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(BEE) ist es, die vollständige Umstellung der Energieversorgung auf Erneuerbare Energien in den Verwendungsbereichen Strom, Wärme und Kälte sowie Mobilität als Berufsverband mit zu betreiben. Hierzu werden durch ihn die berufsständischen Belange der im Bereich der Erneuerbaren Energien Tätigen gewahrt, gefördert und vertreten und die berufliche Aus-, Fort- und Weiterbildung auf dem Gebiet der Erneuerbaren Energien gefördert. Als Berufsverband setzt sich der Verein für die Verbesserung der gesetzlichen Rahmenbedingungen für Erneuerbare Energien, die Durchsetzung ihrer Chancengleichheit und die Förderung Erneuerbarer Energien in den Bereichen Öffentlichkeitsarbeit, Forschung, Entwicklung und Weiterbildung ein. \r\n\r\nDer Bundesverband konstituiert sich überwiegend aus Fachverbänden, Landesverbänden und Unternehmen, die sich für einen nachhaltigen und effizienten Ausbau der Erneuerbaren Energie in Deutschland einsetzen, indem die bestmögliche Nutzung derer angestrebt wird. \r\n\r\nGrundlagen der Arbeit sind der Erfahrungsaustausch und die Zusammenarbeit zwischen den Mitgliedern und externen Akteurinnen und Akteuren aus Wirtschaft, Zivilgesellschaft, Wissenschaft und Politik.\r\n\r\nUm die Rahmenbedingungen für den Ausbau Erneuerbarer Energie zu verbessern, kommuniziert der BEE seine Expertise und Erfahrungen nach außen, indem Positionspapiere und Stellungnahmen zu speziellen Fragestellungen der Erneuerbaren, der Sektorenkopplung und der weiteren Ausgestaltung des Energiesystems veröffentlicht werden. 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","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung","shortTitle":"KWKG 2016","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kwkg_2016"},{"title":"Gesetz 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_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010356","title":"Aufbau einer dezentralen, grünen und systemdienlichen Wasserstoffwirtschaft","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der Verband adressiert die regulatorischen Rahmenbedingungen, unter denen ein grüner Wasserstoffhochlauf heimischer Produktion gelingen kann. 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Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes","shortTitle":"BImSchV 31 2024","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschv_31_2024"},{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010358","title":"Allgemeine Transformation des europäischen Energiesystems und beschleunigter Ausbau der EE in Europa","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Ziel des Verbandes ist es, Europas Energiesystem auf ein Erneuerbaren Energien basierendes System zu transformieren. Weiteres Ziel ist der beschleunigte Ausbau der EE in der EU sowie die Erreichung der EU-Klimaziele.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010359","title":"Änderung des Bürokratieentlastungsgesetz (BEG IV)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der Verband strebt einen Abbau von bürokratischen Hürden für Erneuerbarer Energien an. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010360","title":"Festlegung von Zusätzlichkeitskriterien im Rahmen des Verfahrens Nutzen statt Abregeln 2.0 der Bundesnetzagentur","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Entwurf zur Bestimmung der Kriterien bezüglich der Zusätzlichkeit des Stromverbrauchs im Verfahren Nutzen statt Abregeln 2.0 (NsA)","customDate":"2024-04-15","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]},"description":"Das Ziel des Verbandes ist es, die Kriterien zur Zusätzlichkeit des Stromverbrauchs so zu gestalten, dass sie praxistauglich und breit genug sind, um eine sinnvolle Flexibilisierung des Energiesystems zu ermöglichen und die Abregelung von erneuerbaren Energien zu reduzieren. Der Verband kritisiert die aktuell zu restriktiven Regelungen und fordert einfachere und flexiblere Bedingungen, um Investitionen und Innovationen in diesem Bereich anzureizen und die Ziele der Energiewende zu unterstützen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010361","title":"Beschleunigung von Netzanschlüssen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Regelungsentwürfe aus Abteilung III zur Beschleunigung von Netzanschlüssen.","customDate":"2024-05-06","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]},"description":"Das Ziel des Verbandes ist es, durch universelle Fristen und neue Mechanismen mehr Planungssicherheit, schnellere Anschlüsse und weniger Dissens im Netzanschlussprozess zu schaffen. Der Verband fordert zudem spezifische Anpassungen zur Verbesserung der Regelungsentwürfe, um eine effiziente und praxistaugliche Umsetzung sicherzustellen und so den Ausbau der erneuerbaren Energien zu unterstützen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"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_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010362","title":"Antrag der CDU/CSU-Fraktion zu Zukunftsperspektiven der Bioenergie anlässlich der Öffentlichen Ausschuss-Anhörung","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Bioenergie eine klare Zukunftsperspektive geben und bestehende Hemmnisse beseitigen","printingNumber":"20/9739","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/097/2009739.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/bioenergie-eine-klare-zukunftsperspektive-geben-und-bestehende-hemmnisse-beseitigen/307094","leadingMinistries":[]}],"draftBillPresent":false,"description":"Ziel des Verbandes ist es, andere Erneuerbare Flexibilitäten wie z.B. Bioenergie, Wasserkraft, Batterien sollen in der Kraftwerkstrategie berücksichtigt werden. ","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"},{"title":"Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung","shortTitle":"KWKG 2016","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kwkg_2016"},{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"},{"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"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010363","title":"Steuerförderung für Heizungstechnik (Entwurf 3. VO zur Änderung der ESanMV)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Ziel des Verbandes ist es eine Doppelstruktur an Anforderungen abweichend von der Bundesförderung für effiziente Gebäude (BEG) zu vermeiden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung zur Bestimmung von Mindestanforderungen für energetische Maßnahmen bei zu eigenen Wohnzwecken genutzten Gebäuden nach § 35c des Einkommensteuergesetzes","shortTitle":"ESanMV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/esanmv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_RP_RESIDE","de":"Wohnen","en":"Reside"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010364","title":"Solarpaket I","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Zweite Beschlussempfehlung und Zweiter Bericht des Ausschusses für Klimaschutz und Energie - zu dem Gesetzentwurf der Bundesregierung - Drucksache 20/8657 - Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und weiterer energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften zur Steigerung des Ausbaus photovoltaischer Energieerzeugung","printingNumber":"20/11180","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/111/2011180.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-erneuerbare-energien-gesetzes-und-weiterer-energiewirtschaftsrechtlicher/302870","leadingMinistries":[]}],"draftBillPresent":false,"description":"Das Ziel des Verbandes ist die Verbesserung der Rahmenbedingungen für den Ausbau der Photovoltaik und Speicher und weiteren Erneuerbaren Energien. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010365","title":"Systementwicklungsstrategie 2024","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Ankerpunkte der Systementwicklungsstrategie 2024","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]},"description":"Der Verband hat sich an dem Beteiligungsverfahren beteiligt, um die fachliche Ausrichtung der Ankerpunkte zu prüfen und zu bewerten.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"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"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010366","title":"Änderung des Stromsteuergesetzes und der Stromsteuerdurchführungsverordnung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Verordnung zur Änderung der Energiesteuer- und Stromsteuer-Transparenzverordnung (EnSTransV), der Energiesteuer-Durchführungsverordnung (EnergieStV) und der Stromsteuer-Durchführungsverordnung (StromStV) (20. WP)","publicationDate":"2023-10-05","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Finanzen","shortTitle":"BMF","electionPeriod":20,"url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Content/DE/Gesetzestexte/Gesetze_Gesetzesvorhaben/Abteilungen/Abteilung_III/20_Legislaturperiode/2023-10-05-EnSTransV-EnergieStV-StromStV/1-Referentenentwurf.pdf?__blob=publicationFile&v=3","draftBillProjectUrl":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Content/DE/Gesetzestexte/Gesetze_Gesetzesvorhaben/Abteilungen/Abteilung_III/20_Legislaturperiode/2023-10-05-EnSTransV-EnergieStV-StromStV/0-Gesetz.html"}]},"description":"Das Ziel des Verbandes ist es zum Referentenentwurf des Bundesministeriums der Finanzen zur Änderung des Stromsteuergesetzes und der Stromsteuerdurchführungsverordnung, die Definition von Strom aus erneuerbaren Energieträgern so anzupassen, dass Biomasse weiterhin als erneuerbarer Energieträger anerkannt wird und damit steuerliche Befreiungen für selbst verbrauchten Strom aus Biomasseanlagen erhalten bleiben. Zudem fordert der BEE die Vereinfachung der Nachweisführung für hocheffiziente Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen (KWK), um unnötigen bürokratischen Aufwand zu vermeiden und die Nutzung erneuerbarer Energien zu fördern.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung","shortTitle":"KWKG 2016","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kwkg_2016"},{"title":"Stromsteuergesetz","shortTitle":"StromStG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromstg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010367","title":"Umsetzung der NIS-2- Richtlinie und Regelung wesentlicher Grundzüge des Informationssicherheitsmanagements in der Bundesverwaltung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Diskussionspapier des Bundesministeriums des Innern und für Heimat für wirtschaftsbezogene Regelungen zur Umsetzung der NIS-2-Richtlinie in Deutschland (20. WP)","publicationDate":"2023-09-29","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-UmsetzungWirtschaft_DisP.pdf?__blob=publicationFile&v=2","draftBillProjectUrl":"https://www.bmi.bund.de/SharedDocs/gesetzgebungsverfahren/DE/diskussionspapier-NIS-2-umsetzung.html"}]},"description":"Das Ziel des Verbandes zum Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der NIS-2-Richtlinie ist es, sicherzustellen, dass die Bestimmungen zur Cybersicherheit für Betreiber erneuerbarer Energieanlagen praxistauglich und angemessen sind. Dabei fordert der Verband insbesondere Klarstellungen und Anpassungen hinsichtlich der Definition von \"wichtigen\" und \"besonders wichtigen Einrichtungen\", der Einordnung von Tochtergesellschaften großer Mutterunternehmen sowie der konkreten Umsetzungsmaßnahmen für Cybersicherheitsanforderungen, um unverhältnismäßige Belastungen für betroffene Unternehmen zu vermeiden. ","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_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010368","title":"Novellierung des Baugesetzbuches ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das Ziel des Verbandes ist der Abbau baurechtlicher Hürden und Hemmnisse für den Ausbau Erneuerbarer Energien. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010369","title":"Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 in den Bereichen Windenergie an Land und Solarenergie","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 in den Bereichen Windenergie an Land und Solarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort","printingNumber":"396/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0396-24.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-richtlinie-eu-2023-2413-in-den/314986","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz","shortTitle":"BMUV","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmuv.de/"},{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 im Bereich Windenergie an Land und Solarenergie","publicationDate":"2024-04-03","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/20240402-referentenentwurf-umsetzung-red-3-wind-an-land-und-solarenergie.pdf?__blob=publicationFile&v=4","draftBillProjectUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/240403-gesetz-umsetzung-red-3-wind-an-land-und-solarenergie.html"}]}},{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 in den Bereichen Windenergie an Land und Solarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort","printingNumber":"20/12785","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/127/2012785.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-richtlinie-eu-2023-2413-in-den/314986","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz","shortTitle":"BMUV","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmuv.de/"},{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 im Bereich Windenergie an Land und Solarenergie","publicationDate":"2024-04-03","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/20240402-referentenentwurf-umsetzung-red-3-wind-an-land-und-solarenergie.pdf?__blob=publicationFile&v=4","draftBillProjectUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/240403-gesetz-umsetzung-red-3-wind-an-land-und-solarenergie.html"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Das Ziel des Verbandes ist eine praktikable Umsetzung der Vorgaben der Erneuerbaren-Energien-Richtline der EU.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010370","title":"Anpassung des Kapazitätsmechanismus ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das Ziel des Verbandes ist die Berücksichtigung Erneuerbarer steuerbarer und gesicherter Leistung in einem neuen Kapazitätsmechanismus, außerdem soll die Benachteiligung ggü. fossilen Kraftwerken verhindert werden.","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"},{"title":"Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung","shortTitle":"KWKG 2016","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kwkg_2016"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010371","title":"Novellierung des Kraftwärmekoppelungsgesetzes","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das Ziel des Verbandes ist eine Ausrichtung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) auf Erneuerbare Energien und die Fortführung des Gesetzes bis 2030. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung","shortTitle":"KWKG 2016","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kwkg_2016"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010372","title":"Anpassung der regulatorischen Rahmenbedingungen der Stromspeicherstrategie ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Stromspeicherstrategie ","customDate":"2023-12-08","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]},"description":"Das Ziel des Verbandes ist es, die rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen so anzupassen, dass der Ausbau und die Integration von Stromspeichern in das Energiesystem effizient und wirtschaftlich gefördert werden. Dabei fordert der Verband insbesondere die Abschaffung des Ausschließlichkeitsprinzips, die langfristige Befreiung von Netzentgelten für Speicher sowie die Standardisierung und Vereinheitlichung von Baukostenzuschüssen, um die Investitionssicherheit zu erhöhen und die Energiewende voranzutreiben.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"},{"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_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010373","title":"Regelung von Energy Sharing im EEG","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Ziel des Verbandes ist die Umsetzung von Energy Sharing im Rahmen unseres vor 1 Jahr veröffentlichten Vorschlags einer Energy Sharing Prämie.","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"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010374","title":"Umstellung des Fördermechanismus auf CfD im EEG","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das Ziel des Verbandes liegt in der bestmöglichen Umsetzung von CfD mit möglichst geringen zusätzlichen Risiken für die Anlagenbetreiber. Vor allem \"produktionsunabhängige\" CfD weisen hierbei extreme Risiken auf.","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_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0016415","title":"Monitoring zum Stand der Energiewende im Sommer 2025","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BEE setzt sich für die Beibehaltung der im EEG festgelegten Ausbauziele zur Deckung des künftigen Strombedarfs im Kontext der Sektorenkopplung ein. Der BEE fordert darüber hinaus verbesserte Rahmenbedingungen und die konsequente Umsetzung der vereinbarten Zielsetzungen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0016416","title":"Ordnungsrecht und Förderbedingungen der Wärmewende ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BEE setzt sich für die konsequente Umsetzung einer zukunftsfähigen Wärmewende basierend auf Erneuerbaren Energien ein. Der BEE plädiert in diesem Rahmen für Kontinuität bei Ordnungsrecht und Förderung, einer maßvollen Weiterentwicklung des bestehenden Rechts, einem Instrumentenmix, Bürokratieabbau und ein Level Playing Field.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Einsparung von Energie und zur Nutzung erneuerbarer Energien zur Wärme- und Kälteerzeugung in Gebäuden","shortTitle":"GEG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/geg"},{"title":"Gesetz für die Wärmeplanung und zur Dekarbonisierung der Wärmenetze","shortTitle":"WPG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/wpg"},{"title":"Gesetz über einen nationalen Zertifikatehandel für Brennstoffemissionen","shortTitle":"BEHG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/behg"},{"title":"Gesetz über den Handel mit Berechtigungen zur Emission von Treibhausgasen","shortTitle":"TEHG 2025","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/tehg_2025"},{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_RP_RESIDE","de":"Wohnen","en":"Reside"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017975","title":"Errichtung eines Sondervermögens Infrastruktur und Klimaneutralität (SVIKG) ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Entwurf eines Gesetzes zur Errichtung eines Sondervermögens Infrastruktur und Klimaneutralität (SVIKG) ","customDate":"2025-06-04","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Finanzen","shortTitle":"BMF","electionPeriod":21,"url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html"}]},"description":"Der BEE setzt sich für passgenaue Begriffsbezeichnungen, einer verlängerten Laufzeit der Zuschussausschüttung im Rahmen des KTF und breitere Kriterien für die Erfolgskontrolle des Sondervermögens ein. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0018292","title":"Vereinfachung und Konkretisierung des Umsetzungsgesetzes zur NIS-2-Richtlinie ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Referentenentwurf des Bundesministeriums des Innern für ein Gesetz zur Umsetzung der NIS-2-Richtlinie und zur Regelung wesentlicher Grundzüge des Informationssicherheitsmanagements in der Bundesverwaltung (NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz - NIS2UmsuCG)","customDate":"2025-06-23","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium des Innern","shortTitle":"BMI","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html"}]},"description":"Der Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) begrüßt, dass sich das Bundesministerium des Innern (BMI) im Rahmen eines Umsetzungsgesetzes zur zweiten Netzwerk- und Informationssicherheitsrichtlinie (NIS-2-Richtlinie) der Europäischen Union mit der Stärkung der Cybersicherheit in Deutschland beschäftigt. \r\nObwohl die Zielsetzungen zur Stärkung der IT-Sicherheit grundsätzlich vom BEE unterstützt werden, schlägt der Verband eine Überarbeitung des NIS-2-Umsetzungsgesetzes vor. Diese sollte Unklarheiten beseitigen und die praktische Umsetzung erleichtern, indem die beschriebenen Prozesse präzisiert und vereinfacht werden. Davon würden vor allem kleine und mittelständische Unternehmen aus dem Energiesektor profitieren.