine Begrenzung des Biomasseeinsat-zes zudem nicht notwendig, um die Nachhaltigkeit der Biomassenutzung zu gewährleisten. Ein Wär-menetzbetreiber investiert nur dann z.B. in ein Holzheizwerk, wenn er sicher ist, die nötigen nachhal-tigen Bioenergieträger auch dauerhaft nutzen zu können. Zudem sollte nicht der Gasanteil insgesamt, sondern nur der Anteil fossiler Gase beschränkt werden.\r\n2. Praxisgerechte Ausgestaltung der Liste zulässiger Festbrennstoffe\r\nDie Liste der zulässigen Festbrennstoffe (Anhang 1) sollte praxisgerecht ausgestaltet und an die 1. Bun-desimmissionsschutzverordnung § 3 Abs. 1 Nr. 4-8 & 13 angepasst werden. Insbesondere sollte die Brennstoffliste um Waldrestholz, Kalamitätsholz, Energiehölzer aus Agroforstsystemen und Kurzum-triebsplantagen, die besonders eine langfristige und sichere Brennstoffversorgung ermöglichen und für die zudem zahlreiche positive Umwelteffekte in Agrarlandschaften nachgewiesen sind, erweitert werden. Altholz A IV sollte als Brennstoff in dafür vorgesehenen Anlagen zulassen sein. Ein Ausschluss aufgrund des hohen Schadstoffgehaltes ist nicht nachvollziehbar. Dieses Sortiment muss energetisch genutzt werden und somit sollte die daraus gewonnene Energie auch in BEW-Netzen eingesetzt werden dürfen. Die geforderte Bestätigung des Brennstofflieferanten, dass die jeweiligen Holzsortimente nicht stofflich verwertet werden können, sollte gestrichen werden. Dies ist nicht praxisgerecht und auch nicht notwendig, um die stoffliche Holznutzung zu stärken. Die Zahlungsbereitschaft für stofflich nutz-bare Holzsortimente ist in den entsprechenden Branchen größer als die Zahlungsbereitschaft von Holzheizwerksbetreibern. Die Nutzung von Holz wird vor Ort effizienter und ohne bürokratischen Auf-wand durch den Markt geregelt als durch zentrale staatliche Vorgaben.\r\n3. Nachhaltigkeitskriterien an europäische Vorgaben anpassen\r\nEs sollten keine eigenen neuen Nachhaltigkeitsanforderungen vorgegeben werden, die auf keiner rechtlichen Grundlage beruhen. Eine Nachhaltigkeitszertifizierung sollte deshalb erst ab der in der Erneuerbare-Energien-Richtlinie der EU (RED III) geforderten Schwelle von 7,5 MW Feuerungswärme-leistung bei fester Biomasse (7.2.3.4., Nr. 1e) bzw. 2 MW Feuerungswärmeleistung bei gasförmiger Bio-masse erforderlich sein (7.2.3.4., Nr. 2). Damit werden unnötige und aufwändige bürokratische Anfor-derungen gestrichen und auf europäischer Ebene ein Level-Playing-Field zwischen den Mitgliedstaa-ten sichergestellt.\r\nSeite 14\r\nStellungnahme zum RefE GEG-Novelle vom 5.5.2026 – Stand: 11.05.2026\r\n4. Begrenzung der jährlichen Betriebsstunden von Holzenergieanlagen und Biogas-Wärmeerzeugern streichen\r\nHolzenergieanlagen sind aktuell nur förderfähig, wenn sie – je nach Netzlänge – weniger als 4.000 bzw. 2.500 Betriebsstunden pro Jahr aufweisen (7.2.3.4., Nr. 1f). Biogas-Wärmeerzeuger sind nur zur Besiche-rung, aber nicht als eigenständige Wärmeerzeuger förderfähig (7.2.3.4., Nr. 2). Dies schränkt den Spiel-raum von Wärmenetzbetreibern stark und unnötig ein. Ein wirtschaftlicher Betrieb wird so deutlich erschwert.\r\n5. Forderung nach einem Verfügbarkeitsnachweis streichen\r\nDie Anforderung eines Nachweises, dass die eingesetzten Biomassebrennstoffe langfristig zur Verfü-gung stehen, ist praxisfern und sollte gestrichen werden. Der langjährige Trend zeigt zudem, dass Ener-gieholz aus Rest- und Abfallstoffen in ausreichendem Maße zur Verfügung stehen.\r\n6. Forderung nach einer Machbarkeitsstudie streichen\r\nFür Nahwärmenetze sollte die Fördervoraussetzung einer umfangreichen und kostenintensiven Mach-barkeitsstudie, mit der nachgewiesen wird, dass das Netz langfristig mit 100 Prozent Erneuerbare Ener-gien betrieben werden kann, gestrichen werden.\r\n6.2. Bundesförderung effiziente Gebäude (BEG)\r\nAus der Präambel der BEG sollte der Satz zur nur begrenzt zur Verfügung stehenden Biomasse gestri-chen werden. Zahlreiche Gesetze, Verordnungen und Nachhaltigkeitszertifizierungen adressieren eine nachhaltige Biomasseversorgung, so dass hier keine Gefahr besteht, nicht nachhaltige Biomasse ein-zusetzen.