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0018522","title":"Ausgestaltung der Änderung des Energiewirtschaftsrechts (EnWG-Novelle) Juli 2025","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts (EnWG) zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich, zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften sowie zur rechtsförmlichen Bereinigung des Energiewirtschaftsrechts","customDate":"2025-07-10","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]},"description":"Der BEE begrüßt, dass die Bundesregierung die Notwendigkeit zur zügigen Transformation des Stromsystems, zur Einführung des Energy Sharing und zur Ausstattung mit intelligenten Messsystemen (iMSys) anerkennt.\r\nBei der konkreten Ausgestaltung hinsichtlich des Bürokratieabbaus, der praktischen Umsetzbarkeit und der Steigerung der Akzeptanz für die Energiewende sieht der BEE noch erheblichen Ergänzungs- und Korrekturbedarf.\r\nDer BEE fordert u.a.: \r\n1) Die beihilferechtliche Genehmigung des Solarpakets I und des Biomassepakets.\r\n2) Die Umsetzung der Ergebnisse des Branchendialogs zur Beschleunigung von Netzanschlüssen.\r\n3) Die Ausschöpfen der vollen Potenziale des Energy Sharing für die Systemdienlichkeit und die Steigerung von Akzeptanz für die Energiewende.","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 den Zugang zu Gasversorgungsnetzen","shortTitle":"GasNZV 2010","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gasnzv_2010"},{"title":"Gesetz über den Messstellenbetrieb und die Datenkommunikation in intelligenten Energienetzen","shortTitle":"MessbG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/messbg"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0018523","title":"Ausgestaltung des Entwurfes des Geothermie-Beschleunigungsgesetzes (GeoBG)","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung des Ausbaus von Geothermieanlagen, Wärmepumpen und Wärmespeichern sowie zur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den klimaneutralen Ausbau der Wärmeversorgung","printingNumber":"382/25","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2025/0382-25.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-beschleunigung-des-ausbaus-von-geothermieanlagen-w%C3%A4rmepumpen-und-w%C3%A4rmespeichern/324806","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 Beschleunigung des Ausbaus von Geothermieanlagen, Wärmepumpen und Wärmespeichern sowie zur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den klimaneutralen Ausbau der Wärmeversorgung","publicationDate":"2025-07-03","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/entwurf-geobg-laender-und-verbaendeanhoerung.pdf?__blob=publicationFile&v=4","draftBillProjectUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/entwurf-eines-gesetzes-zur-beschleunigung-ausbau-geothermieanlagen-waermepumpen-waermespeichern.html"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Der Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) begrüßt den vorliegenden Gesetzesentwurf sehr, dessen Ziel es ist, den Aufbau dringend benötigter Infrastruktur für Geothermie, Wärmepumpen und Wärmespeicher zu beschleunigen. Dennoch gibt es in dem Entwurf noch ein gewisses Ausbaupotenzial, um die Chance, die das GeoBG für die Beschleunigung der Wärmewende darstellt, umfassend zu nutzen. Dazu zählt unter anderem die Ausweitung der Regelungen zum Bürokratieabbau auf alle technischen Varianten der Wärmeerschließung.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_RP_RESIDE","de":"Wohnen","en":"Reside"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019732","title":"Ausgestaltung der Änderung des Energiesteuer- und Stromsteuergesetzes 2025","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Entwurf eines Dritten Gesetzes zur Änderung des Energiesteuer- und des Stromsteuergesetzes","customDate":"2025-07-23","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Finanzen","shortTitle":"BMF","electionPeriod":21,"url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html"}]},"description":"Der BEE setzt sich im Rahmen der Änderung des Energiesteuer- und Stromsteuergesetzes u.a. für die folgenden Punkte ein: \r\n1) Die Absenkung der Stromsteuer für alle Verbraucherinnen und Verbraucher\r\n2) Die Beibehaltung der Definition von Biomasse als Erneuerbarer Energieträger nach geltendem Recht\r\n3) Die Abschaffung der bestehenden Doppelbesteuerung bei der Einspeisung ins öffentliche Netz bei bidirektionalem Laden (Vehicle-to-Grid) \r\n4) Bürokratieabbau\r\n5) Die steuerfreie Drittbelieferung bei sog. „Insellösungen“ ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Stromsteuergesetz","shortTitle":"StromStG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromstg"},{"title":"Verordnung zur Durchführung des Stromsteuergesetzes","shortTitle":"StromStV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromstv"},{"title":"Energiesteuergesetz","shortTitle":"EnergieStG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/energiestg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019733","title":"Ausgestaltung des Standortfördergesetzes (StoFöG) 2025","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Entwurf eines Gesetzes zur Förderung privater Investitionen und des Finanzstandorts (Standortfördergesetz / StoFöG) ","customDate":"2025-08-22","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Finanzen","shortTitle":"BMF","electionPeriod":21,"url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html"}]},"description":"Der Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) begrüßt es, dass die Bundesregierung, dem Koalitionsvertrag entsprechend, mehr Spielraum für private Investitionen in Erneuerbare Energien und dazugehörige Infrastrukturen schaffen will. Neben der als positiv gewerteten erhöhten Investitionsmöglichkeiten und der Rechtssicherheit, konzentriert sich die Arbeit des BEEs u.a. auf die folgenden Punkte: \r\n- Eine Ausweitung des Schwarmfinanzierungs-Privileg\r\n- Die Entkopplung der Infrastruktur-Quote von der Immobilienquote und die Schaffung einer eigenständige Quote für Infrastruktur\r\n- Eine Verschlankung der Melde-, Dokumentations- und Reportingpflichten","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über Vermögensanlagen","shortTitle":"VermAnlG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/vermanlg"},{"title":"Investmentsteuergesetz","shortTitle":"InvStG 2018","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/invstg_2018"},{"title":"Gesetz über deutsche Immobilien-Aktiengesellschaften mit börsennotierten Anteilen","shortTitle":"REITG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/reitg"},{"title":"Kapitalanlagegesetzbuch","shortTitle":"KAGB","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kagb"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019734","title":"Handlungsempfehlungen für einheitliche Kriterien im Reservierungsmechanismus für Netzanschlusskapazitäten gem. § 8e EEG-E (Kabinettsbeschluss 2024)","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung","printingNumber":"581/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0581-24.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsrechts-im-bereich-der-endkundenm%C3%A4rkte-des/318080","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Der Bundesverband Erneuerbare Energien e.V. (BEE) setzt sich für eine gesetzliche Umsetzung der Arbeitsergebnisse des Branchendialogs zur Beschleunigung von Netzanschlüssen ein und zielt mit diesem Papier auf die Ausgestaltung einheitlicher Mechanismen zur Reservierung von Netzkapazität.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019985","title":"Ausgestaltung des nationalen Risikovorsorgeplans nach Artikel 10 der Verordnung (EU) 2019/941 zur Risikovorsorge im Elektrizitätssektor","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Risikovorsorgeplan nach Artikel 10 der Verordnung (EU) 2019/941 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 über die Risikovorsorge im Elektrizitätssektor und zur Aufhebung der Richtlinie 2005/89/EG","customDate":"2025-07-24","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]},"description":"Der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) begrüßt den Entwurf des Risikovorsorgeplans 2025 (RVP) im Elektrizitätssektor durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) und die damit einhergehende Auseinandersetzung mit einer krisenresistenten Ausgestaltung des Energiesystems. In diesem Rahmen plädiert der BEE dafür die komplexen Schnittmengen und Interdependenzen zwischen allen Sektoren des Energiesystems mitzudenken. Die Herausforderungen der Energiewende müssen ganzheitlich betrachtet und der Risikovorsorgeplan auf alle Sektoren des Energiesystems ausgeweitet werden. Nur so kann ein resilientes System geschaffen werden, das zukünftige Krisen aller Art unbeschadet zu überstehen vermag. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0021034","title":"Novellierung des Erneuerbare-Energie-Gesetzes (EEG) 2026","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) setzt sich im Rahmen der Novellierung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) u.a. für die folgenden Punkte ein: \r\n1) Die Gewährleistung der Planungssicherheit \r\n2) Die Schaffung eines modernen Förderrahmens\r\n3) Die Stärkung der Systemeffizienz durch Transparenz, Digitalisierung und Flexibilisierung \r\n4) Die Sicherstellung der Versorgungssicherheit mit einem dezentralen Back-up-System auf Basis steuerbarer Erneuerbarer Energien ","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_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0021035","title":"Vorschläge für Bürokratieabbau und den beschleunigten Ausbau Erneuerbarer Energien","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Modernisierungsagenda für Staat und Verwaltung (Bund) - Für ein schnelles, digitales und handlungsfähiges Deutschland.","printingNumber":"21/2150","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/021/2102150.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/modernisierungsagenda-f%C3%BCr-staat-und-verwaltung-bund-f%C3%BCr-ein-schnelles-digitales/326845","leadingMinistries":[]}],"draftBillPresent":false,"description":"Der Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) begrüßt die Bestrebungen des Bundeskabinetts, mit der vorgelegten Modernisierungsagenda die Vision eines schnellen, digitalen und handlungsfähigen Staates umzusetzen. Für die Umsetzung des versprochenen \"spürbaren Bürokratieabbaus\" spricht der BEE für den Energiesektor konkrete Empfehlungen aus. Diese betreffen u. a.: \r\n1) Die Verbesserung der Flächensicherung für EE-Anlagen \r\n2) Die Beschleunigung von Planungs- und Genehmigungsverfahren \r\n3) Die Erleichterung des Baus der notwendigen Netzinfrastruktur ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"},{"title":"Gesetz zur Festlegung von Flächenbedarfen und zur Genehmigungserleichterung für Windenergieanlagen an Land und für Anlagen zur Speicherung vom Strom oder Wärme aus erneuerbaren Energien in bestimmten Gebieten","shortTitle":"WindBG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windbg"},{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"},{"title":"Gesetz über Naturschutz und Landschaftspflege","shortTitle":"BNatSchG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bnatschg_2009"},{"title":"Gesetz zur Ordnung des Wasserhaushalts","shortTitle":"WHG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/whg_2009"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Zwölfte Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes","shortTitle":"BImSchV 12 2000","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschv_12_2000"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0021036","title":"Empfehlungen für die Energiewende im straßengebundenen Verkehr ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) setzt sich für einen konsequenten Vollzug der Verkehrswende, als zentraler Bestandteil der Energiewende, ein. Der Verband empfiehlt hierzu ein Zusammenspiel verschiedener Maßnahmen und Technologien, u. a.: \r\n1) Der Erhalt und die ambitionierte Anhebung der THG-Minderungsquote\r\n2) Die Einführung unterschiedlicher Kaufanreize für Elektroautos\r\n3) Die steuerrechtliche Besserstellung erneuerbarer Kraftstoffe\r\n4) Die Ausweitung der Mautbefreiung für LKW ,\r\ndie nachweislich erneuerbare Kraftstoffe nutzen\r\n5) Der Ausbau der Lade- und Tankinfrastruktur für alle auf Erneuerbaren\r\nEnergien basierenden Antriebstechnologien","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"},{"title":"Gesetz zum Aufbau einer gebäudeintegrierten Lade- und Leitungsinfrastruktur für die Elektromobilität","shortTitle":"GEIG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/geig"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024201","title":"Änderung des Energiewirtschaftsrechts (Dezember 2024)","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen","printingNumber":"20/14235","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/142/2014235.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsrechts-zur-vermeidung-von-tempor%C3%A4ren-erzeugungs%C3%BCbersch%C3%BCssen/318835","leadingMinistries":[]}],"draftBillPresent":false,"description":"Die Bundestagsfraktionen von SPD und BÜNDNIS 90 / DIE GRÜNEN legten am 17. Dezember 2024 einen Gesetzesentwurf zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen (Bundestagsdrucksache 20/14235) vor. Der Entwurf sieht insbesondere Änderungen am Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) und am Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) vor.","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_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024547","title":"Gesetz zur Änderung des Wärmeplanungsgesetzes Referentenentwurf","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":"Der Verband zielt darauf ab die Erneuerbare WÄrme zu stärken, speziell in Bezug auf die kleine Wärmeplanung und weitere Neuerungen.","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_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024548","title":"Nationaler Gebäuderenovierungsplan","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Entwurf des Nationalen Gebäuderenovierungsplans (National Building Renovation Plan - NBRP) ","customDate":"2026-04-17","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]},"description":"Der Verband unterstützt die aufgezählten Maßnahmen, die zu einer klimaneutralen Wärmeversorgung im Gebäudebereich beitragen sollen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_RP_RESIDE","de":"Wohnen","en":"Reside"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024549","title":"Referentenentwurf eines Gesetzes zur Modernisierung des Städtebau- und Raumordnungsrechts ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Entwurf eines Gesetzes 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 Verband unterstützt die Anmerkungen seiner Mitglieder im Sinne der Erneuerbaren Energien.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"}],"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_RP_RESIDE","de":"Wohnen","en":"Reside"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024550","title":"\"Netzanschlusspaket\"","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der Verband setzt sich insbesondere für den Erhalt der Finanzierbarkeit des Erneuerbaren Energien Ausbaus und eine Streichung des Redispatch-Vorberhalts ein. Er schlägt alternative Maßnahmen wie die Überbauung des Netzverknüpfungspunkt, das Prinzip \"Nutzen statt Abregeln\", die Digitalisierung der Netzinfrastruktur und die regionale Steuerungswirkung über dargebotsabhängige Baukostenzuschüsse vor.\r\n","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See","shortTitle":"WindSeeG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windseeg"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]}]},"statements":{"statementsPresent":true,"statementsCount":28,"statements":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0010352","regulatoryProjectTitle":"Reform der Kraftwerksstrategie ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a8/3e/326488/Stellungnahme-Gutachten-SG2406210147.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":"BEE-Positionspapier\r\nEinigung zur Kraftwerksstrategie\r\nDezentrale Erneuerbare brauchen ein dezentrales Backup\r\nINHALTSVERZEICHNIS\r\n1 Auf einen Blick 3\r\n2 BEE-Einordnung der KWS-Eckpunkte 4\r\n3 Kosteneffiziente Erneuerbare: Flexibilitätspotentiale\r\nin der KWS berücksichtigen 6\r\n3.1 Flexibilisierte Biogasanlagen: 6 GW sichere\r\nKraftwerkskapazität bis 2030 kurzfristig anreizen 6\r\n3.2 Speicherlösung ganzheitlich vorantreiben, Hürden abbauen 7\r\n3.3 Erneuerbare Flexibilitätspotenziale der Wasserkraft heben 8\r\n3.4 Planungs- und Genehmigungsbeschleunigung für alle\r\nErneuerbaren Flexibilitäten erleichtern 9\r\n3.5 Strommarktdesign für Flexibilitäten fit machen, Mengenförderung einführen 10\r\n3.6 Geothermieausbau vorantreiben 11\r\n3\r\n1\r\nAUF EINEN BLICK\r\nDer Gesetzgeber sollte die bisher bekannten Punkte der Kraftwerkstrategie (KWS) weiterentwickeln und jetzt vor allem kosteneffiziente Erneuerbare Flexibilitätspotentiale berücksichtigen und mobilisieren. Bis 2030 sind 38 GW zusätzliche Erneuerbare Flexibilitätspotentiale erschließbar. Diese dezentrale Backup-Struktur passt am besten zu den fluktuierenden Erneuerbaren, ist klimafreundlich und auch kostengünstiger. Kurzum: die Kraftwerksstrategie muss zu einer Flexibilitätsstrategie weiterentwickelt werden.\r\n»\r\nFlexibilisierte Biogasanlagen können durch Erhöhung der installierten Leistung und zusätzliche Gas- und Wärmespeicher kurzfristig weitere 6 GW Kapazität bis 2030 kostengünstig und technisch verlässlich (ohne zusätzlichen Einsatz von Biomasse) zur Verfügung stellen. Weitere mittel- und langfristige Potentiale, bis zu insgesamt 24 GW Kapazität bis 2045, sind durch stärkere Flexibilisierung und dadurch Streckung der Biomasse erschließbar.\r\n»\r\nDurch den weiteren Ausbau der Wind- und Solarkraft werden wir künftig zudem insgesamt deutlich weniger Residuallast benötigen. Das benötigte Backup muss jedoch stärkere Schwankungen bewältigen können. Dies spricht für eine dezentrale Backup-Struktur als Partner der fluktuierenden Erneuerbaren.\r\n»\r\nDie KWS muss noch im ersten Halbjahr 2024 von technologieübergreifenden Speicherstrategien flankiert werden, deren Punkte schnellstmöglich gesetzgeberisch umzusetzen sind. Neben der bereits im Entwurf bekannten Stromspeicherstrategie, sind weitergehende Speicherstrategien für Wärme und H2-Speicher notwendig.\r\n»\r\nDie regional insbesondere in Süddeutschland stark verankerte Wasserkraft leistet bereits heute einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit und Netzstabilität auf der Verteilnetzebene. Zusätzlich könnten durch eine flexible Stauraumbewirtschaftung kurzfristig ca. 1 – 2 GW an Flexibilität im Bestand geschaffen werden. Bei Nutzung der Modernisierungs-, Altstandort-, und Ausbaupotenziale könnten langfristig weitere\r\nca. 3 – 3,5 GW Flexibilität bereitgestellt werden.\r\n»\r\nDie Einigung der KWS sieht Planungs- und Genehmigungsbeschleunigungen für die Errichtung und den Betrieb von Elektrolyseuren vor. Diese müssen einhergehen mit dem Abbau regulatorischer Hemmnisse für alle erneuerbaren Flexibilitäten.\r\n»\r\nUm systemische Flexibilitäten anzureizen, muss der Gesetzgeber den regulatorischen Rahmen des Strommarktdesigns neu ausrichten. Dazu zählt vor allem die Überführung des bisherigen zeitlichen Förderdesigns für Erneuerbare Energien über einen fixen Zeitraum von 20 Jahren in eine Mengenförderung.\r\n»\r\nAuch die Geothermie kann einen wichtigen Beitrag zur Stromerzeugung leisten und bietet zudem die Möglichkeit zur gleichzeitigen Wärmeerzeugung.\r\n4\r\n2\r\nBEE-EINORDNUNG DER KWS-ECKPUNKTE\r\nDie Bundesregierung hat sich am 05.02.2024 auf Eckpunkte einer KWS verständigt.1 Diese wurden mit dem Schriftbericht des Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz ergänzt, welche dem Ausschuss für Klimaschutz und Energie des Bundestages vorgelegt wurden. Die Einigung beinhaltet, dass neue Kraftwerkskapazitäten im Umfang von bis zu 4 mal 2,5 GW als H2-ready-Gaskraftwerke kurzfristig auszuschreiben sind. Damit rückt das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) von dem bisherigen Plan ab, 24 GW Leistung an neuen Wasserstoff- bzw. „H2-ready“-Erdgaskraftwerken anzureizen.2 Der Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) begrüßt die Reduzierung der im Rahmen der KWS auszuschreibenden Kapazitäten von 24 auf 10 GW. Der Verband vertritt jedoch nach wie vor die Ansicht, dass ein dezentrales Back-up aus Erneuerbaren Energien, Speichern und Sektorenkopplungstechnologien kostengünstiger, systemdienlicher und klimafreundlicher Flexibilitäten zur Verfügung stellen kann, als es durch den alleinigen Fokus auf H2-Großkraftwerke möglich ist.3\r\nDie bisherigen Überlegungen müssen daher unter Einbeziehung der Überlegungen zum zukünftigen Strommarkt zu einer Erneuerbaren „Flexiblitätsstrategie” weiterentwickelt werden. Der BEE zeigt im Folgenden nochmals auf, welche Erneuerbaren Flexibilitätspotenziale im Einzelnen kurz- bis mittelfristig erschließbar sind. Diese Erwägungen zu einer dezentralen Backup-Struktur sollten nach Ansicht des BEE in den Fokus der Überlegungen der Bundesregierung gerückt werden. Der BEE wird die weitere Ausgestaltung der KWS eng begleiten und die Ausgestaltung der geplanten Ausschreibung durch konkrete Maßnahmenvorschläge flankieren.\r\nNicht zuletzt aufgrund des Urteils des Bundesverfassungsgerichts zum Klimatransformationsfonds und den begrenzten haushalterischen Mitteln hat der Gesetzgeber richtigerweise die Notwendigkeit erkannt, kosteneffiziente Lösungen in den Fokus zu nehmen und betont dies ebenso in dem Einigungspapier. Der BEE plädiert daher erneut dafür, die kostengünstigen Potenziale der Erneuerbaren bereits in der geplanten Ausschreibung zur KWS zu berücksichtigen und nicht erst ein im Jahr 2028 in Kraft tretender Kapazitätsmechanismus.\r\nNur so kann der von der Bundesregierung geplante Kohleausstieg unter Sicherung von kostengünstigen Strompreisen vollzogen werden. Insbesondere die Bioenergie kann kurzfristig bereits bis 2030 6 GW zusätzlich installierte Leistung zur Verfügung stellen. Flankiert durch eine schnelle gesetzgeberische Umsetzung der Speicherstrategie(n) und eine Veränderung des\r\n1 Siehe BMWK - Einigung zur Kraftwerksstrategie.\r\n2 Siehe Pressemitteilung des BMWK vom August 2023. Davon sollten jeweils 4,4 GW Hybrid- und- Sprinterkraftwerke gebaut werden, die von Beginn an mit Wasserstoff betrieben werden sollten. Die Grundlage für die H2-betriebenen Kraftwerke wurde bereits per Verordnungsermächtigung im EEG 2023 angelegt und wurden vom BEE in der BEE-Stellungnahme zum Referentenentwurf der EEG-Novelle 2023 kommentiert.\r\n3 Grundlage hierfür sind die Berechnungen der BEE Studie Klimaneutrales Stromsystem. Laut der Studie können andere Optionen wie Bioenergie- und flexible KWK-Anlagen, Netzausbau, Speicher und ein flexibles Verbraucherverhalten („Demand-Side-Management“) abdecken („Reformszenario“). Gemäß den Szenarioberechnungen kann der Bedarf an neuen H2-Gaskraftwerken von 9,7 GW im Basisszenario durch sinnvolle Maßnahme im Reformszenario auf 0,1 GW deutlich reduziert werden.\r\n5\r\nregulatorischen Rahmens des Strommarktdesigns, können weitere Potenziale durch sog. Überbauung kurzfristig gehoben werden, indem zusätzliche Speicher Biogas für Zeiten ohne oder mit wenig Sonnenenergie vorhalten. Die Wasserkraft kann kurzfristig etwa 1 – 2 GW flexible Leistung bereitstellen, mittel- bis langfristig könnten zusätzliche Flexibilitätspotenziale im Umfang von etwa 3 – 3,5 GW systemdienlich gehoben werden. Auch die Geothermie kann einen relevanten Beitrag von 3 GW bis 2050 leisten. Laut Berechnungen des BEE und der kürzlich veröffentlichten Studie können bei der richtigen Weichenstellung zusätzliche Speicherpotentiale gehoben werden in der Größenordnung von 14 GW im Segment der Großbatteriespeicher bzw. 13 GW im Heimspeichersegment. Bis 2030 sind also 38 GW zusätzliche Erneuerbare Leistung möglich, wenn die Bundesregierung die richtigen Weichen stellt (Siehe Grafik, S.4).\r\nIn seinem Thesenpapier zu ursprünglichen Entwürfen zur KWS hatte der BEE vor Überkapazitäten an H2-Ready-Gaskraftwerken gewarnt, die erhebliche energiewirtschaftliche Risiken mit sich gebracht hätten.4 Auch mit einem geringeren Ausschreibungsvolumen besteht aus Sicht des BEE weiterhin die Gefahr, dass es bei falscher Ausgestaltung des Ausschreibungsdesigns der Gasgroßkraftwerke zu größeren Netzproblemen, vermehrter Abregelung von Grünstrom und insgesamt höheren volkswirtschaftlichen Mehrkosten kommt.\r\nHier muss der Gesetzgeber schnellstmöglich die Details der gesetzgeberischen Umsetzung mit den Verbänden konsultieren, insbesondere im Hinblick auf Standortauswahl und die Betriebsweise. Dies gilt auch in Bezug auf die „Systemdienlichkeit“, die vom Gesetzgeber beim Hochlauf der grünen heimischen Wasserstoffwirtschaft in Betracht gezogen werden soll. Das Design der KWS ist von zentraler Bedeutung und hat erhebliche Wechselwirkung mit dem Ausbau anderer Flexibilitäten und letztlich der Erneuerbaren Energien.\r\nDie Bundesregierung hat sich in der Einigung auch auf die Einführung eines Kapazitätsmechanismus in dem ab Jahr 2028 verständigt. Ein Vorschlag soll bis zum Sommer 2024 erarbeitet werden. Der BEE nimmt diese Entscheidung zur Kenntnis und plädiert mit Nachdruck für die Berücksichtigung bzw. Ausrichtung auf Erneuerbare Flexibilitäten, insbesondere kleinerer, dezentraler Einheiten, bei der Ausarbeitung eines Kapazitätsmechanismus. Ob ein solches Instrument tatsächlich alle zur Verfügung stehenden Flexibilitäten kosteneffizient und technologieoffen anreizen kann und wie es in geltendes EU-Recht eingebettet werden kann, hängt von der konkreten Ausgestaltung ab. Der BEE empfiehlt schnellstmöglich eine enge und fachlich fundierte Abstimmung mit den Verbänden.\r\n4 Siehe BEE-Thesenpapier zur geplanten Kraftwerksstrategie der Bundesregierung.\r\n6\r\nAbb. 1: Neue H2-ready Gaskraftwerke in der Kraftwerksstrategie und zusätzliche\r\nErneuerbare Flexibilitätspotenziale (ohne Bestandsanlagen)5\r\n10 6\r\n1-2 2 17\r\n4-5,5\r\n1\r\n3\r\n14\r\n41\r\n13\r\n34\r\n0\r\n20\r\n40\r\n60\r\n80\r\n100\r\n120\r\nbis 2030 bis 2030 bis 2045\r\nH2-ready Gaskraftwerke KWS Bioenergie KWK (synth. Methan)\r\nWasserkraft Geothermie Großbatteriespeicher\r\nHeimbatteriespeicher\r\nbis zu 38 GW\r\nzusätzliche\r\nLeistung\r\nbis zu 100 GW\r\nzusätzliche\r\nLeistung\r\nKraftwerks- und Batterieleistung in GW\r\n3 KOSTENEFFIZIENTE ERNEUERBARE:\r\nFLEXIBILITÄTSPOTENTIALE IN DER KWS\r\nBERÜCKSICHTIGEN\r\n3.1 Flexibilisierte Biogasanlagen: 6 GW sichere\r\nKraftwerkskapazität bis 2030 kurzfristig anreizen\r\nZum jetzigen Zeitpunkt kommen 84 TWh Energiemenge aus Biogas in 5,9 GW Stromerzeugungskapazitäten\r\nzum Einsatz. In Zukunft können Biogasanlagen über eine Flexibilisierung des Einsatzes\r\nihre Kraftwerkskapazitäten deutlich steigern. Möglich ist dies ohne eine Ausweitung der\r\nBiogasproduktion, d.h. ohne die Biomassebedarfe auszuweiten. Durch eine Überbauung\r\nvon Blockheizkraftwerken und den Bau von Gas- und Wärmespeichern können Biogasanlagen\r\neine höhere elektrische Leistung bereitstellen. Verschiebt man ihre Verstromung in Zeitfenster,\r\nin denen Wind- und Solarenergie nicht ausreichend Strom produzieren, reduziert sich der Bedarf\r\n5 Erklärung: Diese Grafik beruht auf den Daten der BEE-Strommarktstudie. Auf Grundlage des Reformszenarios,\r\nwelches die optimale Ausnutzung der Erneuerbaren Flexibilitäten unterstellt, lassen sich die oben dargestellten\r\nZahlen an zusätzlichen Erneuerbaren Flexibilitätskapazitäten zusammenfassen (siehe BEE-Strommarktstudie, S.\r\n179). Aufgrund der enormen Marktdynamik beim Ausbau von Stromspeichern wurde der Ausbau von Großbatterien\r\nauf Datengrundlage der kürzlich erschienenen Studie von Frontier Economics 2024 extrapoliert.\r\n7\r\nanderer Kraftwerkskapazitäten, die in diese Zeiträume überbrücken sollen. Hinzu kommen neue Biogas- und Biomethan-BHKW sowie Holzheizkraftwerke, die zusätzlich den Bedarf in der Wärmeversorgung abdecken.\r\nDie daran angeschlossenen Wärmenetze können im Übrigen weitere Flexibilität bereitstellen, weil Strom in Zeiten hohen Aufkommens von Wind und Solarstrom in Form von Wärme zwischengespeichert wird, was den Strombedarf in Zeiten hohen Wärmebedarfs verringert. Laut Berechnungen des Fachverbandes Fachverband Biogas e.V. (FVB) kann durch eine Flexibilisierung des heutigen Bestandes die Stromerzeugung aus Biomasse damit auf 24 GW verlässliche Kapazität bis 2045 gesteigert werden.6 Bis 2030 können die heute bestehenden Biogasanlagen 12 GW gesicherte Kapazität zur Verfügung stellen – das bedeutet 6 GW an zusätzlichen Kraftwerkskapazitäten. Diese stehen dem Energiesystem als „low-hanging fruits“\r\nbis 2030 zur Verfügung, um die Dekarbonisierung des Stromsektors voranzutreiben\r\nund zügig flexibilisierte Kapazität zur Deckung der Residuallast zur Verfügung zu stellen.\r\nDie Flexibilisierung der Bioenergie stellt eine No-Regret Maßnahme dar und bedarf keiner zusätzlichen stofflichen Bedarfe.\r\nBei der richtigen Anreizsetzung kann der flexibilisierte Biogaskraftwerkspark einen beträchtlichen Anteil der bis 2030 benötigten Kraftwerkskapazitäten decken. Entsprechend weniger teure H2-ready Gaskraftwerke müssten neu errichtet werden, um die Residuallast in diesen Stunden zu decken.7 Auch Holzheizkraftwerke sind ein wichtiges Element in einer dezentralen Struktur erneuerbarer gesicherter Leistung.\r\n3.2\r\nSpeicherlösung ganzheitlich vorantreiben,\r\nHürden abbauen\r\nDas BMWK hat im ersten Quartal 2024 eine breit angelegte Speicherstrategie angekündigt, in der Strom-, Wasserstoff- und Wärmespeicher adressiert werden. Der erste Teil dieser Speicherstrategie, die Strategie zu Stromspeichern, wurde den Verbänden bereits zur Konsultation gegeben. Obwohl die Stromspeicherstrategie viele sinnvolle Maßnahmen zum Ausbau der Stromspeicherkapazitäten beinhaltet, greift der Entwurf aus Sicht der Erneuerbaren Verbände noch immer zu kurz. Als Brücke bzw. als „energiewirtschaftliche Zeitmaschinen“ ermöglichen Speicher die zeitliche Verschiebung zwischen Erzeugung (aus regenerativen Energien) und Verbrauch.\r\nDer rasante Zubau bei Heimspeichern und auch in der Elektromobilität lassen einen weiteren schnellen Hochlauf und eine weitere erhebliche Kostensenkung erwarten. Diese zentrale Rolle in der Bereitstellung von Flexibilitäten gilt es als dritte Säule der Energieversorgung zu berücksichtigen.\r\n6 Siehe die detaillierte Ausführung des Hauptstadtbüro Bioenergie in seiner Stellungnahme zum Osterpaket, S.10.\r\n7 Siehe BEE Studie Strommarktdesign. Laut BEE-Strommarktstudie können andere Optionen wie Bioenergie- und flexible KWK-Anlagen, Netzausbau, Speicher und ein flexibles Verbraucherverhalten („Demand-Side-Management“) abgedeckt werden kann („Reformszenario“).\r\n8\r\nDer BEE und der Bundesverband Solarwirtschaft e.V. (BSW) machen in ihren Stellungnahmen verschiedene Vorschläge zur Verbesserung der regulatorischen Rahmenbedingungen für Stromspeicher.8 Dazu gehört eine Standardisierung der Baukostenzuschüsse, die lediglich für solche Speichersysteme erhoben werden sollten, die eine negative Wirkung auf den Netzausbau haben. Um den notwendigen schnellen Hochlauf auch von Power-to-Heat-Anlagen und Elektrolyseuren zu gewährleisten, sollte darüber hinaus auch eine dauerhafte Befreiung von doppelten Netzentgelte für diese wichtigen Flexibilitäts-Technologien erfolgen. Die Befreiung sollte bei diesen Technologien zusätzlich an die Netzdienlichkeit des Strombezugs geknüpft werden. Dies gewährleistet sowohl eine netzdienliche geografische Lage der Anlage als auch eine netzdienliche Fahrweise bzw. zeitliche Nutzung des Stroms.\r\nDaneben ist es besonders wichtig, den regulatorischen Rahmen so anzupassen, dass Speicher gleichzeitig mehrere Funktionen erfüllen können, wie z.B. die Eigenbedarfsoptimierung und die Erbringung von Systemdienstleistungen. Dafür ist eine Aufhebung der Ausschließlichkeitsanforderungen (nach § 19 Abs. 3 EEG und der § 13 Abs. 4 InnAusV) notwendig sowie weitere regulatorische Erleichterungen. Der Gesetzgeber sollte insgesamt die Möglichkeiten von Speichern am Strommarkt teilzunehmen verbessern und netzdienliches Verhalten stärker Anreizen (also z.B. auch die Ein- und Ausspeicherung von Windstrom).\r\nAuch wenn das enorme Potential von Speichertechnologien seitens des Gesetzgebers zunehmend anerkannt wird, wird die Marktdynamik noch immer unterschätzt. Eine kürzlich vorgelegte Studie von Frontier Economics zeigt beispielsweise auf, dass alleine Großbatterien ihre Kapazität bis 2030 bis zu 15 GW / 57 GWh ausweiten könnten.9 Großspeicher können im Strommarkt Netzkosten und Marktpreise stabilisieren. Auch das Heimspeichersegment weist eine enorme Dynamik auf: Alleine 2023 wurde eine kumulierte Speicherkapazität von 4,6 GWh installiert, was einem Zuwachs von 153 Prozent im Vergleich zum Vorjahr entspricht.10 Die Wachstumspotential aller Speichertechnologien gilt es zu entfesseln und schnellstmöglich systemdienlich zur Verfügung zu stellen.\r\n3.3\r\nErneuerbare Flexibilitätspotenziale\r\nder Wasserkraft heben\r\nAuch die stetig verfügbare, planbare und flexibel steuerbare Wasserkraft kann einen wichtigen Beitrag zur Flexibilisierung der Erzeugerseite in einem neuen Strommarktdesign leisten. Abgeleitet aus den Ergebnissen einer Studie der Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) für Bayern11 können nach Berechnungen des Bundesverbandes Deutscher Wasserkraftwerke\r\n8 Für weitere Details und Forderungen siehe die BEE-Stellungnahme und die BSW-Stellungnahme zum Entwurf für eine Stromspeicher-Strategie des BMWK.\r\n9 Siehe Studie von Frontier Economics 2024.\r\n10 Siehe Studie: Stromspeicher-Inspektion 2024 der Hochschule für Technik und Wirtschaft HTW Berlin.\r\n11 Forschungsstelle für Energiewirtschaft (Hrsg.): Endbericht Flexibilisierung der Laufwasserkraftwerke in Bayern – Potenzialabschätzung der flexibel einsetzbaren Leistung in Laufwasserkraftwerken in Bayern, München, Mai 2013.\r\n9\r\n(BDW) deutschlandweit zu den bereits bestehenden Kapazitäten in Speicher-, Pumpspeicher- und Laufwasserkraftwerken kurz- bis mittelfristig durch eine flexible Stauraumbewirtschaftung der Laufwasserkraftwerke zusätzliche Flexibilitäten von rund 1 – 2 GW bereitgestellt werden (Minuten- und Primär-Reserveleistung).\r\nDiese Potenziale ließen sich technisch relativ einfach und kostengünstig erschließen, indem steuerbare Wehrklappen zur Nutzung der ohnehin vorhandenen natürlichen Abflussschwankungen zur flexiblen Stauraumbewirtschaftung genutzt würden. Dies wäre wasserwirtschaftlich und gewässerökologisch unbedenklich umsetzbar. Dabei ließe sich dieses Flexibilisierungspotenzial bereits durch eine dynamische Nutzung der Stauziele von +/- 10% erreichen, die den Berechnungen einheitlich zugrunde gelegt wurden.\r\nAn vielen Standorten gehen diese Potenziale sogar noch deutlich darüber hinaus. Bei Nutzung der insgesamt noch vorhandenen Potenziale der Wasserkraft in Deutschland (Reaktivierung und Modernisierung von Altstandorten, Gewässerausbau)12 könnte die Wasserkraft weitere Flexibilitätsleistung im Umfang von 3 – 3,5 GW zur Verfügung stellen13. Dies zeigen u. a. aktuelle Zwischenergebnisse einer derzeit an der TU Braunschweig in Erarbeitung befindlichen wissenschaftlichen Studie zu den Wasserkraftpotenzialen in Deutschland. Diese zusätzlichen Potenziale könnten mittel- bis langfristig erschlossen werden.\r\nVoraussetzung dafür ist jedoch die Entwicklung einer in sich konsistenten und langfristig ausgerichteten Wasserkraft-Strategie analog zu den anderen Erneuerbaren Technologien und eine deutliche Verbesserung der genehmigungsrechtlichen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für die Wasserkraft. Im Zuge der voranschreitenden Automatisierung und Digitalisierung der Netze werden die dezentralen Wasserkraftanlagen künftig für mehr Flexibilität sorgen und sind insbesondere auf der Verteilnetzebene netzdienlich und kostensenkend einsetzbar14.\r\n3.4\r\nPlanungs- und Genehmigungsbeschleunigung für alle Erneuerbaren Flexibilitäten erleichtern\r\nIn dem Einigungspapier wurde festgehalten, dass bestehende „Hemmnisse für die Errichtung und den Betrieb von Elektrolyseuren” abgebaut werden sollen, „um insbesondere den Zubau von Elektrolyseuren zu beschleunigen, die systemdienlich betrieben werden sollen”. Des Weiteren soll es keine weitere „Doppelbelastung von Abgaben und Gebühren auf Strom zur Speicherung und Elektrolyse geben”, um die Nutzung von Überschussstrom uneingeschränkt zu ermöglichen. Der BEE begrüßt die regulatorischen Erleichterungen und den Abbau von\r\n12 Seidel, C., Ostermann L.: Analyse des ausbaubaren Wasserkraftpotenzials in Deutschland, Technische Universität Braunschweig, Institut für Statik und Dynamik, in Bearbeitung, Frühjahr 2024.\r\n13 Seidel, C.: Mögliche Flexibilisierungspotenziale der Wasserkraft in Deutschland, Technische Universität Braunschweig, Institut für Statik und Dynamik, WasserWirtschaft Nr. 10-2017, S. 41-45.\r\n14 Bergische Universität Wuppertal, Lehrstuhl für Elektrische Energieversorgungstechnik: Netztechnischer Beitrag von kleinen Wasserkraftwerken zu einer sicheren und kostengünstigen Stromversorgung in Deutschland; Studie vom 10.7.2018.\r\n10\r\nHemmnissen für Elektrolyse und Erneuerbare Speicher. Diese sind unabdingbar für den Hochlauf der heimischen grünen Wasserstoffwirtschaft ebenso wie den Roll-out von Batteriespeichern in der Breite der Energiewirtschaft (wie in Kapitel 2.2). Diese müssen nun schnellstmöglich Eingang in die Gesetzgebung, wie z.B. in das BauGB, BImSchG etc. finden.\r\nDarüber hinaus plädiert der BEE für regulatorische Erleichterungen für den Bau und Betrieb von allen flexiblen und steuerbaren Erneuerbaren Energien. Es ist nicht verständlich, wieso der Gesetzgeber Planungs- und Genehmigungsverfahren für die in der KWS enthaltenen Gaskraftwerke beschleunigen möchte, während immer noch vorhandene Hemmnisse beim Bau und Betrieb Erneuerbaren flexibler Erzeugungstechnologien und Speichertechnologien bestehen bleiben.15\r\n3.5\r\nStrommarktdesign für Flexibilitäten fit machen,\r\nMengenförderung einführen\r\nAngesichts des geplanten massiven Ausbaus von Wind und PV häufen sich zukünftig Zeitfenster, in denen das Stromangebot die Nachfrage übersteigt und als Resultat die Strompreise gegen null oder darunterfallen. In diesen Zeiträumen erhalten die Anlagenbetreiber nach §51 EEG keine Vergütung, was die betriebswirtschaftliche Grundlage und somit den Erneuerbaren Ausbau gefährdet. Zusätzlich führen diese niedrigen Strompreise zu fallenden Marktwerten von Wind und PV-Anlagen, entziehen also den Anlagenbetreibern die betriebswirtschaftliche Grundlage auch im Weiterbetrieb ohne Förderung. Vor diesem Hintergrund muss das Förderregime so weiterentwickelt werden, dass die intelligente Fahrweise von allen Erneuerbaren-Energien-Anlagen in höherpreisigen Zeitfenstern systematisch angereizt wird.\r\nDer BEE plädiert daher für eine Umstellung von einer Zeit- auf eine Mengenförderung.16\r\nNeben einer Reform des Fördermechanismus ist es notwendig, die regulatorischen Rahmen des Strommarktdesigns derart umzugestalten, dass zusätzliche verbrauchs- und haushaltsnahe Flexibilitäten gehoben werden können und netzdienliches Verhalten angereizt wird.\r\nIm Rahmen der Plattform Klimaneutrales Stromsystem (PKNS) befinden sich hierzu verschiedene Optionen in der Diskussion. Hierzu gehören eine bivalente Fahrweise von Speichern, die unter Voraussetzungen systemdienlicher Rückeinspeisung helfen können, Lastspitzen zu decken und Stromnetze zu entlasten. Die Potentiale von Speichertechnologien erhöhen sich mit zunehmender Sektorenkoppelung durch die fortschreitende Elektrifizierung von Wärme, Industrie und Verkehr (siehe Punkt 5)).\r\nDie Potentiale der Flexibilisierung des Verbraucherverhaltens („Demand-Side-Management“) gilt es ebenfalls durch einen intelligenten Mechanismus zu bündeln. Elektrolyseure können\r\n15 Dies betrifft zum Beispiel die regulatorischen HEmmnisse für Biomethan und Bioenergie, siehe Stellungnahme des Hauptstadtbüros Bioenergie (HBB) Positionspapier zum Abbau regulatorischer Hemmnisse für die Bioenergie sowie Sofortmaßnahmen zum Ausbau der Einspeisung von Biomethan ins Gasnetz.\r\n16 Siehe BEE-Stellungnahme zur Umstellung des Fördermechanismus von einer Zeit in eine Mengenförderung.\r\n11\r\nin einer netz- und marktdienlichen Fahrweise erheblich zur Netzstabilität und zur Senkung von Netzkosten beitragen und den Bedarf an Großkraftwerken mindern. Die Umsetzung des Nutzen-Statt-Abregeln-Instruments (§13k EnWG) sollte mit Hochdruck durch die BNetzA und die Übertragungsnetzbetreiber und in enger Abstimmung mit den Verbänden vorangebracht und sinnvoll ausgestaltet werden. Auch können haushaltsnahe Flexibilitäten über dynamische Netzentgelte und dynamische Strompreise gehoben werden.