\r\n1. Investitionslücke durch Förderhöhe überbrücken\r\nMit der Streichung der Vorgabe, dass neu eingebaute Heizungen mindestens 65% erneuerbare Wärme bereitstellen, werden auch wieder Heizungen zugelassen, die Öl und Gas mit steigenden Anteilen grü-ner Moleküle nutzen. Damit wird zunächst der Absatz fossiler Energieträger wie Öl und Gas weiter gefestigt und erst mit steigenden Anteilen grüner Moleküle sinkt der fossile Energiebedarf und der Klimaschutzeffekt nimmt zu. Da Öl- und Gasheizungen in den Anschaffungskosten bei grob 8.000 - 16.000 Euro deutlich günstiger sind als z.B. Pellet- oder Hackschnitzelheizungen (inklusive Einbau im Bereich 20.000-35.000 Euro) kommt der BEG eine entscheidende Rolle dabei zu, beim Einabu einer neuen Heizung bereits komplett auf erneuerbare Heizsysteme zu setzen.\r\nDie BEG muss deshalb so ausgestaltet werden, dass sie die Investitionslücke zwischen zu großen Teilen fossil betriebenen Heizungen (Öl- und Gas) und komplett mit erneuerbaren Brennstoffen betriebenen Heizungen (Hackschnitzel, Pellets) überbrückt. Dies dient nicht nur der schnelleren Umsetzung der Wärmewende und Unabhängigkeit von fossilen Energieimporten, sondern auch dem Verbraucher-schutz, indem der Heizungsmarkt so gelenkt wird, dass steigende CO2-Preise für fossile Brennstoffe die Verbraucher mit erneuerbaren Heizungen nicht belasten.\r\nSeite 15\r\nStellungnahme zum RefE GEG-Novelle vom 5.5.2026 – Stand: 11.05.2026\r\n2. Antragsmodalitäten praxisgerecht ausgestalten\r\nDie Antragsmodalitäten für die Maßnahme „Errichtung, Erweiterung und Umbau von Gebäudenetzen“ (in EM 5.3 f), mit der die für Quartierskonzepte oft genutzten Gebäudenetze gefördert werden, sind in Teilen sehr unpraktikabel. Insbesondere ist die Übertragung förderfähiger Kosten von den Anschlie-ßern an den Gebäudenetz-Errichter in der Praxis ein sehr kompliziertes Verfahren und fordert ein Abstimmungskonstrukt, das im Zuge einer Richtlinienänderung vereinfacht werden sollte. Dazu muss der Fördertatbestand Gebäudenetz abgekoppelt von der ansonsten auf ein Einzelgebäude ausgerich-teten Förderrichtlinie betrachtet werden. Es ist ein eigenständiger Fördertatbestand, der eigene För-derbedingungen braucht.\r\n3. Technische Anforderungen praxisgerecht ausgestalten\r\nDer „jahreszeitbedingte Raumheizungsnutzungsgrad“ ƞs (= ETAs) von mindestens 81 Prozent (BEG 3.3.2) ist für Holzhackschnitzelanlagen, die minderwertige Holzsortimente verwerten können, nicht zu errei-chen, sondern erfordert hochwertige Brennstoffe (Pellets). Dabei ist es politisch gewünscht und auch im Sinne einer Nutzungsreihenfolge fachlich sinnvoll, möglichst minderwertige Holzsortimente ener-getisch zu nutzen. Deshalb muss für Holzhackschnitzelanlagen wieder eine Absenkung auf 78 Prozent erfolgen. Ansonsten leidet die Gesamteffizienz des Systems da nur technisch getrocknetes und Hoch-wertiges Material eingesetzt werden kann. In der energetischen Gesamtbilanz von Brennstoffbereit-stellung bis zur Energieerzeugung ist dies von Nachteil.\r\nDer Klimageschwindigkeits-Bonus muss für Holzheizungen auch ohne der Kombinationspflicht mit an-deren EE-Heizungen gewährt werden (BEG 8.4.4.)\r\nDer hydraulische Abgleich beim Heizungstausch sollte nicht nach Verfahren B, sondern wieder Verfah-ren A, wie bei Antragsstellung bis 01.01.2024 möglich sein. Dies ist viel günstiger und schneller durch-zuführen. Somit würden finanzielle Mittel und personelle Kapazitäten für weitere Projekte frei werden.\r\n6.3. Förderprogramme für den klimafreundlichen Neubau (KfN)\r\nDie Bundesregierung fördert mittels zinsvergünstigter Darlehen den Bau von „klimafreundlichen Wohngebäuden“. Allerdings sind in den drei wichtigsten Förderprogrammen (Klimafreundlicher Neu-bau im Niedrigpreissegment; Klimafreundlicher Neubau – Wohngebäude; Wohneigentum für Familien – Neubau) Gebäude ausgeschlossen, die mit Biomasse beheizt werden. Dies stellt insbesondere für Menschen im ländlichen Raum eine starke Diskriminierung dar.\r\nSeite 16\r\nStellungnahme zum RefE GEG-Novelle vom 5.5.2026 – Stand: 11.05.2026\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\nMalte Trumpa\r\nReferent für Holzenergie des Fachverband Holzenergie (FVH)\r\nTel.: 030-2758179-20\r\nEmail: trumpa@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 Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-05-11"}]}]},"contracts":{"contractsPresent":false,"contractsCount":0,"contracts":[]},"codeOfConduct":{"ownCodeOfConduct":false}}