\r\n3.6\r\nGeothermieausbau vorantreiben\r\nAuch Thermalwasser kann zur Erzeugung von Strom genutzt werden. Eine wirtschaftliche Stromerzeugung kann in Abhängigkeit vom Arbeitsmittel ab Temperaturen von 100°C erfolgen. Geothermie-Stromkraftwerke haben nicht nur eine netzstabilisierende Wirkung, sondern geben überdies regelmäßig den Anstoß für die Realisierung geothermischer Wärmeprojekte, da eine Wärmeauskopplung technisch einfach umgesetzt werden kann. Zusammengenommen beläuft sich die installierte elektrische Leistung gegenwärtig auf 46 MW. Die Bruttostromerzeugung lag in 2022 bei 245 Mio. kWh. Durch den starken Anstieg der Aufsuchungsgenehmigungen ist davon auszugehen, dass zukünftig deutlich mehr Strom mittels Geothermie bereitgestellt wird.\r\nDie Geothermie kann bis 2050 laut BEE-Strommarktanalyse insgesamt 3 GW zur Verfügung stellen.17\r\n17 Siehe BEE Studie Strommarktdesign, S. 247\r\nMaximilian Friedrich\r\nReferent für Politik\r\nmaximilian.friedrich@bee-ev.de\r\nSandra Rostek\r\nLeiterin Politik\r\nsandra.rostek@bee-ev.de\r\nAls Dachverband vereint der Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) Fachverbände und Landesorganisationen, Unternehmen und Vereine aller Sparten und Anwendungsbereiche der Erneuerbaren Energien in Deutschland. Bei seiner inhaltlichen Arbeit deckt der BEE Themen rund um die Energieerzeugung, die Übertragung über Netz-Infrastrukturen, sowie den Energieverbrauch ab.\r\nDer BEE ist als zentrale Plattform aller Akteur:innen der gesamten modernen Energiewirtschaft die wesentliche Anlaufstelle für Politik, Medien und Gesellschaft. Unser Ziel:\r\n100 Prozent Erneuerbare Energie in den Bereichen Strom, Wärme und Mobilität.\r\nAnsprechpartner\r\nBundesverband Erneuerbare Energie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\nImpressum\r\nBundesverband Erneuerbare Energie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\nTel.: 030 2758 1700\r\ninfo@bee-ev.de\r\nwww.bee-ev.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nHaftungshinweis\r\nDieses Dokument wurde auf Basis abstrakter gesetzlicher Vorgaben, mit größtmöglicher Sorgfalt\r\nund nach bestem Wissen erstellt. Da Fehler jedoch nie auszuschließen sind und die Inhalte\r\nÄnderungen unterliegen können, weisen wir auf Folgendes hin:\r\nDer Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) übernimmt keine Gewähr für Aktualität,\r\nRichtigkeit, Vollständigkeit oder Qualität der in diesem Dokument bereitgestellten Informationen.\r\nFür Schäden materieller oder immaterieller Art, die durch die Nutzung oder Nichtnutzung\r\nder dargebotenen Informationen oder durch die Nutzung fehlerhafter und unvollständiger\r\nInformationen unmittelbar oder mittelbar verursacht werden, ist eine Haftung des\r\nBEE ausgeschlossen. Dieses Dokument kann unter keinem Gesichtspunkt die eigene individuelle\r\nBewertung im Einzelfall ersetzen.\r\nDer Bundesverband Erneuerbare Energien e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002168 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BEE finden Sie hier.\r\nDatum\r\n13. 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April 2024\r\nBEE-Stellungnahme zum Green Paper des BMWK zur Transformation der Gas-/Wasserstoffverteilernetze vom\r\n14.03.2024\r\n2\r\nInhaltsverzeichnis\r\nInhaltsverzeichnis .................................................................................................................... 2\r\nDas Wichtigste in Kürze .......................................................................................................... 3\r\nVorbemerkungen ..................................................................................................................... 4\r\n1 Zu den Konsultationsfragen ...................................................................................... 4\r\n1.1 Zu Frage 1 ............................................................................................................ 4\r\n1.2 Zu Frage 2 ............................................................................................................ 5\r\n1.3 Zu Frage 3 ............................................................................................................ 5\r\n1.4 Zu Frage 8 ............................................................................................................ 6\r\nBEE-Stellungnahme zum Green Paper des BMWK zur Transformation der Gas-/Wasserstoffverteilernetze vom\r\n14.03.2024\r\n3\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\n•\r\nEs sollte zielgerichtet untersucht werden, wo Wasserstoffnetze und wo Netze mit erneuerbarem Methan vorteilhaft sind. Diese Untersuchung sollte ein synergetisches Nebeneinander von nachhaltiger Wasserstoffinfrastruktur und Infrastruktur für erneuebares Methan zum Ziel haben.\r\n•\r\nWährend mit der voranschreitenden Elektrifizierung der Gebäudewärme die Gasnach-frage von Haushalten und damit der Bedarf an Nieder- und Mitteldruck-Verteilnetzinfra-struktur in vielen Regionen zurückgehen wird, ist die Lage in den Hochdruck- und teil-weise auch Mitteldruckverteilnetzen eine andere. Hier ist im Zuge eines Ausbaus der Fernwärme sowie des Kohleausstiegs sogar mit einem Anstieg der Zahl der Anschluss-nehmer zu rechnen, da bspw. flexible Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen an diesen Druck-stufen angeschlossen werden. Aufgrund dieser unterschiedlichen Gegebenheiten in den verschiedenen Druckstufen ist eine differenzierte Betrachtung vonnöten.\r\n•\r\nDie Entscheidungen darüber, wie in einzelnen Bereichen des Gasnetzes vorgegangen wird, sollten im Rahmen der kommunalen Wärmeplanung im Verbund mit einer übergeordenten Netzplanung getroffen werden.\r\n•\r\nBeim Ausbau der Wasserstoffinfrastruktur sollten die Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) dazu verpflichtet werden, für die in ihrem Netzgebiet liegenden, an das H2-Kernnetz an-geschlossenen H2-Standorte zu prüfen, ob der Neubau der Anschlussleitung oder die Teilnutzung eines bestehenden Verteilnetzes kostengünstiger ist.\r\n•\r\nDie Bereitstellung der langfristig weiterhin benötigten Kohlenstoffe für bestimmte Indust-rieprozesse (z.B. in der Chemieindustrie) kann in Form von Biomethan über das Gas-netz zu den industriellen Abnehmern gebracht werden. Dafür sind keine zusätzlichen Investitionen notwendig. Ein Methan-Backbone auf der mittleren und hohen Druckstufe, an das regionale Biogasanlagen ihr Gas z.B. per Rohgassammelleitung liefern können, sollte deshalb unbedingt erhalten bleiben.\r\n•\r\nEs ist davon auszugehen, dass in den nächsten Jahren die Biogasproduktion durch den verstärkten Einsatz von Substraten, die in keiner zusätzlichen Konkurrenz zur Nahrungs- und Futtermittelproduktion stehen, bis auf 130 TWh ausgeweitet werden kann. Das bei der Gasaufbereitung abgeschiedene biogene CO2 kann außerdem zur Defossilisierung von Produktionsprozessen in der Industrie, zur Produktion von synthetischem Methan oder der Bereitstellung von Negativemissionen verwendet werden.\r\nBEE-Stellungnahme zum Green Paper des BMWK zur Transformation der Gas-/Wasserstoffverteilernetze vom\r\n14.03.2024\r\n4\r\nVorbemerkungen\r\nDer Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) begrüßt die Möglichkeit zur Stellung-nahme zum Green Paper des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) zur Transformation der Gas-/Wasserstoffverteilernetze vom 14.03.2024 und nimmt zu den unten aufgeführten Konsultationsfragen wie folgt Stellung. Zu weiteren Ausführungen, die das Thema Biogas betreffen, verweist der BEE an dieser Stelle auf die Stellungnahme des Fachverbands Biogas e.V.1\r\n1\r\nZu den Konsultationsfragen\r\n1.1\r\nZu Frage 1\r\nWie lassen sich der Aufbau zukunftsträchtiger Netze für Wasserstoff bzw. Wärme mit der Umwidmung bzw. ggf. Stilllegung von Erdgasverteilernetzen optimal verknüpfen, so dass die Transformationskosten für alle Beteiligten minimiert werden?\r\nWie in einzelnen Bereichen des Gasnetzes vorgegangen wird, sollte sowohl vor Ort im Rahmen der kommunalen Wärmeplanung entschieden werden, als auch im Rahmen einer übergeordneten Netzplanung, die auf die jeweiligen Wärmepläne aufbaut. Hierbei sollte immer geprüft werden, ob es für bestimmte Teile des Gasverteilnetzes möglich und sinnvoll ist, Erdgas durch erneuerbares Methan zu ersetzen.\r\nDie Eingaben der kommunalen Wärmeplanung sollten im Netzentwicklungsplan für Wasserstoff berücksichtigt werden.\r\nBeim Ausbau der Infrastruktur für Wasserstoff sollte zudem lokal darüber entschieden werden, inwieweit bestehende und umzurüstende Verteilnetze für H2-Anschlussleitungen genutzt werden können, um damit Kosten zu sparen. Die FNB sollten in diesem Zusammenhang dazu verpflichtet werden, für jeden ans H2-Kernnetz angeschlossenen H2-Standort zu prüfen, ob der Neubau der Anschlussleitung oder die Teilnutzung eines bestehenden Verteilnetzes die kos-tengünstigere Anschlussvariante ist.\r\n1 https://biogas.org/edcom/webfvb.nsf/id/DE-SN-Green-Paper-fuer-die-Transformation-der-Gas-Was-serstoffverteilernetze\r\nBEE-Stellungnahme zum Green Paper des BMWK zur Transformation der Gas-/Wasserstoffverteilernetze vom\r\n14.03.2024\r\n5\r\n1.2\r\nZu Frage 2\r\nWelche Regelungen eines neuen Ordnungsrahmens für die Transformation von Gasver-teilernetzen werden von betroffenen Stakeholdern als nötig erachtet und gibt es über die oben skizzierten Optionen weitere Themen, die bei der Anpassung des Ordnungsrah-mens berücksichtigt werden müssen? Hinsichtlich welcher der vorgeschlagenen Rege-lungen bestehen Bedenken?\r\nEinige Industriezweige benötigen unabhängig von der Art der Energieversorgung Kohlenstoff-moleküle als Grundstoff für Ihre Produktionsprozesse. Hier sind allen voran die 12 großen deut-schen Chemieparks betroffen, die für Deutschland eine hohe volkswirtschaftliche Bedeutung haben, aber auch Raffinerien für SAF E-Fuels, also nachhaltiges Kerosin oder die Abluftbe-handlung in z.B. Lackieranlagen.\r\nSelbst wenn in Deutschland alle Energieversorgungsprozesse ohne Kohlenwasserstoffe orga-nisiert werden könnten, blieben also Bereiche, in denen klimaneutrale Kohlenstoffmoleküle min-destens für die stoffliche Verwendung gebraucht werden.\r\nDie Bereitstellung der langfristig weiterhin benötigten Kohlenstoffe kann dabei ohne zusätzliche Investitionen in Form von Biomethan über das Gasnetz zu den industriellen Abnehmern ge-bracht werden. Die stoffliche Nutzung von Biomasse steht zudem im Einklang mit der Nationa-len Biomassestrategie\r\nDie obigen Ausführungen müssen beim Rückbau der Verteilnetze unbedingt beachten werden. Insbesondere muss beim Rückbau der Verteilnetze mindestens auf der mittleren und hohen Druckstufe ein Methan-Backbone erhalten bleiben, an das regionale Biogasanlagen ihr Gas z.B. per Rohgassammelleitung liefern können. Als Alternative zum teuren Rückbau macht es in Regionen mit hoher Biogasdichte daher Sinn, aufgegebene Verteilnetze auf unterer Druckstufe zu Rohbiogassammelleitungen umzufunktionieren, um dann zentral das Biogas aufzubereiten und in die mittlere Druckstufe einzuspeisen. Dies könnte die volkswirtschaftlichen Kosten der Überführung von Biomethan in das Gasnetz deutlich senken.\r\n1.3\r\nZu Frage 3\r\nWie wird die Zukunft der Gasverteilernetze eingeschätzt? Überwiegen die Chancen oder wird es künftig vorrangig um Stilllegung und Rückbau gehen?\r\nMit der voranschreitenden Elektrifizierung der Gebäudewärme wird die Gasnachfrage von Haushalten und damit der Bedarf an Nieder- und Mitteldruck-Verteilnetzinfrastruktur in vielen Regionen zurückgehen. Insofern wird es in diesen Bereichen auch um einen teilweisen Rück-bau der Infrastruktur gehen. Die zeitliche Entwicklung und der langfristige Bedarf weisen dabei regionale Unterschiede auf, abhängig von der regionalen Verfügbarkeit erneuerbarer Gase.\r\nBEE-Stellungnahme zum Green Paper des BMWK zur Transformation der Gas-/Wasserstoffverteilernetze vom\r\n14.03.2024\r\n6\r\nDas Hochdruck- und teilweise das Mitteldruckverteilnetz, an das Gaskraftwerke, kommunale Fernwärmeanlagen, Industriebetriebe und Biomethananlagen angeschlossen sind, sind nicht derartig stark von der Transformation des Gebäudesektors betroffen. Tatsächlich gibt es sogar gegenläufige Effekte: Im Zuge einer Elektrifizierung der Gebäudewärme, eines Ausbaus der Fernwärme sowie des Kohleausstiegs kann die Zahl der Anschlussnehmer am Hoch- oder ggf. Mitteldruckverteilnetz sogar steigen, da neue Gaskraftwerke und flexible Kraft-Wärme-Kopp-lungsanlagen an diesen Druckstufen angeschlossen sind.\r\nIm vorliegenden Green Paper wird nahezu an keiner Stelle zwischen den verschiedenen Druck-stufen in den Verteilnetzen unterschieden. Dies führt zu einem verzerrten Bild des Bedarfs der Gasnetzinfrastruktur. Der BEE bittet hier dringend um eine differenziertere Betrachtung.\r\n1.4\r\nZu Frage 8\r\nVon welchen verfügbaren Mengen und welchem Preisniveau ist bei der Umstellung von Gasnetzen auf Biomethan bzw. synthetisches Methan im Zeitverlauf auszugehen und in welchem Umfang kann damit Erdgas in den Verteilernetzen substituiert werden?\r\nAktuell werden in Deutschland gut 90 TWh Biogas erzeugt, von denen 11 TWh als Biomethan ins Gasnetz eingespeist werden. Es ist davon auszugehen, dass in den nächsten Jahren die Biogasproduktion durch den verstärkten Einsatz von Substraten, die in keiner zusätzlichen Konkurrenz zur Nahrungs- und Futtermittelproduktion stehen, bis auf 130 TWh ausgeweitet und klassische Energiepflanzen teilweise ersetzt werden können.2\r\nDas bei der Gasaufbereitung abgeschiedene biogene CO2 wiederum kann entweder zur Defossilisierung von Produktionsprozessen verwendet werden (z.B. in der Industrie, siehe Abschnitt 1.2.) oder für die Produktion von synthetischem Methan und/oder dauerhaft gespeichert werden, um Negativemissionen zum Ausgleich von nicht vermeidbaren Restemissionen zu erzeugen. Die Nutzung von biogenem CO2 für die Bereitstellung von Nega-tivemissionen ist auch zentraler Bestandteil der entsprechenden Strategie des BMWK. Würde ein Teil der deutschen Gasversorgung auch langfristig über Biomethan gedeckt, ergäben sich so klimapolitische Synergieeffekte zwischen grüner Gasversorgung, Defossilisierung von Produktionsprozessen sowie der Bereitstellung von Negativemissionen.\r\n2 Siehe zu Details zur Berechnung des Biomassepotentials die Stellungnahme des Fachverbands Biogas e.V.\r\nBEE-Stellungnahme zum Green Paper des BMWK zur Transformation der Gas-/Wasserstoffverteilernetze vom\r\n14.03.2024\r\n7\r\nAnsprechpartner*innen: Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) EUREF-Campus 16 10829 Berlin\r\nDr. Matthias Stark Leiter Fachbereich Erneuerbare Energiesysteme 030 275 81 70-22 Matthias.Stark@bee-ev.de\r\nFlorian Widdel Referent für Digitalisierung, Sektorenkopp-lung und Energienetze 030 275 81 70-17 Florian.Widdel@bee-ev.de\r\nAls Dachverband vereint der Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) Fachverbände und Landesorganisationen, Unternehmen und Vereine aller Sparten und Anwendungsbereiche der Erneuerbaren Energien in Deutschland. Bei seiner inhaltlichen Arbeit deckt der BEE Themen rund um die Energieerzeugung, die Übertragung über Netz-Infrastrukturen, sowie den Energieverbrauch ab.\r\nDer BEE ist als zentrale Plattform aller Akteur*innen der gesamten modernen Energiewirtschaft die wesentliche Anlaufstelle für Politik, Medien und Gesellschaft.\r\nUnser Ziel: 100 Prozent Erneuerbare Energie in den Bereichen Strom, Wärme und Mobilität."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Umstellung des Fördermechanismus von\r\neiner Zeit- in eine Mengenförderung\r\nBEE-Positionspapier\r\nAnsprechpartner\r\nBundesverband Erneuerbare Energie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\nWolfram Axthelm\r\nGeschäftsführer\r\n030 275 81 70-242\r\nwolfram.axthelm@bee-ev.de\r\nDr. Matthias Stark\r\nLeiter Fachbereich Erneuerbare Energiesysteme\r\n030 275 81 70-022\r\nmatthias.stark@bee-ev.de\r\nAls Dachverband vereint der Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) Fachverbände und Landesorganisationen, Unternehmen und Vereine aller Sparten und Anwendungsbereiche der Erneuerbaren Energien in Deutschland. Bei seiner inhaltlichen Arbeit deckt der BEE Themen rund um die Energieerzeugung, die Übertragung über Netz-Infrastrukturen, sowie den Energieverbrauch ab.\r\nDer BEE ist als zentrale Plattform aller Akteur:innen der gesamten modernen Energiewirtschaft die wesentliche Anlaufstelle für Politik, Medien und Gesellschaft. Unser Ziel:\r\n100 Prozent Erneuerbare Energie in den Bereichen Strom, Wärme und Mobilität.\r\n3\r\nINHALTSVERZEICHNIS\r\nDas Wichtigste in Kürze 4\r\n1 Rückblick: Entwicklung negativer Strompreise 5\r\n2 §51 EEG 2023 und seine Wirkung 8\r\n3 Warum der §51a EEG keine Lösung ist 10\r\n3.1 Nur stündliche Verlängerung des Vergütungszeitraums 11\r\n3.2 Liquiditätsproblem 11\r\n4 Negative Strompreise trotz des §51 EEG 12\r\n5 Lösung: Einführung einer Mengenförderung 13\r\n6 Ausgestaltung einer Mengenförderung 14\r\n6.1 Windenergie 14\r\n6.2 Bioenergie 15\r\n6.3 Photovoltaik 17\r\n6.4 Wasserkraft 17\r\n6.5 Umsetzung der Mengenförderung beim Netzbetreiber 18\r\n6.6 Einbindung von Altanlagen in die Mengenförderung 18\r\n4\r\nDAS WICHTIGSTE IN KÜRZE\r\nUm die Klimaziele in Deutschland zu erreichen ist ein starker Ausbau Erneuerbarer Energien bis hin zu einer Vervielfachung an installierter Leistung gegenüber der maximalen Stromlast notwendig. Ein solch starker Überbau an Installation an dargebotsabhängigen Erneuerbaren Energien führt temporär zu deutlich größeren Einspeisungen als wir in Deutschland verbrauchen werden, was ohne ausreichende Flexibilitäten zu einer Ausweitung an stark niedrigen bzw. negativen Strompreisen führen würde.\r\nAufgrund der fehlenden Vergütung in Zeitfenstern negativer Strompreise (§51 EEG 2021) würde es in Folge einer solchen Ausweitung negativer Strompreiszeitfenster zu einer fehlenden betriebswirtschaftlichen Grundlage der fluktuierenden Erneuerbaren Energien führen, was den dringend benötigten Ausbau Erneuerbarer Energien begrenzt.\r\nFür eine erfolgreiche Energiewende ist es daher zwingend notwendig, dass im Markt ausreichend Flexibilitäten zur Verfügung stehen, welche bei solchen hohen Erneuerbaren Einspeisungen die Preise stabilisieren. Wie in der Strommarktdesignstudie der Fraunhofer Institute IEE und ISE vom Dezember 2021 im Auftrag des BEE gezeigt, würden selbst unter optimalen Bedingungen hinsichtlich der Entstehung von Flexibilitäten im Verbraucher- und Speicherbereich, nicht ausreichende Flexibilitäten zur Marktstabilisierung entstehen. Es verblieben weiterhin jährlich 300 bis 500 Stunden mit negativen Strompreisen, welche z.B. im PV-Bereich dazu führen würde, dass 10% bis 20% der eingespeisten Strommengen keine EEG-Förderung erhielten.\r\nAuf Basis dieser Erkenntnis ist es notwendig auch die Erzeugerflexibilität in Form der Erneuerbaren Energien, zu realisieren. Der aktuelle Fördermechanismus über eine feste Zeitdauer verhindert dies jedoch aktuell und sollte deshalb angepasst werden hin zu einer Mengenförderung über die Betriebslaufzeit.\r\nWie in diesem Positionspapier gezeigt, ist dieser Vorschlag ohne größere Herausforderung umsetzbar und zudem weitestgehend kostenneutral. Er führt zudem nicht nur zu einer Verhinderung negativer Strompreise, was unter anderem das politische Ziel mit Blick auf den §51 EEG 2021 war, sondern stabilisiert die Marktwerte Erneuerbare Energien. Dies ermöglicht ein Weiterbetrieb von Altanlagen als auch den zeitlich früheren förderfreien Betrieb von Anlagen. Eine Stabilisierung der Marktwerte führt damit sogar zu einer Verringerung des staatlichen Finanzierungsbedarfs der EEG-Zahlungen.\r\nZudem senkt eine Mengenförderung die Investitionsrisiken, was dem beschleunigten klimapolitisch notwendigen erneuerbaren Ausbau unterstützt. Wie bereits in der Strommarktdesignstudie des BEE gezeigt ist es zudem zwingend notwendig, neben der Erzeugerflexibilität in Form der Mengenförderung, auch andere Flexibilitäten im Bereich der Speicher-, Prosumer- und Verbraucherebene für ein Gelingen der Energiewende zu aktivieren.\r\n5\r\n1\r\nRÜCKBLICK: ENTWICKLUNG NEGATIVER STROMPREISE\r\nDie Anzahl negativer Strompreise ist über die letzten 10 Jahre deutlich gestiegen (siehe Abbildung 1). Zudem ist eine Verschiebung der Häufigkeit negativer Strompreise über den Tagesverlauf hin zu den Mittag- und Nachmittagsstunden klar erkennbar. Dies verursacht vor allem für die Photovoltaik in Zukunft erhebliche betriebswirtschaftliche Herausforderung, da dort ihre Haupteinspeisungszeiträume liegen. Erschwert wird dies zudem aufgrund einer mittleren Volllaststundenzahl der PV in Deutschland von ca. 950 h/a, was bereits bei 100 bis 200 negative Strompreisstunden in Zeiten hoher PV-Einstrahlung einen erheblichen Mengenanteil an der vergüteten Jahreseinspeisung verursacht.\r\nAuf Basis der Strommarktdaten der letzten Jahre lässt sich zudem ein klarer strompreissenkende Effekt der volatil erneuerbaren Energien (Wind und PV) darstellen. In Abbildung 2 ist hierzu der mittlere Strompreis der letzten Jahre in Abhängigkeit zur relativen stündlichen Stromlastdeckung durch Wind und PV dargestellt.\r\nDas Jahr 2022 war durch externe Effekte, durch ein deutlich höheres Strompreisniveau als die Vorjahre geprägt und wird deshalb als Ausnahmejahr gesondert (blaue Kurve) gegenüber den\r\nQuelle: Eigene Darstellung\r\nAbb. 1:\r\nÜbersicht über die Verteilung negativer Strompreise über den Tagesverlauf\r\n6\r\nanderen betrachteten Jahren (gelbe Kurve) abgebildet. In beiden Kurven lässt sich ein deutlich preissenkender Effekt bei steigenden Anteilen von Wind und PV in der Stromlastdeckung belegen. Das Ausnahmejahr 2022 (blaue Kurve) zeigt hierbei zudem, dass dies auch unabhängig des Strompreisniveaus realisiert wird.\r\nIn den Jahren 2017 bis 2021 war der mittlere Spotpreis bereits ab einem Wind- und PV Anteil von 75% an der deutschen Stromlast negativ.\r\nSomit ist die Energiewende und damit der weitere Ausbau der Erneuerbaren Energien nicht nur ökologisch, sondern auch ökonomisch für Deutschland von zentraler Bedeutung.\r\nDoch mit steigendem dringend benötigtem Ausbau der Erneuerbaren Energien nehmen auch die Zeitanteile zu, in denen die Erneuerbaren Energien die Schwelle von über 75% von Wind- und PV an der stündlichen deutschen Stromlast decken und somit negative Strompreise generieren. Diese für die Volkswirtschaft sehr positive Entwicklung wird gleichzeitig für den Ausbau Erneuerbarer Energien zu einer großen Herausforderung. Sinkende erzielbare Marktwerte bedrohen aufgrund der Pönalisierung des §51 EEG 2023 nicht nur die betriebswirtschaftliche Grundlage von Neuanlagen in der Förderung, sondern auch den Weiterbetrieb von Altanlagen bzw. förderfreien Neuanlagen.\r\nQuelle: Eigene Darstellung\r\nAbb. 2:\r\nMittlerer Strompreis in Abhängigkeit zum Wind und PV-Anteil der Stromlast\r\n7\r\nIm Jahr 2030 sollen nach dem EEG 2023 bereits 80% der Stromversorgung in Deutschland auf Basis von Erneuerbaren Energien realisiert werden. Die sich daraus ergebende Häufigkeit (bezogen auf die Jahresstunden) prozentualer Anteile von Wind und PV an der Stromlast ist in Abbildung 3 dargestellt. Hierzu wurde das Jahr 2021 entsprechend erzeugungsseitig als auch verbrauchseitig skaliert.\r\nGut zu erkennen ist, dass im Jahr 2030 über 12% der Jahresstunden (> 1.000 Stunden) die Wind- und PV Einspeisung in Deutschland die deutsche Stromlast vollständig decken werden. Zwar entstehen auch bis dorthin Speicher- und Verbrauchsflexibilitäten, doch zeigt die Strommarktdesignstudie des BEE, dass selbst unter optimalen Rahmenbedingungen mehr als 300 Stunden mit negativen Strompreisen verbleiben (siehe Abbildung 4).\r\nQuelle: Eigene Darstellung\r\nAbb. 3:\r\nEntwicklung der Häufigkeit prozentualer Anteile von Wind und PV an der Stromlast bis 2030\r\n8\r\nQuelle: Eigene Darstellung\r\nAbb. 4:\r\nAnzahl negativer Strompreise BEE Strommarktdesignstudie (Basisszenario)\r\n2\r\n§51 EEG 2023 UND SEINE WIRKUNG\r\nErstmals wurde im EEG 2014 in §24 die Pönalisierung (Entfall der Vergütung) der erneuerbaren Einspeisung in Zeiten negativer Strompreise vorgesehen. Erneuerbare Energieanlagen mit einer Leistung von mehr als 500 kW und einer Inbetriebnahme nach dem 01.01.2016 erhielten in Zeitfenstern mit mindestens 6 aufeinanderfolgenden negativen Strompreisstunden keine Vergütung mehr.\r\nIn den darauffolgenden EEG-Novellen wurde diese Regelung weiter verschärft. So gilt die Pönalisierung für erneuerbare Anlagen seit 2021 bereits ab 4 aufeinanderfolgende negative Strompreisstunden für Anlagen ab 400 kW (zuvor ab 500 kW) mit Inbetriebnahme ab 1.1.2023 und soll bis zum Jahr 2027 (siehe §51 EEG 2023) auf jede einzelne negative Strompreisstunde ausgedehnt werden.\r\nDas politische Ziel war es, mit der Pönalisierung Erneuerbarer Energien bei negativen Strompreisen Flexibilitäten anzureizen und entsprechend negative Strompreise zu verhindern. Doch wie bereits in Abbildung 1 gesehen weiteten sich die negativen Strompreise weiter aus. Doch vor allem ist der Anteil negativer Strompreise zwischen -0,01 bis -0,99 €/MWh stark ausge9\r\nprägt, wie man Abbildung 5 gut erkennen. Während in den letzten Jahren bereits ca. 20% aller negativen Strompreise nur wenige Eurocent/MWh unterhalb der 0 €/MWh Grenze liegen, hat sich dies im Jahr 2022, auch aufgrund anderer Effekte, auf fast 60% erhöht.\r\nDer §51 EEG 2023 wird somit häufig wegen nur geringfügig negativer Strompreise aktiviert, führt aber dennoch zu der Pönalisierung und den negativen Effekten auf die betriebswirtschaftliche Grundlage der Erneuerbaren Energien und stellt somit eine Gefahr für den weiteren Ausbau der Erneuerbaren dar.\r\nIn Abbildung 6 sind hierzu die Mengenanteile der Jahreseinspeisung von Wind und PV zwischen 2016 und September 2021 dargestellt. Aufgrund des stark gestiegenen Marktniveaus seit Mitte 2021 und 2022, auch in Folge der Auswirkungen des Ukrainekriegs, und der damit veränderten Abschaltverhalten der Direktvermarkter ist die Betrachtung dieses Zeitfenster nicht repräsentativ.\r\nEs ist gut zu erkennen, dass die relativen Mengenanteile der Jahreseinspeisung von Wind und PV, welche unter dem §51 EEG (4 Stundenregel) fallen, stetig gestiegen sind, was auch mit dem deutlichen Zubau Erneuerbarer Energien zusammenhängt. Der leichte Abfall in 2021 bei der Windenergie ist aufgrund der fehlenden Betrachtung der windstarken Monate von September bis Dezember zurückzuführen.\r\nQuelle: Eigene Darstellung\r\nAbb. 5:\r\nAnzahl negativer Strompreise oberhalb von -1 €/MWh der Jahre 2016 bis 2022\r\n10\r\nQuelle: Eigene Darstellung\r\nAbb. 6:\r\n§51 EEG Mengenanteile der Jahreseinspeisung von Wind und PV\r\nSomit stellt der §51 EEG 2021 als auch dessen Verschärfung unter §51 EEG 2023 einen in den kommenden Jahren eine immer stärkere Gefährdung der betriebswirtschaftlichen Grundlage von Neu- und Bestandsanlagen dar. Dies gefährdet massiv die Investitionssicherheit und damit den klimapolitisch notwendigen Ausbau der Erneuerbaren Energien in Deutschland.\r\n3\r\nWARUM DER §51A EEG KEINE LÖSUNG IST\r\nInnerhalb des EEG existiert über den §51a EEG eine Verlängerungsoption des Vergütungszeitraums um diejenigen Zeitstunden, welche im Rahmen des zwanzigjährigen Förderzeitraums in §51-EEG-Zeitfenstern lagen. Damit wollte der Gesetzgeber im EEG 2021 eine Abhilfe zur oben beschrieben Problematik realisieren. Doch aus den zwei nachfolgenden Gründen kann der §51a EEG das wirtschaftliche Problem des §51 EEG nicht lösen.\r\n11\r\n3.1\r\nNur stündliche Verlängerung des Vergütungszeitraums\r\nBeim §51a EEG handelt es sich nur um eine Verlängerung des Vergütungszeitraums um die Stunden, welche im zwanzigjährigen Vergütungszeitraum §51a Stunden waren. Dies löst den durch den §51 EEG entstandenen wirtschaftlichen Schaden nicht, da die Stunden negativer Strompreise aber Stunden hoher potenzieller Erzeugungsleistung sind (z.B. Mittagsstunden im Sommer bei PV), die nach dem regulären Vergütungszeitraum nachgeholten Stunden jedoch Stunden geringer Erzeugungsleistung sind (z.B. Nachtstunden im Winter bei PV). Somit kann nicht die entgangene Einspeisungsmenge nachgeholt werden, sondern nur eine Nachholung die entgangenen Stunden.\r\nBasierend auf den ersten 1.000 Stunden der Jahre 2020 bis 2022 und einer angenommenen Einspeisungsniveau bei §51 EEG-Zeiträumen von 50% der Nennleistung entspricht die Entschädigung bei der Windenergie nur knapp 60% und bei der PV nur 5% (siehe Abbildung 7).\r\nLiquiditätsproblem\r\nDa §51 EEG-Zeitfenster dennoch entstehen, werden über die Jahre Mengen nicht vergütet, welche in jedem Jahr zu Erlösausfällen kommen und somit zu einem Liquiditätsproblem führen können, wenn dadurch nicht mehr die Kosten gedeckt werden. Die Anlagen überleben die zwanzig Jahr wirtschaftlich nicht. Zudem erreichen einige Anlagen überhaupt nicht das einundzwanzigste Jahr aufgrund von Repowering.\r\nQuelle: Eigene Darstellung\r\nAbb. 7:\r\nÜbersicht über den Entschädigungsanteil des §51a EEG bei Wind und PV\r\n12\r\n4\r\nNEGATIVE STROMPREISE TROTZ DES §51 EEG\r\nDie politische Idee der Pönalisierung von erneuerbaren Energiemengen in Zeitfenstern negativer Strompreise lag der Gedanke zugrunde, dass Erneuerbare Energien somit freiwillig ihre Strommengen reduzieren und somit selbstständig negative Strompreise verhindern.\r\nDass sich dies in der Realität der letzten sieben Jahre nicht bewahrheitet hat, ist in den vorangegangenen Auswertungen abgebildet. Der Grund hierfür liegt in der Zeitförderung der Erneuerbaren Energien selbst. Anlagenbetreiber wissen dadurch, dass sie nur in den ersten 20 Jahren eine Einspeisevergütung erhalten können. Dies zwingt die Anlagenbetreiber, dem Direktvermarkter, welcher für sie die Direktvermarktung und somit auch die marktlichen Schalthandlungen übernimmt, eine Entschädigungsklausel in die Verträge zu schreiben.\r\nSomit sind die Direktvermarkter verpflichtet das Äquivalent der entgangenen Vergütung an den Anlagenbetreiber zu zahlen. Schaltet der Direktvermarkter die Anlage, verbleibt es aber bei einem §51 EEG-Zeitfenster, liegt diese Entschädigung bei „0“1,da der Anlagenbetreiber ja keine Marktprämie in solchen Zeitfenster erhält (Äquivalent = 0 €/MWh). Würde der Direktvermarkter aber noch mehr abregeln und der Strompreis würde ins Positive umschwenken und es sich somit nicht mehr um ein §51 EEG-Zeitfenster handeln, würde der Direktvermarkter die volle EEG-Vergütung als Entschädigung an den Anlagenbetreiber zahlen müssen (Äquivalent = EEG Vergütung).\r\nSomit reduziert ein Direktvermarkter zwar die Einspeisemengen unterhalb von 0 €/MWh doch kein Direktvermarkter hätte einen Anreiz den Strompreis ins Positive zu drehen, da er andernfalls Entschädigungspflichtig für die gesamten abgeregelten Strommengen wird. Das dies dennoch manchmal passiert, gut zu erkennen an den Stunden mit Strompreisen mit nur wenigen €Cent/MWh, liegt aktuell an der 4 bzw. 6 Stundenregel des §51 EEG, welcher diese Zeitfenster erst auslöst. Diese kann nicht perfekt prognostiziert werden von den Direktvermarktern, da man zwar auf stündlicher Ebene einen kaskadierten Strompreisangebot abgeben kann, jedoch nicht als bündeln über mehrere Stunden.\r\nEs ist somit offensichtlich, dass das politische Ziel mit dem §51 EEG nicht erfüllt werden kann, es aber zu einem massiven betriebswirtschaftlichen Risiko für die Anlagenbetreiber und somit als großes Investitionshemmnis wirkt.\r\n1 In einigen Verträgen wird auch hier der Marktwert als Entschädigung fällig.\r\n13\r\nDie Lösung für dieses Problem kann über zwei Wege erreicht werden:\r\n1.\r\nDie Abschaffung der Pönalisierung über den §51 EEG.\r\n2.\r\nDie Umstellung der Zeitförderung auf eine Mengenförderung über die gesamte Betriebslaufzeit einer Anlage, so dass Entschädigungspflichten der Direktvermarkter gegenüber den Anlagenbetreiber nicht mehr nötig sind.\r\n5\r\nLÖSUNG: EINFÜHRUNG EINER MENGENFÖRDERUNG\r\nWie im vorangegangenen Kapitel erläutert liegt die Problematik, weshalb Erneuerbare Energien im §51 EEG nicht selbst negative Strompreise verhindern in der Entschädigungspflicht der marktlich schaltenden Direktvermarkter gegenüber den Anlagenbetreiber.\r\nDiese Entschädigungspflicht einer Abregelung könnte allerdings entfallen, wenn es nicht eine Zeitförderung über fest 20 Jahre geben würde, sondern wenn stattdessen die erwartete Einspeisung der ersten 20 Jahre einer Anlage über die gesamte Betriebslaufzeit der Anlage vergütungsfähig wäre.\r\nIn einer solchen Mengenförderung würden die Anlagenbetreiber bzw. die finanzierenden Banken ein Anreiz haben, dem jeweiligen Direktvermarkter die klare Anweisung zu geben niemals zu negativen Strompreisen einzuspeisen. Sollte der Strompreis einmal „0“ €/MWh betragen, würde es keine Entschädigungspflicht seitens der Direktvermarkter gegenüber den Anlagenbetreiber geben, da letztere diese Mengen einfach nachholen können.\r\nIn der Strommarktdesignstudie des BEE konnte hierbei gezeigt werden, dass es sich nur um ca. 0,4 % der Jahreseinspeisung der Erneuerbaren Energien handelt, um jeden negativen Strompreis aus dem Basisszenario der Studie in einen Nullpreis zu verschieben. Diese Energiemengen würden aufsummiert über 20 Betriebsjahre nur 8% einer Jahreseinspeisung betragen und könnten somit in wenigen Monaten des einundzwanzigsten Betriebsjahr nachgeholt werden.\r\nHieraus ergeben sich mehrere Vorteile für den Anlagenbetreiber wie auch für die Volkswirtschaft:\r\n1.\r\nDie Einführung wäre weitgehend kostenneutral, da nicht mehr Einspeisemengen förderfähig wären, als in den ersten 20 Jahren normalerweise eingespeist würden.\r\n2.\r\nKeine negativen Strompreise und somit auch keine §51-EEG-Zeitfenster mehr. Kein daraus entstehendes Investitionsrisiko und Investitionshemmnis.\r\n14\r\n3.\r\nMinimierung weiterer Finanzierungsrisiken, wie unter anderem schlechte Windjahre, Reparaturstillstände, schlechte Erntejahre, Risiko der Windhöffigkeit oder auch Naturschutzauflagen im Betrieb der Anlagen, da auch diese Stunden nachgeholt werden könnten.\r\n4.\r\nEingeplante Risikopuffer (z.B. P90-Wert beim Ertragsgutachten) könnten u. U. entfallen, da auch Mindererträge nachgeholt werden könnte.\r\n5.\r\nVermeidung negativer Strompreise bewirkt auch höhere Marktwerte der Erneuerbaren Energien, was sowohl den Weiterbetrieb von Altanlagen als auch den Neubau außerhalb einer Förderung forcieren und ermöglichen könnte.\r\n6.\r\nDie steuerfinanzierte Förderung der Differenzkosten würde aufgrund der höheren Marktwerte gesenkt werden.\r\n7.\r\nBei richtiger Ausgestaltung der Mengenförderung (siehe nachfolgendes Kapitel) wäre es zudem möglich, eine Angleichung zwischen windstarken und windschwächeren Standorten zu realisieren. Dies befördert/ermöglicht auch den politisch gewünschten Zubau in den Lastzentren in Süd- und Mitteldeutschland und senkt die Netzausbau- und Redispatchkosten.\r\n8.\r\nAnreiz zum Bau von Photovoltaik in netzdienlicheren und bedarfsgerechteren Ost- und West Ausrichtungen.\r\n6\r\nAUSGESTALTUNG EINER MENGENFÖRDERUNG\r\nDie Ausgestaltung einer Mengenförderung kann hierbei sehr einfach erfolgen. An den nachfolgenden Beispielen der erneuerbaren Energien wird dies sehr gut sichtbar.\r\n6.1\r\nWindenergie\r\nDie Windenergie basiert in den heutigen Ausschreibungsrahmen auf Basis des Referenzertragsmodells. Hierzu wird die am realen Standort ermittelte erwartbare 5 Jahreseinspeisung mit einem „100% Standort“ verglichen. Ist der Standort besser als der „100% Standort“ so erhält der Anbieter einen Abschlag auf den Ausschreibungspreis und umgekehrt einen Zuschlag.\r\nSomit sind im Referenzertragsmodell die eingegangenen Preis- und Mengengrößen bereits bekannt und können direkt in eine Mengenförderung überführt werden. Hierzu müsste nur die aus den Windgutachten abgeleiteten Einspeisungsmenge über 20 Jahre als Mengenkontingent über die Betriebslaufzeit festgehalten werden. Der sich ergebende Korrekturfaktor sollte\r\n15\r\nhierbei der Kehrwert aus dem Verhältnis der Jahreseinspeisung am realen Standort gegenüber dem „100% Standort“ sein und hierbei nicht die bisherige Einteilung in bestimmten „Klassenbreiten“ unterstellen.\r\nSomit wäre ein sehr einfaches Verfahren sichergestellt und gleichzeitig die Standorte über Deutschland gleichgestellt. An folgendem Beispiel soll dies illustriert werden. Die Anlagen würden nach Einspeisung ihrer 20-jährigen Mengenkontingente dasselbe Geld verdient haben.\r\nBeispiel:\r\nIn beiden Standorten wird der gleiche Anlagentyp und Nabenhöhe (E101, Nabenhöhe: 135,4 m) eingesetzt. Die Kosten für die Anlage sind somit gleich. Beide Betreiber bieten 5,0 Eurocent/kWh in der Ausschreibung an.\r\n100% Standort (6,45 m/s, Nabenhöhe 100 m, Anlage: Enercon E101, Nabenhöhe 135,4 m)\r\nEinspeisung (5 Jahre) am 100% Standort = 47.163.469 kWh\r\nErlös (5 Jahre) am 100% Standort = 2.358.173 €\r\nStandort A: 120% Standort (+20% gegenüber 100% Standort) = 56.596.163 kWh\r\nStandort B: 70% Standort (- 30% gegenüber 100% Standort) = 33.014.428 kWh\r\nErlös Standort A (5 Jahre) = Einspeisungsmenge (5 Jahre) * Preis * Korrekturfaktor\r\nErlös Standort A (5 Jahre) = 56.596.163 kWh * 5,0 €Cent/kWh * 1/120% = 2,358 Mio. €\r\nErlös Standort B (5 Jahre) = Einspeisungsmenge (5 Jahre) * Preis * Korrekturfaktor\r\nErlös Standort B (5 Jahre) = 33.014.428 kWh * 5,0 €Cent/kWh * 1/70% = 2,358 Mio. €\r\n6.2\r\nBioenergie\r\nDa Bioenergieanlagen steuerbar sind, können sie in Zeiten negativer Strompreise ihre Stromproduktion überwiegend einstellen, so dass die Finanzierungsrisiken, die mit zunehmenden negativen Strompreisen einhergehen, für Biomasseanlagen nur in deutlich geringerem Maße entstehen. Der Vorteil einer Mengenförderung gegenüber einer zeitlich begrenzten Förderung bestünde bei Bioenergie jedoch darin, dass die energiewirtschaftlichen Vorteile der Steuerbarkeit stärker zum Einsatz kommen können. Da Biomasse auch über mehrere Monate gelagert werden kann (z.B. im Silo, Holzlager oder als Biomethan im Gasnetz), würde eine Mengenförderung im Gegensatz zu einer zeitlich begrenzten Förderung eine stärkere Verschiebung der Energieerzeugung von einem Kalenderjahr in ein anderes ermöglichen. So könnten in Jahren, in denen z.B. aufgrund eines hohen Wind- oder Solarenergieaufkommens die Residuallast\r\n16\r\ngeringer ausfällt oder in denen z.B. aufgrund niedriger Außentemperaturen weniger Wärme nachgefragt wird, die Bioenergieanlagen weniger laufen, ohne dass sich dies negativ auf die insgesamt geförderte Strommenge auswirkt.\r\nEine Mengenförderung der Stromerzeugung aus Biomasse kann grundsätzlich analog zur Mengenförderung bei Wind- und Solarenergie ausgestaltet werden, müsste jedoch aufgrund der im EEG bestehenden Anforderungen an die Flexibilität angepasst werden:\r\n1.\r\nFestlegung von Ausschreibungsvolumina und Gebotsmengen in Bemessungsleistung: Die Ausschreibungsvolumina und die Gebotsmengen müssten in Form von Strommengen eingereicht werden. Im EEG hat sich für Bioenergieanlagen der Begriff der „Bemessungsleistung“ für die in einem Kalenderjahr produzierte Strommenge etabliert (produzierte Strommenge geteilt durch 8.760 Jahresstunden). Ausschreibungsvolumina und Gebotsmengen könnten dann in Form von „Bemessungsleistung“ ausgeschrieben werden. Beispiel: Ein Projektierer reicht (für eine Neuanlage) ein Gebot über 450 kW Bemessungsleistung ein. Dies könnte in ein Stromkontigent von 450 kW Bemessungsleistung x 8760 Jahresstunden x 20 Jahre = 78.840.000 kWh umgerechnet werden.2\r\n2.\r\nBeibehaltung der Pflicht zur Überbauung: Im EEG 2023 gibt es eine „Pflicht zur Flexibilisierung“, die sicherstellen soll, dass Bioenergieanlagen technisch zu einer flexiblen Fahrweise in der Lage sind. Diese Anforderung im EEG 2023 besagt, dass die maximal förderfähige Bemessungsleistung einer Biogasanlage 45% ihrer installierten Leistung entspricht bzw. bei Holzenergieanlagen 75% der installierten Leistung. Diese Anforderung kann nahezu unverändert in eine Mengenförderung überführt werden. Die analoge Anforderung im Rahmen einer Mengenförderung an z.B. Biogasanlagen würde dann besagen, dass eine Biogasanlage, für die ein Gebot über 450 kW Bemessungsleistung abgegeben wurde, mindestens eine installierte Leistung von 1 Megawatt aufweisen muss.\r\n3.\r\nUmgestaltung des Flexibilitätszuschlags für Biogasanlagen: Biogasanlagen können laut EEG 2023 zusätzlich zur Marktprämie einen Flexibilitätszuschlag in Höhe von jährlich 65 Euro/kW installierter Leistung beanspruchen, begrenzt auf die gesamte Förderperiode (bei Neuanlagen 20 Jahre). Dies soll anreizen, dass Biogasanlagen möglichst niedrige Volllaststunden und damit eine maximale Flexibilität aufweisen. Da bei der Umstellung auf eine Mengenförderung keine Förderperiode mehr festgesetzt wird, müssen die Zahlungen aus dem Flexibilitätszuschlag (20a x 65 Euro/kW installiert) und auf das förderfähige Mengenkontingent umgelegt werden.\r\n2 Da im EEG 2023 Bestandsanlagen, die in einen zweiten Vergütungszeitraum wechseln, keine 20 Jahre, sondern nur 10 Jahre Anspruch auf eine EEG-Vergütung haben, muss ein Gebot für Bestandsanlagen über z.B. 450 kW Bemessungsleistung wie folgt in eine Strommenge umgerechnet werden: 450 kW Bemessungsleistung x 8760 Jahresstunden x 10 Jahre = 39.420.000 kWh\r\n17\r\nBeispiel: Für eine neue Biogasanlage wurde ein Gebot über 450 kW Bemessungsleistung abgegeben (ihr förderfähiges Stromkontingent beträgt damit 78.840.000 kWh) und die Anlage wurde dann mit einer installierten Leistung von 1 MW errichtet. Im EEG 2023 könnte diese Anlage Zahlungen durch den Flexibilitätszuschlag in Höhe von 65 Euro/kW installierter x 1 MW x 20 Jahre = 1,3 Millionen Euro beanspruchen, die über einen Zeitraum von 20 Jahren verteilt ausgezahlt würden. In einer Mengenförderung würde dieser Betrag nicht auf einen Zeitraum von 20 Jahren verteilt, sondern auf ein Stromkontingent von 78.840.000 kWh – dies entspricht 1,65 ct/kWh. Da diese spezifische Zahlung steigt, je höher die installierte Leistung im Vergleich zur Bemessungsleistung ausfällt, wird der Anreiz zu einer möglichst hohen Überbauung bewahrt. Die Absolutbeträge, die der Anlagenbetreiber beim Flexibilitätszuschlag im vorgeschlagenen System der Mengenförderung und in der aktuellen Systematik des EEGs erhält, sind identisch. Es ändert sich lediglich die Berechnungsmethodik.\r\nWeitere Anforderungen des EEG 2023, z.B. Qualitätskriterien an eine flexible Fahrweise, können unverändert in eine Mengenförderung überführt werden.\r\n6.3\r\nPhotovoltaik\r\nBei der Photovoltaik bietet es sich an, aufgrund der relativ stabilen jährlichen Stromerzeugung eine einfache und pauschale Berechnungsweise des Mengenkontingents auf Basis von fixen Volllaststunden zu wählen. Ein Vorschlag für die Bestimmung der genauen absoluten Fördermenge pro installierter Kilowattpeak, ggf. ergänzt um ein technologieabhängige Spezifizierung kann im weiteren politischen Umsetzungsprozess erarbeitet werden. Es kann zudem zielführend sein, differenzierte Regelungen für PV-Systeme kleiner und mittelgroßer Leistungsklassen vorzusehen.\r\nMengenkontingent = bisheriger Förderzeitraum * jährliche Volllaststunden * Nennleistung der Anlage\r\n6.4\r\nWasserkraft\r\nInnerhalb der Wasserkraft sind die Schwankungsbreiten der Volllaststunden auf Deutschlandebene gegenüber der Windenergie erheblich kleiner. Sie liegt um 3.500 h/a. Allerdings gibt es hier zwischen einzelnen Projekten deutlich stärkere Abweichungen als dies die Deutschlandebene vermuten lassen würde.\r\nDa es sich bei der Ausschreibung der Wasserkraft größtenteils um bestehende Anlagen handelt (u.a. bei der Ertüchtigung, Erweiterung, usw.), könnte auf Basis des Einspeisungsverhalten der Vergangenheit abbilden kann. Man könnte hierbei auch das Mengenkontingent, ähnlich wie bei der Windenergie, auf Basis der Ertragsgutachten für die Zukunft basieren.\r\n18\r\n6.5\r\nUmsetzung der Mengenförderung beim Netzbetreiber\r\nDie Mengenförderung selbst kann im aktuellen Rahmen des Vergütungsmechanismus eingebunden werden, da diese in der Ausgestaltung dem heutigen System gleicht.\r\nDer einzige Unterschied besteht darin, dass nicht über einen festen starren Vergütungszeitraum Vergütungen gezahlt werden, sondern auf Basis eines Mengenkontingents, welches festgelegt wird für jede Anlage auf oben beschriebener Weise. Somit müsste der Netzbetreiber bei der monatlichen Auszahlung statt auf das Betriebsjahr auf die bereits eingespeiste Strommenge der Anlage fokussieren. Diese wird bereits für alle Erneuerbare Anlagen in den Bewegungsdaten monatlich erfasst, so dass die Netzbetreiber vor der Auszahlung nur kontrollieren müsste, ob die Anlage ihr Mengenkontingent aufgebraucht hat oder nicht.\r\n6.6\r\nEinbindung von Altanlagen in die Mengenförderung\r\nDie Mengenförderung könnte auch auf Bestandsanlagen der fluktuierenden Erneuerbaren Energien (Wind und PV) über eine optionale freiwillige Wahl für die Anlagenbetreiber ausgeweitet werden. Um dies zu realisieren könnte man basierend auf den seinerzeit jeweiligen Ertragsgutachten auf deren Basis die Investitionsentscheidung der Anlagen beruhte das Mengenkontingent bestimmen.\r\nInnerhalb der Photovoltaik, bei der eine feste Volllaststundenanzahl zur Bestimmung des Mengenkontingent herangezogen wird, könnte man wie oben beschrieben wie für Neuanlagen vorgehen.\r\nIm Falle eines solchen freiwilligen Wechsels der Anlagenbetreiber aus der Zeitförderung in die Mengenförderung müsste auch hierbei der Netzbetreiber bei der monatlichen Auszahlung einer Prämie fokussieren und einen Abgleich zwischen dem Mengenkontingent und der bereits eingespeisten Energiemenge in der Vergangenheit realisieren (basierend auf den Bewegungsdaten der Anlage).\r\nImpressum\r\nBundesverband Erneuerbare Energie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\nTel.: 030 2758 1700\r\ninfo@bee-ev.de\r\nwww.bee-ev.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nHaftungshinweis\r\nDieses Dokument wurde auf Basis abstrakter gesetzlicher Vorgaben, mit größtmöglicher Sorgfalt\r\nund nach bestem Wissen erstellt. Da Fehler jedoch nie auszuschließen sind und die Inhalte\r\nÄnderungen unterliegen können, weisen wir auf Folgendes hin:\r\nDer Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) übernimmt keine Gewähr für Aktualität, Richtigkeit,\r\nVollständigkeit oder Qualität der in diesem Dokument bereitgestellten Informationen.\r\nFür Schäden materieller oder immaterieller Art, die durch die Nutzung oder Nichtnutzung der\r\ndargebotenen Informationen oder durch die Nutzung fehlerhafter und unvollständiger Informationen\r\nunmittelbar oder mittelbar verursacht werden, ist eine Haftung des BEE ausgeschlossen.\r\nDieses Dokument kann unter keinem Gesichtspunkt die eigene individuelle Bewertung im\r\nEinzelfall ersetzen.\r\nDer Bundesverband Erneuerbare Energien e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002168 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BEE finden Sie hier.\r\nDatum\r\n09. Mai 2023"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-04-16"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010356","regulatoryProjectTitle":"Aufbau einer dezentralen, grünen und systemdienlichen Wasserstoffwirtschaft","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/0a/d4/326494/Stellungnahme-Gutachten-SG2406280162.pdf","pdfPageCount":17,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Der BEE macht in diesem Zusammenhang\r\neinen Definitionsvorschlag, der sich an den Aspekten der Effizienz und der Stabilität\r\ndes Energiesystems orientiert.\r\n» Im Rahmen der Wasserstoffwirtschaft wird das Konzept der Systemdienlichkeit in den\r\nweiteren Kapiteln sowohl auf Anlagen zur Wasserstoffproduktion (insbesondere\r\nElektrolyse) als auch auf Anlagen zur Wasserstoffrückverstromung (im Rahmen der\r\nKraftwerksstrategie) angewendet.\r\n» Die Erreichung der Systemdienlichkeit der Wasserstoffproduktion ist nur mit Wasserstoff\r\naus Erneuerbaren Energien und seinen Folgeprodukten zu erzielen, da nur so\r\nkonsequent CO2-Emissionen reduziert werden können. Blauer Wasserstoff ist hingegen\r\naus Sicht des BEE keine Handlungsoption für den systemdienlichen Wasserstoffhochlauf.\r\n» Um einen entscheidenden Beitrag zum Gelingen der Energiewende zu leisten, müssen\r\ndie an die Produktion von grünem Wasserstoff angelegten Strombezugskriterien so\r\nausgestaltet sein, dass sie die Systemdienlichkeit der Wasserstoffproduktionsanlagen\r\nsicherstellen. In diesem Zusammenhang ist insbesondere im Bereich der geographischen\r\nund zeitlichen Korrelation eine Konkretisierung erforderlich.\r\n» Die marktlichen Rahmenbedingungen müssen so ausgestaltet werden, dass eine ausreichende\r\nBetriebswirtschaftlichkeit ermöglicht und zugleich systemdienliche Fahrweisen\r\nangereizt werden. Zu diesem Zweck sollten Hürden für flexible Direktbelieferungen\r\nvor dem öffentlichen Netz durch eine Änderung von § 21b EEG abgebaut werden\r\nund der Ausschreibungsmechanismus des §13k EnWG (Nutzen statt abregeln) so\r\nausgestaltet werden, dass er andere Strombezugsmöglichkeiten nicht ausschließt.\r\n» Im Zusammenhang mit der Kraftwerksstrategie bedeutet Systemdienlichkeit vor\r\nallem, dass die die H2-ready-Kraftwerkskapazitäten den kleinstmöglichen Umfang\r\nannehmen („no regret“-Strategie). Statt ausschließlich auf ineffiziente zentrale Rückverstromungskraftwerke\r\nzu setzen, empfiehlt der BEE ein dezentrales Back-up System.\r\n4\r\n» Zur Realisierung dieses dezentralen Back-ups können neben der Bioenergie zahlreiche\r\nweitere effiziente Möglichkeiten genutzt werden, im Stromsystem flexible Leistung zu\r\nermöglichen, so z.B. Batterien und Speicher, Erneuerbare KWK, steuerbare Wasserkraftanlagen\r\nund Geothermie. Diese dezentralen Flexibilisierungstechnologien\r\nkönnen den allergrößten Teil des zukünftigen Flexibilisierungsbedarfs decken, so dass\r\nnur ein sehr geringer Bedarf an zusätzlicher zentraler Kraftwerkskapazität zur Sicherstellung\r\nder Stabilität des Energiesystems verbleibt (siehe BEE Positionspapier zur Kraftwerkststrategie).\r\n» Es sollte unbedingt verhindert werden, dass eine Nutzung von grauem oder blauem\r\nWasserstoff in künftigen H2-ready Gaskraftwerken zu einem Aufbau oder einer Verstetigung\r\nvon grauen oder blauen Wasserstofferzeugungs- und importkapazitäten\r\nführt.\r\n» Systemdienliche Rückverstromung kann durch bereits bestehende oder neue Kraftwerke\r\ngrundsätzlich sowohl erzeugungs- als auch verbrauchsnah erfolgen. Entscheidend\r\nist in diesem Zusammenhang jedoch, dass eine integrierte Netzentwicklungsplanung\r\nfür die Bereiche Strom, Gas und Wasserstoff stattfindet, die eine Minimierung der\r\nGesamtnetzkosten zum Ziel hat.\r\n» Die in den Eckpunkten zur Kraftwerkstrategie angedachten Planungen, das künftige\r\nFördersystem mit dem Kapazitätsmechanismus zu verzahnen, sollten umfassend mit\r\nder Branche konsultiert werden. Es ist insbesondere unerlässlich, dass dieses Instrument\r\ntechnologieoffen für Erneuerbare gestaltet ist und kleine und dezentrale steuerbare\r\nFlexibilitäten bzw. Erzeuger („Dezentrales Back-Up”) nicht benachteiligt\r\nwerden.\r\n» Eine wichtige Voraussetzung für den Aufbau einer systemdienlich stattfindenden\r\nWasserstoffwirtschaft ist das Vorhandensein einer geeigneten Infrastruktur. Die deutsche\r\nGasinfrastruktur muss zukünftig so ausgelegt sein, dass sie zu 100 % mit\r\nErneuerbaren Gasen gespeist werden kann. Wichtig ist in diesem Zusammenhang\r\ninsbesondere, dass im Rahmen der Planungen zum zukünftigen Wasserstoffnetz die\r\nImport-Infrastruktur nicht überdimensioniert wird und alle Potentiale an Wasserstoffspeichern\r\ngenutzt werden.\r\n5\r\n1 EINLEITUNG\r\nUm die Ziele des Paris Klimaschutzabkommens zu erreichen, bedarf es einer Transformation des\r\ndeutschen Energiesystems. Wasserstoff wird hierbei eine Schlüsselrolle zukommen.\r\nGrüner Wasserstoff kann als Energiespeicher dazu dienen, überschüssige Energie aus erneuerbaren\r\nQuellen langfristig aufzunehmen und bei Bedarf flexibel wieder abzugeben. Grüner\r\nWasserstoff ist damit ein zentraler Baustein für die Sicherstellung der Versorgungssicherheit in\r\neinem erneuerbaren Energiesystem. Darüber hinaus kann grüner Wasserstoff durch die Integration\r\nerneuerbarer Energien in allen Sektoren des Energiesystems die Dekarbonisierung dieses\r\nSystems vorantreiben. Er kann in verschiedenen Sektoren eingesetzt werden, darunter in der\r\nIndustrie, im Verkehr und in der Strom- und Fernwärmeerzeugung. Zudem kann die Produktion\r\nvon Grünem Wasserstoff zur Stabilisierung des Stromnetzes beitragen, indem Schwankungen\r\nim Angebot und in der Nachfrage ausgeglichen werden. Dabei ermöglicht die Produktion\r\nvon Grünem Wasserstoff auch Flexibilität im Energieverbrauch, da die Produktion zeitlich auf die\r\nErzeugung von fluktuierenden, erneuerbaren Energien abgestimmt werden kann.\r\nDamit Wasserstoff in der Zukunft eine zentrale Rolle bei der Flexibilisierung und der Versorgungssicherheit\r\nunseres Energiesystems und bei der Senkung der Emissionen in allen Sektoren einnehmen\r\nkann, muss die deutsche Wasserstoffwirtschaft konsequent systemdienlich ausgestaltet werden.\r\nAndernfalls läuft die Bundesregierung Gefahr, ihre Klimaziele zu verfehlen und mit dem Aufbau der\r\nWasserstoffwirtschaft die Herausforderungen im Energiesystem noch zu verschärfen.\r\nOberste Prämisse muss deshalb immer sein, dass die Produktion und Nutzung von Wasserstoff\r\nder Erreichung der Klimaziele dienen. Der Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft darf kein Selbstzweck\r\nwerden.\r\nDie Bundesregierung hat die Notwendigkeit einer systemdienlichen Ausgestaltung der Wasserstoffwirtschaft\r\nerkannt und geht hierauf an verschiedener Stelle bereits ein. So spricht sich die\r\nBundesregierung in der Nationalen Wasserstoffstrategie (NWS) für eine „systemdienliche Elektrolyse“\r\naus, und erkennt diese als eine wichtige „Flexibilitätsoption“, die den Stromnetzausbaubedarf\r\nverringert. Gleichzeitig wird jedoch in der NWS festgestellt, dass nähere „Anforderungen an\r\ndie Systemdienlichkeit“ derzeit noch erarbeitet werden.1 Der Gesetzgeber hält in einer Reihe von\r\nVerordnungsermächtigungen, wie im Wind-Auf-See-Gesetz (§96 WindSeeG) und den Verordnungsermächtigungen\r\nzu den Innovationsausschreibungen und Ausschreibungen für innovative\r\nKonzepte mit wasserstoffbasierter Stromspeicherung (§§ 88d e, f EEG 2023) die Möglichkeit\r\nvor, systemdienliche Kriterien in die Ausschreibungen einzuführen. Somit findet der Begriff der\r\n„Systemdienlichkeit“ bereits gesetzliche Verankerung, ohne jedoch konkret zu benennen, was\r\nhierunter zu verstehen ist.\r\n1 Fortschreibung der Nationalen Wasserstoffstrategie, S.6f https://www.bmbf.de/SharedDocs/Downloads/\r\nde/2023/230726-fortschreibung-nws.pdf?__blob=publicationFile&v=1.\r\n6\r\n2 DEFINITION DER SYSTEMDIENLICHKEIT IM\r\nRAHMEN DER WASSERSTOFFWIRTSCHAFT\r\nUm ein tieferes Verständnis vom Begriff der Systemdienlichkeit zu erlangen, eignet sich eine\r\nAbgrenzung der eng miteinander in Bezug stehenden Begriffe Netzdienlichkeit und Systemdienlichkeit.\r\nIm Rahmen der Wasserstoffwirtschaft können diese Konzepte sowohl Anlagen\r\nzur Wasserstoffproduktion (insbesondere Elektrolyse) als auch auf Anlagen zur Wasserstoffrückverstromung\r\n(im Rahmen der Kraftwerksstrategie) angewendet werden. Der in diesem\r\nKapitel verwendete Begriff der „Anlage” bezieht sich deshalb auf beide Arten von Einheiten.\r\n1.1 Netzdienlichkeit:\r\nVoraussetzung für die Netzdienlichkeit einer Anlage ist, dass diese harmonisch und effizient in\r\ndas Stromnetz integriert werden kann, ohne Störungen zu verursachen oder den Betrieb des\r\nStromnetzes zu gefährden. Die technischen Mindestanforderungen, die sicherstellen sollen,\r\ndass die Anlage in diesem Sinne tatsächlich „netzverträglich” ist, werden für die verschiedenen\r\nSpannungsebenen in den Technischen Anschlussregeln (TAR) definiert (§19 EnWG).\r\nZiel dieser Anschlussregeln ist es laut VDE, „die Einhaltung elektrischer Eigenschaften und das\r\nrichtlinienkonforme Verhalten eines geeigneten Netzkopplungspunkts festzustellen und die\r\nErfüllung der technischen Anschlussbedingungen zu prüfen (z.B. harmonische Rückkopplung,\r\nWirk- und Blindleistung, Interaktion der Leistungselektronik der Elektrolyse)”.2\r\nUm nicht nur netzverträglich zu sein, sondern auch netzdienlich zu agieren, muss die Betriebsführung\r\nder betreffenden Anlage darüber hinaus aktiv zur Effizienz und Stabilität des Stromnetzes\r\nbeitragen.\r\nZum einen muss die Anlage dazu beisteuern, die Effizienz des Stromnetzes durch Senkung\r\nder Kosten zu erhöhen. Dies kann erreicht werden, indem Anlagen einen Beitrag dazu leisten,\r\n„Netzengpässe zu beheben und langfristig den Netzausbaubedarf zu reduzieren oder die\r\nNetzbetriebsführung zu optimieren“.3 Voraussetzung hierfür ist die “Kenntnis, Plan- oder Steuerbarkeit\r\nder Anlagen durch den Netzbetreiber”4 und/oder, dass Anlagen „einen Beitrag zur\r\nVergleichmäßigung der Netzlast” leisten.\r\nNeben dem Aspekt der Erhöhung der Effizienz sollte der Betrieb sich netzdienlich verhaltender\r\nAnlagen auch zum Frequenzhaltung, Spannungshaltung, Betriebsführung und den Versorgungswiederaufbau.\r\n2 https://www.vde.com/resource/blob/2226594/279eeea65a48407ecbd2227be6f190e9/netzdienliche-integration-\r\nvon-elektrolyseuren-data.pdf\r\n3 https://www.ffe.de/veroeffentlichungen/was-ist-netzdienlichkeit/\r\n4 https://www.ffe.de/veroeffentlichungen/was-ist-netzdienlichkeit/\r\n7\r\n1.2 Systemdienlichkeit:\r\nAnlagen, deren Betrieb system- bzw. sektorübergreifend netzdienlich ist und die in diesem\r\nSinne einen positiven Einfluss auf die Effizienz und Stabilität des gesamten Energiesystems\r\nhaben, verhalten sich systemdienlich.5\r\nNeben den oben beschriebenen möglichen positiven Beiträgen netzdienlicher Anlagen auf das\r\nStromsystem leisten sich systemdienlich verhaltende Anlagen deshalb auch einen Beitrag zur\r\nEffizienz und Stabilität der Gas- und Wärmenetze. So kann eine systemdienliche Wasserstoffproduktion\r\nmithilfe seiner bedarfsgerechten Wasserstoffeinspeisung aktiv den Brennwert des\r\nGasmixes im Gasnetz optimieren. Und auch in den Wärmenetzen können Anlagen zur Wasserstoffproduktion\r\noder -rückverstromung positive Effekte haben, indem sie ihre Abwärme zur\r\nEffizienzsteigerung in diese Netze speisen.6\r\nÜber die effiziente Verteilung der Energie im Rahmen einer „Gesamtnetzdienlichkeit” hinaus,\r\nleisten systemdienlich betriebene Anlagen jedoch auch einen Beitrag zur Versorgung aller\r\nSektoren des Energiesystems mit erneuerbaren Energien. In diesem Sinne erhöhen Anlagen,\r\ndie systemdienlich betrieben werden sowohl die physikalische als auch marktliche Integration\r\nvon fluktuierenden erneuerbaren Energien in ein effizientes Energiesystem und leisten\r\neinen Beitrag hin zu einem System, das zu 100 Prozent auf Erneuerbaren Energien basiert.7\r\n5 In Anlehnung an: https://www.vde.com/resource/blob/2226594/279eeea65a48407ecbd2227be6f190e9/netzdienliche-\r\nintegration-von-elektrolyseuren-data.pdf\r\n6 https://norddeutsches-reallabor.de/download/potentiale-grenzen-und-prioritaeten-gruener-wasserstoff-fuerdie-\r\nenergiewende-teil-2-der-gebaeudesektor/?wpdmdl=3505&refresh=66154511909bb1712669969\r\n7 https://reiner-lemoine-institut.de/wp-content/uploads/2022/03/2022-03-10_Abschlussbericht_Netzdienliche_\r\nWasserstofferzeugung.pdf\r\n8\r\nAbb. 1: Übersicht über die definierten Begriffe Netz- und Systemdienlichkeit\r\n(eigene Darstellung)\r\n3 GESETZLICHER RAHMEN FÜR SYSTEMDIENLICHER\r\nWASSERSTOFFPRODUKTION\r\nDer BEE sieht die Systemdienlichkeit der Wasserstoffproduktion als zentrale regulatorische\r\nVoraussetzung für den energiewendegerechten Hochlauf einer deutschen Wasserstoffwirtschaft.\r\n1.3 Grüner Wasserstoff: der einzige Weg zur\r\nsystemdienlichen Wasserstoffproduktion\r\nZur Erreichung der gewünschten Systemdienlichkeit der Wasserstoffproduktion bedarf es\r\nzunächst der Setzung der richtigen Weichenstellungen im Rahmen der „Farbendebatte“.\r\nEine nachhaltige Klimaschutzwirkung ist nur mit Wasserstoff aus Erneuerbaren Energien und\r\nseinen Folgeprodukten zu erzielen, da nur so konsequent CO2-Emissionen reduziert werden\r\nkönnen. Nur grüner Wasserstoff kann daher (unter der Voraussetzung genügend starker\r\nKriterien, siehe weiter unten) im Sinne der obigen Definition systemdienlich sein.\r\n9\r\nZur grünen Wasserstoffproduktion zählt dabei nicht nur die Elektrolyse unter Verwendung\r\nerneuerbaren Stroms, sondern auch die Herstellung von Wasserstoff aus Biomasse. Beide\r\nVerfahren sind kurzfristig verfügbar und können den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft\r\nunmittelbar einleiten.\r\nBlauer Wasserstoff ist aus Sicht des BEE keine Handlungsoption für den systemdienlichen\r\nWasserstoffhochlauf. Zum einen ist blauer Wasserstoff klimaschädlich, insbesondere wenn man\r\ndie durch Leckagen bei Transport und Produktion von Erdgas entstehenden Vorketten-Emissionen\r\nin Betracht zieht.8 Gleichzeitig müssten in den nächsten Jahren bei einem breiten Einsatz\r\nvon blauem Wasserstoff erst entsprechende Anlagenkapazitäten errichtet werden, was fossile\r\nstranded investments verursachen würde. Zum anderen ist die blaue Wasserstoffproduktion\r\nmit verschiedenen Herausforderungen wie z.B. einer begrenzter Anzahl von CCS-Endlagerstätten\r\nund Akzeptanzrisiken behaftet. Außerdem ist blauer Wasserstoff als Erdgasderivat erheblichen\r\nMarktrisiken ausgesetzt und verschärft damit sowohl die Energieabhängigkeit als auch\r\ndie unsichere Versorgungssituation im Gasbereich.\r\n1.4 Um die Systemdienlichkeit der grünen Wasserstoffproduktion\r\nsicherzustellen bedarf es starker Kriterien\r\nDie ausreichende Produktion von grünem Wasserstoff ist für die Transformation des Energiesystems\r\nvon zentraler Bedeutung. Der BEE hat in seiner von den Fraunhofer IEE und ISE\r\ndurchgeführten Studie zum neuen Strommarktdesign auf die großen Potentiale der heimischen\r\nWasserstoffproduktion und deren entscheidender Bedeutung für die Integration fluktuierender\r\nerneuerbarer Energien im neuen Energiesystem hingewiesen.9\r\nUm einen entscheidenden Beitrag zum Gelingen der Energiewende zu leisten, müssen die an\r\ndie Produktion von grünem Wasserstoff angelegten Kriterien jedoch so ausgestaltet sein, dass\r\nsie die Systemdienlichkeit der Wasserstoffproduktionsanlagen sicherstellen.\r\nOhne starke Kriterien für die Wasserstoffproduktion droht die Installation von Elektrolyseuren\r\nals große Stromverbraucher, die aus betriebswirtschaftlichem Optimierungsbedarf als Grundlast\r\nbetrieben werden und damit den Strombedarf auch in Zeiten und an Orten mit geringer\r\nVerfügbarkeit von erneuerbaren Energien erhöhen. Als Konsequenz droht eine Erhöhung der\r\nProduktion teurer Strommengen aus Residualkraftwerken, die zudem für die kommenden 10\r\n8 Blauer Wasserstoff hat selbst bei einer Steigerung der CCS-Effizienz von aktuell 56 auf 90% unter Einbezug der\r\nVorkettenemissionen mit 168g CO2Äq./ kWh H2 noch deutlich höhere THG-Emissionen als grüner Wasserstoff\r\nmit verbleibenden Restemissionen von 26 g CO2Äq./kWh H2 (grauer Wasserstoff im Vergleich: 398 g CO2Äq. /\r\nkWh H2), siehe hierzu: Green Planet Energy (2020), Kurzstudie Blauer Wasserstoff – Perspektiven und Grenzen\r\neines neuen Technologiepfades https://green-planet-energy.de/fileadmin/docs/publikationen/Studien/blauerwasserstoff-\r\nstudie-2020.pdf.\r\n9 https://www.klimaneutrales-stromsystem.de/pdf/Strommarktdesignstudie_BEE_final_Stand_14_12_2021.pdf\r\n10\r\nbis 20 Jahre fossile Emissionen verursachen werden. Dies kann im Rahmen der Erreichung der\r\nKlimaziele nicht gewollt sein.\r\nUm solche Szenarien zu verhindern, sollte die Bundesregierung dringend die Spielräume\r\nnutzen, welche die EU den Mitgliedsstaaten im Rahmen der nationalen Umsetzung ihres Delegierten\r\nRechtsakts zu den Bedingungen der Produktion von flüssigen oder gasförmigen erneuerbaren\r\nKraftstoffe nicht-biogenen Ursprungs eingeräumt hat. Hierzu sollten die Kriterien für\r\nden Strombezug bei der Produktion von grünem Wasserstoff, insbesondere im Bereich der\r\ngeographischen und zeitlichen Korrelation konkretisiert werden, so wie es auch in einer\r\naktuellen Bundesratsinitiative der Länder Berlin und Brandenburg10 gefordert wird:\r\n» Im Zusammenhang mit der zeitlichen Korrelation sollte die Einführung des Kriteriums\r\nder stündlichen Zeitgleichheit zwischen EE-Stromerzeugung und Elektrolyse, so wie es\r\nden Mitgliedsstaaten von der EU-Kommission explizit freigestellt wird, vom 1.1.2030 auf\r\nden 1.7.2027 vorgezogen werden. Erst mit dieser enger ausgelegten Zeitgleichheit kann\r\nsichergestellt werden, dass bei der für die Wasserstoffgewinnung erforderlichen Stromerzeugung\r\ndie CO-Emissionen minimiert werden.\r\n» Bei der geographischen Korrelation hat die EU-Kommission in ihrem delegierten\r\nRechtsakt lediglich Gebotszonen-bezogene Kriterien definiert, den Mitgliedsstaaten\r\ndarüber hinaus aber offen gelassen, weitere Kriterien einzuführen. Vor diesem Hintergrund\r\nschlägt der BEE die Einführung eines Standortkriteriums, welches verhindert, dass\r\nElektrolyseure als neue Stromverbraucher die Situation beim Netzengpassmanagement\r\nweiter verschärfen. BEE-Vorschlag: Die EE-Anlage, die den Strom für die Wasserstoffproduktion\r\nüber einen Stromabnahmevertrag bereitstellt, liegt in einem Radius von 200\r\nkm Entfernung um den Elektrolyseur.\r\n» Die regionale Eingrenzung führt dazu, dass die Elektrolyse vorrangig an Orten mit hoher\r\nEE-Erzeugung stattfindet. Die Netzausbaupläne der ÜNB sehen eine vermehrte Verortung\r\nvon Elektrolysekapazität im Norden Deutschlands bereits vor. Dadurch können\r\nElektrolyseure dazu beitragen, Netzkosten zu senken, indem sie Netzengpässe beheben\r\nund somit den Netzausbaubedarf reduzieren. Das Kriterium der Systemdienlichkeit\r\nist somit erfüllt. Fehlt hingegen eine solche Eingrenzung und wird Elektrolyse auch\r\nin Regionen mit wenig EE-Erzeugung und mit bereits bestehenden Lastüberschüssen\r\nangereizt, kann diese die Anzahl von Netzengpässen und damit die Kosten von Redispatch-\r\nMaßnahmen erhöhen.\r\n10 https://www.bundesrat.de/SharedDocs/drucksachen/2024/0101-0200/121-24.html\r\n11\r\n1.5 Marktliche Rahmenbedingungen so ausgestalten,\r\ndass der betriebswirtschaftliche Einsatz\r\nvon Elektrolyseuren möglich wird\r\nDie oben beschriebenen Kriterien, die aus Sicht des BEE zur Sicherstellung eines systemdienlichen\r\nHochlaufs der Wasserstoffproduktion in Deutschland notwendig sind, stellen eine\r\nHerausforderung für die Betriebswirtschaftlichkeit von Elektrolyseuren dar. Ein gesetzlicher\r\nRahmen, der einen betriebswirtschaftlichen Einsatz von Elektrolyseuren ermöglicht, ist jedoch\r\neine Grundvoraussetzung für die Investition in Wasserstoffprojekte und damit für den Hochlauf\r\nder Wasserstoffwirtschaft.\r\nDie Bundesregierung sollte aus diesem Grund einen rechtlichen Rahmen schaffen, der eine\r\nausreichende Betriebswirtschaftlichkeit ermöglicht und zugleich systemdienliche Fahrweisen\r\nanreizt:\r\n» Betreiber von Erneuerbaren-Energien-Anlagen sollten systemdienlich über direkte\r\nLeitungen Strom an Elektrolyseure liefern können, ohne mit diesem Strom das Netz\r\nunnötig zu belasten. Diese Belieferung außerhalb des Netzes der allgemeinen Versorgung\r\nmuss flexibel und situationsbedingt möglich sein, auch wenn die übrigen Strommengen\r\nüber die geförderte Direktvermarktung ins Netz geliefert werden. Dem steht\r\naber das Erfordernis aus § 21b Abs. 2 EEG entgegen, dass die verschiedenen Vermarktungsformen\r\nin jeder Viertelstunde im gleichen Verhältnis erfolgen müssen (sog. starre\r\nProportionalität); dies kann nur monatlich angepasst werden. Eine Ausnahme gilt für die\r\nDirektlieferung an Dritte nur in unmittelbarer räumlicher Nähe. Da jedoch insbesondere\r\nWindparks oft mehrere Kilometer von den Elektrolyseanlagen entfernt stehen, befinden\r\nsie sich meist nicht in unmittelbarer räumlicher Nähe. Das hat zur Folge, dass die\r\nElektrolyseure oft jederzeit mit Strommengen beliefert werden, unabhängig von ihrem\r\ntatsächlichen Bedarf. Eine flexible, systemdienliche Betriebsweise ist so nicht möglich.\r\nFür die systemdienliche Belieferung der Elektrolyseure mit Strom, sollte die „starre\r\nProportionalität” in § 21b EEG für Lieferungen abseits des öffentlichen Netzes\r\nauch außerhalb der unmittelbaren räumlichen Nähe aufgehoben werden. Systemdienlich\r\nbetriebene Elektrolyseure, welche erzeugungsnah vor demselben Netzverknüpfungspunkt,\r\nalso ohne Netznutzung, mit Strom direkt beliefert werden, müssen auch\r\ntatsächlich flexibel gefahren werden können. Für die Anlagenbetreiber der EE-Erzeugungsanlagen\r\nist es wichtig, dass die Einspeisung ins Netz weiterhin mit der Marktprämie\r\nvergütet werden kann. Denn nur über eine solche verlässliche Absicherung der\r\nFinanzierung können, die für die Dekarbonisierung des Stromsystems erforderlichen\r\nEE-Anlagen gebaut werden.\r\n12\r\n» Im Rahmen der Umsetzung des §13k EnWg („Nutzen statt abregeln”) sollte das Regelungskonzept\r\nder Übertragungsnetzbetreiber sowie das durch die Bundesnetzagentur\r\nzu definierende Zusätzlichkeitskriterium so ausgestaltet werden, dass dieses Instrument\r\neine attraktive weitere Möglichkeit des Strombezugs darstellt. Wichtig ist insbesondere,\r\ndass bei der Definition des Zusätzlichkeitskriteriums klargestellt wird, dass ein\r\nStrombezug des Elektrolyseurs im Rahmen des §13k EnWG andere Strombezugsmöglichkeiten\r\nnicht ausschließt.\r\n» In §96 WindSeeG sind für die Jahre 2023 bis 2028 Ausschreibungen von systemdienlich\r\nmit Elektrolyseuren erzeugtem Grünen Wasserstoff vorgesehen. Diese könnten\r\nein zentrales Instrument für die Implementierung von systemdienlichen Anlagen sein.\r\nLeider ist aktuell keine Umsetzung der Ausschreibung abzusehen. Die Umsetzung des\r\nangekündigten Förderinstrument sollte so schnell wie möglich vorangetrieben werden.\r\n» Der §14c EnWG zur marktgestützten Beschaffung von Flexibilitätsdienstleistungen\r\nim Elektrizitätsverteilernetz sollte so ausgestaltet werden, dass Elektrolyseure\r\nin einem transparenten, diskriminierungsfreien und marktgestützten Verfahren die\r\nbenötigten Flexibilitätsdienstleistungen bereitstellen können. Ausnahmen von der\r\nVerpflichtung zur marktgestützten Beschaffung, die laut Gesetz möglich sind, „sofern\r\neine solche Beschaffung nicht wirtschaftlich effizient ist oder zu schwerwiegenden\r\nMarktverzerrungen oder zu stärkeren Engpässen führen würde“, sollten klar definiert\r\nwerden. Dies ist bisher nicht der Fall.\r\n» Die aktuelle Rechtslage in § 118 Abs. 6 EnWG ermöglicht Elektroyseursbetreibern\r\neine Netzentgeltbefreiung bis zum Jahr 2027, allerdings ohne eine Knüpfung an klare\r\nSystemdienlichkeitskriterien. Eine Entfristung der Netzentgeltbefreiung über das Jahr\r\n2027 hinaus ist im Rahmen der bestehenden Netzentgeltsystematik zur Herstellung\r\nvon Investitionssicherheit sinnvoll. Eine solche Netzentgeltbefreiung sollte sich aber\r\nauf solche Elektrolyseure begrenzen, die an systemdienlichen Standorten betrieben\r\nwerden (siehe BEE-Strommarktstudie).\r\n» Förderprogramme für die Transformation weiterer Sektoren wie Klimaschutzverträge\r\noder Kohlenstoffdifferenzvertäge (CCfDs) sollten so ausgestaltet werden, dass Elektrolyseure\r\nnicht als inflexible Grundlast zum Bremsklotz der Energiesystemwende\r\nwerden.\r\n» Grüner Wasserstoff ist heute aufgrund starker fossiler Marktverzerrungen im Vergleich\r\nzu grauem oder blauem Wasserstoff noch relativ teuer. Zwar wird die Skalierung der\r\nProduktion perspektivisch niedrigere Investitionskosten für Elektrolyseure nach sich\r\nziehen. Um den Abnehmern konkurrenzfähige Preise bieten zu können, ist jedoch auch\r\ndie sich kontinuierlich erhöhende CO2-Bepreisung von großer Bedeutung.\r\n13\r\n4 SYSTEMDIENLICHE NUTZUNG VON WASSERSTOFF\r\nIM KONTEXT DER KRAFTWERKSTSTRATEGIE\r\nDie Bundesregierung plant laut Einigungspapier zur Kraftwerksstrategie, dass neue Kraftwerkskapazitäten\r\nim Umfang von bis zu 4 mal 2,5 GW als H2-ready Gaskraftwerke kurzfristig ausgeschrieben\r\nwerden.\r\nDie Rückverstromung von Wasserstoff geht jedoch mit hohen Umwandlungsverlusten\r\neinher.11 Statt ausschließlich auf ineffiziente zentrale Rückverstromungskraftwerke\r\nzu setzen, empfiehlt der BEE deshalb im Sinne der Systemdienlichkeit, welche sich wie in\r\nKapitel 2 aufgezeigt insbesondere über die Effizienz und Stabilität im gesamten Energiesystem\r\ndefinieren lässt, ein dezentrales Back-up System.\r\nZum Aufbau eines solches dezentrales Back-ups können die bereits vorhandenen effizienten\r\nBioenergie-KWK-Anlagen bzw. die dahinterstehende Produktion biogener Brennstoffe sowie\r\nnoch offene nachhaltige Biomassepotenziale genutzt werden. Allein der bestehende Biogasanlagenpark\r\nkann bei Fortführung der Umrüstung auf eine flexible Fahrweise je nach Grad dieser\r\nÜberbauung zwischen 18 bis 27 GW gesicherte flexible Leistung bereitstellen. Neben der Bioenergie\r\nexistieren zahlreiche weitere effiziente Möglichkeiten, im Stromsystem flexible Leistung zu\r\nermöglichen: Batterien und Speicher, Erneuerbare KWK, die Nutzung bivalenter Speicher,\r\ngezielte Sektorenkopplung, steuerbare Wasserkraftanlagen und Geothermie sowie kleine,\r\nnetzdienlich platzierte Elektrolyseure und PtH-Anlagen. Zu guter Letzt kann auch die Nutzung\r\nder Potentiale im Rahmen der Flexibilisierung des Verbraucherverhaltens („Demand-Side-Management“)\r\nzur Senkung des Bedarfs an zentralen Kraftwerkskapazitäten beitragen.\r\nDer BEE hat in seiner von den Fraunhofer IEE und ISE durchgeführten Studie zum neuen Strommarktdesign\r\naufgezeigt, dass bei Setzung des richtigen rechtlichen Rahmens die oben beschriebenen\r\ndezentralen Flexibilisierungstechnologien den allergrößten Teil des zukünftigen Flexibilisierungsbedarfs\r\ndecken können und nur ein sehr geringer Bedarf an zusätzlicher zentraler\r\nKraftwerkskapazität zur Sicherstellung der Stabilität des Energiesystems verbleibt.12 Statt neue\r\nÜberkapazitäten an Gaskraftwerken zu schaffen, sollte die Bundesregierung deshalb eine „no\r\nregret Strategie“ verfolgen, also nur so viele dieser Kraftwerke einsetzen wie zur Aufrechterhaltung\r\nder Systemstabilität bei Nutzung aller anderen dezentralen Flexibilitäten unbedingt nötig.\r\nIm Rahmen der Realisierung dieser geringen, für die Sicherstellung der Versorgungssicherheit\r\nnotwendigen verbleibenden Kraftwerkskapazität, sollten im Sinne der Systemdienlichkeit des\r\nKraftwerksparks folgende Punkte Berücksichtigung finden:\r\n11 https://www.umweltrat.de/SharedDocs/Downloads/DE/04_Stellungnahmen/2020_2024/2021_06_stellungnahme_\r\nwasserstoff_im_klimaschutz.pdf?__blob=publicationFile&v=4 , Seite 66.\r\n12 https://www.klimaneutrales-stromsystem.de/pdf/Strommarktdesignstudie_BEE_final_Stand_14_12_2021.pdf\r\n14\r\n» Die Kraftwerksstrategie sieht bisher vor, dass Wasserstoff aller Farben genutzt werden\r\nkann. Der Wasserstoffhochlauf muss sich aber auf grünen Wasserstoff konzentrieren,\r\num Emissionen tatsächlich zu vermeiden. Es muss unbedingt verhindert werden,\r\ndass eine Nutzung von grauem oder blauem Wasserstoff in künftigen H2-ready\r\nGaskraftwerken zu einem Aufbau oder einer Verstetigung von grauen oder blauen\r\nWasserstofferzeugungs- und importkapazitäten führt. Nur grüner Wasserstoff ist\r\nder systemdienliche Energieträger der Energiewende. Daher müssen die Förderbedingungen\r\nden Einsatz von grünem Wasserstoff gegenüber grauem oder blauem Wasserstoff\r\nklar bevorzugen.\r\n» Hinsichtlich der systemdienlichen Standorte für die künftigen H2-Kraftwerke kommen\r\nsowohl erzeugungsnahe als auch verbrauchsnahe Standorte für eine Rückverstromung\r\nin Betracht. Verbrauchsnahe Rückverstromung ist vor allem in solchen Zeitfenstern sinnvoll,\r\nin denen die Stromleitungskapazitäten aufgrund hoher Erzeugung fluktuierender\r\nerneuerbarer Energien ausgelastet sind. Die Rückverstromung des in Verbrauchsnähe\r\nvorhandenen Wasserstoff kann in solchen Situationen helfen, ausreichend erneuerbaren\r\nStrom zur Verfügung zu stellen. Erzeugungsnahe Rückverstromung ist hingegen vor\r\nallem in solchen Zeitfenstern sinnvoll, in denen aufgrund geringer Verfügbarkeit von\r\nWind- und Solarenergie Stromnetzkapazitäten ungenutzt bleiben. Kraftwerke, die den\r\nin Erzeugungsnähe vorhandenen Wasserstoff rückverstromen, können in diesen Situationen\r\ndie frei gewordenen Transportkapazitäten nutzen, um den Strom in verbrauchsstärkere\r\nRegionen zu transportieren.\r\n» Systemdienliche Rückverstromung kann durch bereits bestehende oder neue Kraftwerke\r\nalso grundsätzlich sowohl erzeugungs- als auch verbrauchsnah erfolgen. Sinnvollerweise\r\nwerden die Kombination aus Zugang zu Hochspannungsleitungen, Zugang zum\r\nkünftigen Wasserstoffnetz und ggfs. die Möglichkeit, Wasserstoff vor Ort zu speichern,\r\nden für das System sinnvollsten Standort für künftige Kraftwerke ergeben. Entscheidend\r\nist in diesem Zusammenhang, dass eine integrierte Netzentwicklungsplanung für\r\ndie Bereiche Strom, Gas und Wasserstoff stattfindet, die eine Minimierung der\r\nGesamtnetzkosten zum Ziel hat.\r\nDie Kraftwerksstrategie setzt sich außerdem zum Ziel, das künftige Fördersystem mit dem\r\nKapazitätsmechanismus zu verzahnen. Damit wird die stromnetzdienliche Betriebsweise\r\nkünftiger H2 Kraftwerke auch eine Frage des Kapazitätsmarktdesigns. Der Gesetzgeber muss\r\nfür die wenigen Volllaststunden dieser Kraftwerke ein wirtschaftliches Umfeld schaffen. Das\r\nAufsetzen eines entsprechend ausgestalteten Kapazitätsmarkts ist jedoch eine tiefgehende\r\nReform des bisherigen Strommarktes und sollte umfassend mit der Branche diskutiert\r\nwerden. Es ist insbesondere unerlässlich, dass dieses Instrument technologieoffen für\r\nErneuerbare gestaltet ist und kleine und dezentrale steuerbare Flexibilitäten bzw. Erzeuger,\r\ndie wie oben beschrieben bei Setzung des richtigen Rechtsrahmens einen Großteil des\r\nzukünftig benötigten Flexibilitätsbedarfs decken können, nicht benachteiligt werden.\r\n15\r\n5 INFRASTRUKTUR FÜR EINE SYSTEMDIENLICHE\r\nWASSERSTOFFWIRTSCHAFT\r\nEine wichtige Voraussetzung für den Aufbau einer systemdienlich stattfindenden Wasserstoffwirtschaft\r\nist das Vorhandensein einer geeigneten Infrastruktur. Die deutsche\r\nGasinfrastruktur muss zukünftig so ausgelegt sein, dass sie zu 100 % mit Erneuerbaren Gasen\r\ngespeist werden kann. Maßnahmen zum langfristigen Umbau der Infrastruktur müssen sich\r\naus diesem Grund daran messen lassen, ob sie für den Transport sowie die dezentrale Einspeisung\r\nund Speicherung von Wasserstoff bzw. Wasserstoffderivaten (ins. synthetischem Methan)\r\nund biogenen Gasen benötigt werden. Bei der Weiterentwicklung sollten sich der Aufbau einer\r\neigenen Wasserstoff- bzw. EE-Gasinfrastruktur und die Nutzung der bestehenden Gasinfrastruktur\r\nsinnvoll ergänzen.\r\nWichtig ist in diesem Zusammenhang, dass im Rahmen der Planungen zum zukünftigen\r\nWasserstoffnetz die Import-Infrastruktur nicht überdimensioniert wird. Stattdessen sollten\r\ndie großen Potentiale für grüne inländische Wasserstoffproduktion genutzt werden und\r\nsich der Hochlauf der Import-Infrastruktur auf „No regret-Maßnahmen” beschränken, die das\r\nRisiko von Fehlinvestition und stranded assets vermeiden. Des Weiteren sollten im Rahmen der\r\nWasserstoffnetzplanungen die Wasserstoffspeicher-Potenziale genutzt werden. Wasserstoffspeicher\r\nsind deshalb von so großer Bedeutung, weil sie in Zeiten hohen Bedarfs ausspeichern\r\nund in Zeiten geringen Bedarfs einspeichern und somit in beiden Fällen zur Entlastung\r\ndes Netzes beitragen.13 Damit leisten Wasserstoffspeicher einen Wertbeitrag für das Netz.\r\nDieser wirkt sich auch effizient auf die Netzentwicklung aus, da Importkapazitäten auf geringere\r\nLasten im Netz ausgelegt werden können und somit der Fokus auf „No-regret-Maßnahmen”\r\nfür den Wasserstoffimport gelegt werden kann.\r\nWasserstoffspeicher ermöglichen Elektrolyseuren und Kraftwerken eine Nutzung/Fahrweise,\r\ndie losgelöst von einem direkten Verbrauch des Wasserstoffs bzw. einer direkten Produktion\r\ndes Wasserstoffs ist. Sie schlagen die Brücke zwischen Elektrolyseuren und Kraftwerken und\r\nermöglichen eine Absicherung des Wasserstoff- und Energiemarktes. Zugleich wird durch\r\nWasserstoffspeicher der Aufbau einer strategischen Reserve dieses Energieträgers ermöglicht.\r\n13 Der BEE hat in einer Stellungnahme zum Planungsstand Wasserstoff-Kernnetz der Fernleitungsnetzbetreiber\r\nu.a. Kritik an den Annahmen zur Import-Infrastruktur und zur Berücksichtigung von Wasserstoffspeichern geäußert:\r\nhttps://www.bee-ev.de/service/publikationen-medien/beitrag/kurzstellungnahme-planungsstand-wasserstoff-\r\nkernnetz-der-fernleitungsnetzbetreiber.\r\nAls Dachverband vereint der Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) Fachverbände\r\nund Landesorganisationen, Unternehmen und Vereine aller Sparten und Anwendungsbereiche\r\nder Erneuerbaren Energien in Deutschland. Bei seiner inhaltlichen Arbeit\r\ndeckt der BEE Themen rund um die Energieerzeugung, die Übertragung über Netz-Infrastrukturen,\r\nsowie den Energieverbrauch ab.\r\nDer BEE ist als zentrale Plattform aller Akteur:innen der gesamten modernen Energiewirtschaft\r\ndie wesentliche Anlaufstelle für Politik, Medien und Gesellschaft. Unser Ziel: 100\r\nProzent Erneuerbare Energie in den Bereichen Strom, Wärme und Mobilität.\r\nAnsprechpartner*innen\r\nBundesverband Erneuerbare Energie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\nDr. Matthias Stark\r\nLeiter Fachbereich\r\nErneuerbare Energiesysteme\r\n030 . 275 81 70-022\r\nmatthias.stark@bee-ev.de\r\nFlorian Widdel\r\nReferent für Digitalisierung,\r\nSektorenkopplung und Energienetze\r\n030 . 275 81 70-17\r\nflorian.widdel@bee-ev.de\r\nTitelbild\r\nmalp, stock.adobe.com\r\nImpressum\r\nBundesverband Erneuerbare Energie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\nTel.: 030 2758 1700\r\ninfo@bee-ev.de\r\nwww.bee-ev.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nHaftungshinweis\r\nDieses Dokument wurde auf Basis abstrakter gesetzlicher Vorgaben, mit größtmöglicher Sorgfalt\r\nund nach bestem Wissen erstellt. Da Fehler jedoch nie auszuschließen sind und die Inhalte\r\nÄnderungen unterliegen können, weisen wir auf Folgendes hin:\r\nDer Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) übernimmt keine Gewähr für Aktualität, Richtigkeit,\r\nVollständigkeit oder Qualität der in diesem Dokument bereitgestellten Informationen.\r\nFür Schäden materieller oder immaterieller Art, die durch die Nutzung oder Nichtnutzung der\r\ndargebotenen Informationen oder durch die Nutzung fehlerhafter und unvollständiger Informationen\r\nunmittelbar oder mittelbar verursacht werden, ist eine Haftung des BEE ausgeschlossen.\r\nDieses Dokument kann unter keinem Gesichtspunkt die eigene individuelle Bewertung im\r\nEinzelfall ersetzen.\r\nDer Bundesverband Erneuerbare Energien e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002168 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BEE finden Sie hier.\r\nDatum\r\n29. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"DAS WICHTIGSTE IN KÜRZE\r\nWasserstoff kann eine zentrale Rolle für die Energiewende und insbesondere die Defossilisierung von Industrie und Verkehr einnehmen. Wird er grün gewonnen, also aus Erneuerbaren Energien, bietet er zahlreiche Chancen für Deutschland:\r\n\r\nWachstumspotenziale für deutsche Unternehmen\r\nGrüner Wasserstoff steigert die Kosteneffizienz der Energiewende\r\nMehr Unabhängigkeit von (fossilen) Energieimporten\r\nErreichen der Klimaziele\r\nBeim Aufbau der Wasserstoffwirtschaft geht es nun in die Umsetzungsphase. Wichtige Schritte, wie die Verabschiedung des Wasserstoffkernnetzes, sind gegangen. Um den Markthochlauf zu ermöglichen und die Potenziale des grünen Wasserstoffs zu realisieren, schlägt der BEE folgende Maßnahmen vor:\r\n\r\nVorrang für heimische Produktion\r\nErzeugung und Nutzung von grünem Wasserstoff priorisieren\r\nSystemdienlichkeit bei Erzeugung sicherstellen\r\nAktuelle Strombezugskriterien den Herausforderungen anpassen\r\nWeitere Anreizsysteme für mehr Betriebswirtschaftlichkeit von Elektrolyseuren\r\nWeitere Instrumente für mehr Nachfrage nach grünem Wasserstoff\r\nInfrastrukturausbau weiter vorantreiben\r\nDie kommende Legislaturperiode wird darüber entscheiden, ob der Hochlauf der grünen Wasserstoffwirtschaft gelingt. Jetzt ist der Moment, um die richtigen Weichen zu stellen!\r\n\r\n1 CHANCEN EINER GRÜNEN WASSERSTOFFWIRTSCHAFT\r\nDie grüne Wasserstoffwirtschaft bietet eine Reihe entscheidender Chancen. Sie schafft Wertschöpfung und sichert Arbeitsplätze in Deutschland. Der systemdienliche1 Ausbau von Elektrolysekapazitäten erhöht zudem die Kosteneffizienz des gesamten Energiesystems. Jeder investierte Euro stärkt die heimische Industrie, senkt die Abhängigkeit von fossilen Importen und bringt den Standort Deutschland näher ans Ziel einer leistungsfähigen, wachsenden und klimaneutralen Wirtschaft.\r\n\r\nBlauer Wasserstoff ist dahingegen keine Alternative. Er zementiert fossile Abhängigkeiten, verursacht weiterhin hohe Emissionen – insbesondere in der Vorkette – und verzögert die notwendige Abkehr von zukünftig teureren und klimaschädlichen Energiequellen. Deutschland muss jetzt konsequent auf grünen anstelle von blauem Wasserstoff setzen.\r\n\r\n1.1 Grüner Wasserstoff bietet Wachstumschancen für deutsche Unternehmen\r\n2030: weltweites Marktvolumen über 600 Mrd. USD\r\nDeutsche Unternehmen gehören zu Qualitäts- und Innovationsführern\r\nDie Nutzung von grünem Wasserstoff und seiner Derivate bildet einen wichtigen Baustein für die weltweite Defossilisierung der Energiesysteme. Der globale Wasserstoffmarkt hat das Potenzial für ein rasantes Wachstum. Während die weltweit installierte Elektrolysekapazität im Jahr 2023 noch bei 1,4 GW lag, beläuft sich die Kapazität der weltweit angekündigten Projekte bis 2030 auf fast 520 GW.2 Gleichzeitig wird erwartet, dass das Marktvolumen für Erneuerbaren Wasserstoff kontinuierlich wächst, bis 2030 mit 624 Milliarden US-Dollar den Wert des Flüssigerdgashandels übertrifft und bis 2050 sogar weiter auf 1,4 Billionen US-Dollar pro Jahr ansteigt.3\r\n\r\nEntlang der gesamten Wertschöpfungskette bieten sich für deutsche Unternehmen zahlreiche Chancen beim Aufbau einer globalen Wasserstoffwirtschaft. Deutschland und Europa sollten die Gelegenheit nutzen, eine Führungsrolle einzunehmen. Deutschland hat in diesem Wettbewerb mit zahlreichen Qualitäts- und Innovationsführern im Bereich der Wasserstoffproduktionstechnologien (Elektrolyse, Biomassepyrolyse etc.) beste Voraussetzungen. Gleiches gilt für die Technologien zur Umwandlung von Wasserstoff in Derivate (z. B. Methanisierung).\r\n\r\nMehr als die Hälfte der europäischen Produktionskapazitäten für Elektrolyseure befindet sich in Deutschland. Zudem verfügt Deutschland über einen gut ausgebauten Anlagenbestand an Biogas-, Biomethan- und Holzenergieanlagen, die als Quellen von klimaneutralem CO2 für die Herstellung von Wasserstoffderivaten genutzt werden und/oder für die Produktion von biogenem Wasserstoff nachgerüstet werden können.\r\n\r\nWachstumschancen bieten sich deutschen Unternehmen nicht nur beim Technologieexport ins Ausland. Gerade in der Phase des Markthochlaufs spielt der Heimatmarkt für hiesige Unternehmen eine entscheidende Rolle.\r\n\r\n1.2 Grüner Wasserstoff als Jobmotor Deutschlands\r\nZehntausende neue Arbeitsplätze und Wertschöpfung v. a. im ländlichen Raum\r\nKatalysator für die Industrietransformation\r\nDie heimische Erzeugung von grünem Wasserstoff stärkt die deutsche Wirtschaft. Einerseits kann er als klimaneutraler Brennstoff die Transformation vieler bestehender (industrieller) Anwendungen in Deutschland ermöglichen, z. B. in der Stahl- oder Chemieindustrie, und so bestehende Arbeitsplätze sichern. Andererseits werden in der grünen Wasserstoffindustrie zusätzlich zehntausende neue Arbeitsplätze geschaffen.4 Dazu gehören nicht nur Arbeitsplätze in der Produktion und im Betrieb von Elektrolyseuren und anderen Produktionstechnologien (z. B. Methanisierungsanlagen), sondern auch in der Forschung und Entwicklung innovativer Technologien, die die Effizienz und Wirtschaftlichkeit der Herstellung von Wasserstoff und Wasserstoffderivaten weiter steigern. Die heimische Erzeugung schafft so regionale Wertschöpfungsketten und spült perspektivisch Einnahmen in die kommunalen Kassen und lokalen Betriebe.\r\n\r\n1.3 Grüner Wasserstoff ermöglicht die Energiewende\r\nNicht elektrifizierbaren Energiebedarf decken und Klimaziele erreichen\r\nIm Stromsystem in sehr begrenztem Ausmaß Beitrag zur Überbrückung von Kapazitätsengpässen\r\nDer Einsatz von grünem Wasserstoff und Wasserstoffderivaten ist in erster Linie in jenen Sektoren des Energiesystems sinnvoll, die aus technischen oder wirtschaftlichen Gründen mittelfristig nicht elektrifiziert werden können. Dies gilt insbesondere für die Industrie (z. B. Stahl,- Chemie- oder Zementindustrie) und bestimmte Bereiche des Verkehrssektors.\r\n\r\nIm Stromsystem bietet die Rückverstromung von grünem Wasserstoff in sehr begrenztem Umfang die Möglichkeit, kurzfristige und saisonale Schwankungen in der Erneuerbaren Stromproduktion auszugleichen.5 Hier kann grüner Wasserstoff als Brennstoff in Back-up-Kraftwerken eingesetzt werden, ergänzend zu anderen Erneuerbaren Technologien wie heimischer Bioenergie, Wasserkraft, Geothermie, KWK-Anlagen und Batteriespeichern.\r\n\r\n1.4 Grüner Wasserstoff erhöht Deutschlands Unabhängigkeit\r\nAbhängigkeit von Importen schafft Unsicherheit\r\nHeimische Produktion stärkt Energiesicherheit\r\nDie Strategie, bei grünem Wasserstoff vor allem auf Importe zu setzen, geht mit großen Unsicherheiten einher. Nur wenige Länder haben kurz- bis mittelfristig Exportabsichten, dafür aber einen hohen Eigenbedarf. Zudem befindet sich ein Großteil der Wasserstoffprojekte noch in frühen Projektstadien, bei denen endgültige Investitionsentscheidungen noch ausstehen. Die potenziellen Lieferländer werden mit hoher Wahrscheinlichkeit nicht vor 2030 in der Lage sein, ausreichende Mengen an Wasserstoff und seinen Derivaten nach Deutschland zu exportieren.6 Diese schwierigen Importaussichten schaffen hohe Unsicherheit für Unternehmen und Investierende in Deutschland. Nur eine starke heimische Erzeugung kann Sicherheit und Planbarkeit für Unternehmen und Investierende garantieren.\r\n\r\nDer Aufbau heimischer grüner Wasserstoffkapazitäten ist auch aus geopolitischer Sicht von strategischer Bedeutung. Er verringert die Abhängigkeit von importierten fossilen Energiequellen wie Erdgas und -öl und trägt zur Energiesicherheit in Deutschland bei. Dies ist besonders in Zeiten sicherheitspolitischer Unsicherheiten und schwankender globaler Rohstoffmärkte von Bedeutung.\r\n\r\n1.5 Grüner Wasserstoff steigert die Kosteneffizienz der Energiewende\r\nSystemdienliche Elektrolyseure schaffen Flexibilität und senken Kosten für Netzausbau- und -betrieb\r\nElektrolyseure, die in Deutschland grünen Wasserstoff produzieren, haben gegenüber Anlagen im Ausland einen weiteren entscheidenden Vorteil: Der erzeugte grüne Wasserstoff kann in neuen und bestehenden Wasserstoff- und Gasinfrastrukturen gespeichert werden und so langfristig überschüssigen Strom aus Erneuerbaren Quellen aufnehmen und bei Bedarf flexibel wieder abgeben.\r\n\r\nHeimische Elektrolyseure tragen somit dazu bei, die Integration Erneuerbarer Energien in alle Sektoren des Energiesystems voranzutreiben. Darüber hinaus kann die Erzeugung von grünem Wasserstoff und dessen Rückverstromung durch den Ausgleich von Angebots- und Nachfrageschwankungen zur Stabilisierung des Stromnetzes beitragen. Noch dazu können Elektrolyse den Netzausbaubedarf reduzieren. Voraussetzung für die Realisierung dieser Vorteile ist allerdings die systemdienliche Ausgestaltung der Wasserstoffwirtschaft.\r\n\r\n1.6 Grüner Wasserstoff als Schlüssel zur Erreichung der Klimaziele\r\nGrüner Wasserstoff hat mit Abstand die geringsten Emissionen aller Wasserstoffarten\r\nBlauer Wasserstoff erzeugt weiterhin erhebliche Emissionen\r\nNur mit grünem Wasserstoff ist eine nahezu klimaneutrale Wasserstoffproduktion möglich. Während bei grauem Wasserstoff die durchschnittliche Treibhausgasbelastung über den gesamten Lebenszyklus (Life-Cycle-Assessment) bei 398 g CO2äq / kWh H2 liegt, reduziert sich der Ausstoß bei strombasiertem grünem Wasserstoff auf rund 25-58 g CO2Äq /kWh H2.7 Dieser niedrige Wert erklärt sich dadurch, dass nur beim Bau der Wind- bzw. Solaranlagen und der Elektrolyseure einige wenige Emissionen entstehen, nicht jedoch beim Prozess der Elektrolyse selbst.\r\n\r\nBeim blauen Wasserstoff verbleibt eine durchschnittliche Treibhausgasbelastung von 168 g CO2äq./ kWh H2, was insbesondere durch die bei Förderung, Aufbereitung und den Transport des Erdgases entstehenden Vorkettenemissionen zu erklären ist (s. Fußnote 7). Dieser Wert liegt zwar deutlich unter dem von grauem Wasserstoff, macht aber deutlich, dass blauer Wasserstoff noch lange nicht klimaneutral ist. Aus klimapolitischer Sicht ist daher nur grüner Wasserstoff sinnvoll. Gleichzeitig bietet nur grüner Wasserstoff die beschriebenen Systemvorteile und reduziert effektiv die Kosten des Energiesystems.\r\n\r\n2 GRÜNE WASSERSTOFFWIRTSCHAFT: WEGE ZUR REALISIERUNG\r\nUm die beschriebenen Chancen für wirtschaftliches Wachstum, Klimaschutz und mehr Kosteneffizienz in der Energie zu nutzen, sind weitere regulatorische Maßnahmen notwendig:\r\n\r\n2.1 Fokus auf die heimische Produktion legen\r\nKurzfristige Bedarfe mit heimischer Erzeugung decken\r\nPotenziale dezentraler Erzeugung heben\r\nAufgrund der kurz- und mittelfristigen Unsicherheiten beim Import von Wasserstoff und seinen Derivaten sollte der Aufbau heimischer Erzeugungskapazitäten für grünen Wasserstoff oberste Priorität haben. Dazu müssen dringend weitere Anreize geschaffen werden, die den Bau und Betrieb von Elektrolyseuren in Deutschland wirtschaftlich machen.\r\n\r\nWichtig ist dabei, einen lebendigen Wettbewerb zwischen verschiedenen Marktteilnehmern sicherzustellen. Ergänzend zu Großprojekten sollten die Potentiale der dezentralen Erzeugung nicht vernachlässigt werden. Dezentrale Elektrolyseure können lokale Überschüsse aus Wind- und Solarstrom wirtschaftlich vorteilhaft für die Produktion von grünem Wasserstoff nutzen.8\r\n\r\n2.2 Fossile Pfadabhängigkeiten vermeiden\r\nUnabhängigkeit stärken und fossile Lock-Ins beenden\r\nWasserstoff nur aus Erneuerbarem Strom und biogenen Quellen\r\nDie Bundesregierung sollte im Rahmen der „Farbendebatte“ die richtigen Weichen stellen. Statt eines langwierigen Aufbaus einer landesweiten Infrastruktur für blauen Wasserstoff mit der Gefahr einer verlängerten Nutzung fossiler Energieträger sollte die Bundesregierung sich klar zu grünen Wasserstoff bekennen abgeben und dementsprechend handeln.\r\n\r\nDer grüne Wasserstoff sollte dabei sowohl strombasiert als auch biogenen Ursprungs sein können. Denn neben der Verwendung Erneuerbaren Solar- oder Windstroms stellt auch die Nutzung von Biogas, Biomethan, Holz sowie biogener Abfallströme eine wichtige Ressource für die grüne Wasserstoffproduktion dar. Diese Biomassen müssen gemäß der Renewable Energy Directive (RED III) und über Zertifizierungssysteme ohnehin gemäß ihrer Treibhausgasbilanz über die gesamte Prozesskette bilanziert werden.\r\n\r\nNach der durch die hohe Erdgasabhängigkeit verursachten Kosten- und Versorgungskrise im letzten Jahr droht Deutschland mit der Nutzung von blauem Wasserstoff in neue Importabhängigkeiten zu geraten.\r\n\r\n2.3 Systemdienlichkeit der grünen Wasserstoffproduktion sicherstellen\r\nSystemdienlichkeit gewährleisten, um Systemkosten zu reduzieren\r\nStrombasierter grüner Wasserstoff kann zur (Kosten-)Effizienz und Stabilität des Energiesystems beitragen und die Emissionen in den einzelnen Sektoren senken. Dazu müssen die an die Produktion angelegten Kriterien des Strombezugs so gestaltet werden, dass sie die Systemdienlichkeit der entsprechenden Anlagen sicherstellen. Andernfalls besteht die Gefahr, dass die Installation von Elektrolyseuren, die aus betriebswirtschaftlichen Optimierungsgründen als Grundlast betrieben werden, zu einer Erhöhung des Strombedarfs bei geringer Verfügbarkeit von Erneuerbaren Energien führt und zur Deckung dieses Bedarfs (erd-)gasbetriebene Kraftwerke hochgefahren werden müssen. Eine solche Fehlsteuerung würde zu potenziell hohen volkswirtschaftlichen Mehrkosten führen und muss dringend vermieden werden.\r\n\r\nWichtig ist insbesondere, dass Elektrolyseure dort gebaut werden, wo sie eine systemdienliche Wirkung entfalten können. Um dies sicherzustellen, sollten verschiedene Anreizsysteme ineinandergreifen. Zum einen sollte der Spielraum genutzt werden, den die Europäische Kommission den Mitgliedstaaten in den Vorgaben des Delegierten Rechtsakts 2023/1184 zur Einführung eines geeigneten Standortkriteriums eingeräumt hat. Zum anderen sollte die Ausgestaltung der Baukostenzuschüsse immer die systemdienliche Verortung von Elektrolyseuren zum Ziel haben. Des Weiteren ist die an Systemdienlichkeitskriterien zu knüpfende Entfristung der Netzentgeltbefreiung über das Jahr 2029 hinaus zu nennen, sowie die Umsetzung der in §96 WindSeeG für den Zeitraum bis 2028 vorgesehenen Ausschreibungen für systemdienlich mit Elektrolyseuren erzeugten grünen Wasserstoff.\r\n\r\n2.4 Aktuelle Strombezugskriterien den Herausforderungen anpassen\r\nStrombezugskriterien weiterentwickeln\r\nBetriebswirtschaftlichkeit und Systemdienlichkeit vereinen\r\nSinnvolle Strombezugskriterien sind von großer Bedeutung, um die Systemdienlichkeit der grünen Wasserstoffproduktion zu gewährleisten. Die derzeitigen Anforderungen gehen jedoch mit höheren Strombezugskosten einher, die für Elektrolyseurbetreiber eine betriebswirtschaftliche Herausforderung darstellen. Die Bundesregierung sollte daher einen Rechtsrahmen schaffen, der Anreize für eine systemdienliche Fahrweise setzt und gleichzeitig betriebswirtschaftlich attraktiv ist, um Investitionen in Elektrolyseure anzureizen.\r\n\r\nVor dem Hintergrund des derzeit stockenden Wasserstoffhochlaufs in Deutschland sollte sich die nächste Bundesregierung auf europäischer Ebene für die Weiterentwicklung der aktuellen Vorgaben zu den Strombezugskriterien für grünen Wasserstoff einsetzen.\r\n\r\nAus Sicht des BEE kann neben den aktuell gültigen Kriterien, die die verpflichtende Kopplung an einzelne EE-Anlagen vorsehen, auch eine strommarktorientierte Fahrweise von Elektrolyseuren geringe Emissionen und eine hohe Integration von EE in das Stromsystem sicherstellen.9 In diesem Zusammenhang sollte die Bundesregierung darauf hinwirken, dass das Kriterium der stündlichen CO2-Intensität, welches derzeit im Rahmen der EU-Definition von kohlenstoffarmem Wasserstoff diskutiert wird, als zusätzliche Strombezugs-Erfüllungsoption auch für den grünen Wasserstoff Anwendung findet.\r\n\r\nDie Anwendung des Kriteriums der stündlichen CO2-Intensität für beide Arten von Wasserstoff darf nicht zu Nachteilen beim Hochlauf des grünen Wasserstoffs führen. Durch geeignete Anreizsysteme ist unbedingt zu vermeiden, dass blauer Wasserstoff bevorzugt und Defossilisierungsanstrengungen beim Aufbau einer grünen Wasserstoffwirtschaft untergraben werden.\r\n\r\n2.5 Weitere Anreize für einen betriebswirtschaftlichen Einsatz von Elektrolyseuren\r\nNetzentgeltbefreiung über 2029 hinaus entfristen unter Berücksichtigung von Systemdienlichkeitskriterien\r\nAusschreibungen für systemdienliche Elektrolyseure umsetzen (§96 WindSeeG)\r\nFlexible Fahrweise von Elektrolyseuren ermöglichen („starre Proportionalität“ in §21b EEG aufheben und Teilnahmefähigkeit von Elektrolyseuren im Rahmen des §13k EnWG verstetigen)\r\nDer derzeit zögerliche Hochlauf der grünen Wasserstoffwirtschaft zeigt, dass für viele Unternehmen die Unsicherheit noch zu groß ist, um endgültige Investitionsentscheidungen für Wasserstoffprojekte zu treffen. Dies liegt zum einen daran, dass die Herstellung von grünem Wasserstoff aufgrund starker fossiler Marktverzerrungen im Vergleich zu grauem oder blauem Wasserstoff heute noch zu teuer ist. Zum anderen bestehen Unsicherheiten über die zukünftige Förderung und Regulierung.\r\n\r\nDie Skalierung der Produktion wird zwar perspektivisch zu sinkenden Investitionskosten für Elektrolyseure führen. Um grünen Wasserstoff wettbewerbsfähig zu machen, sollte die nächste Bundesregierung jedoch neben der oben beschriebenen Anpassung der Strombezugskriterien auch die Systemdienlichkeit der Anlagen im Auge behalten. Die weiteren Anreizsysteme für den Hochlauf der grünen Wasserstoffwirtschaft sollten ebenfalls überprüft und erweitert werden.\r\n\r\nAuf der Seite der Wasserstoffproduktion sollte insbesondere der flexible Verbrauch von Strom aus EE-Anlagen durch Elektrolyseure hinter demselben Netzverknüpfungspunkt ermöglicht werden.\r\n\r\nHierzu sollte beispielsweise die „starre Proportionalität” in § 21b EEG für Lieferungen abseits des öffentlichen Netzes auch außerhalb der unmittelbaren räumlichen Nähe aufgehoben und die Teilnahmefähigkeit der Elektrolyseure im Rahmen des § 13k EnWG („Nutzen statt Abregeln“) in seiner jetzigen Form verstetigt werden. Neben der Ermöglichung der flexiblen Fahrweise von Elektrolyseuren ist es wichtig, bestehende Förderinstrumente auf der Erzeugungsseite zu implementieren und ggf. zu erweitern. Dies gilt beispielsweise für die bereits erwähnte Entfristung der Netzentgeltbefreiung, die an Systemdienlichkeitskriterien zu knüpfen ist, sowie die Umsetzung von Ausschreibungen von systemdienlich mit Elektrolyseuren erzeugtem grünem Wasserstoff nach § 96 WindSeeG.\r\n\r\n2.6 Nachfrage gezielt anreizen\r\nUmstellung in schwer zu elektrifizierenden Sektoren fördern\r\nFörderprogramme wie Klimaschutzverträge oder Kohlenstoffdifferenzverträge sinnvoll und zielführend ausgestalten\r\nCO2-Preis als zentrales Instrument\r\nUm die stärkere Verwendung von grünem Wasserstoff in schwer elektrifizierbaren Sektoren zu erwirken, müssen die Anreizsysteme gezielt ausgestaltet und erweitert werden. Zu diesen Sektoren zählen wie oben bereits beschrieben insbesondere der Industriesektor (z. B. Stahl,- Chemie- oder Zementindustrie), Teile des Verkehrssektors sowie in begrenztem Umfang die Rückverstromung.\r\n\r\nFörderprogramme für die Transformation der einzelnen Sektoren wie Klimaschutzverträge oder Kohlenstoffdifferenzvertäge (CCfDs) sollten so ausgestaltet werden, dass sie einerseits die Nutzung grünen Wasserstoffs ausreichend anreizen, andererseits aber Elektrolyseure nicht als unflexible Grundlast zum Bremsklotz der Energiesystemwende werden lassen. Außerdem muss sichergestellt werden, dass der CO2-Preis in den nächsten Jahren kontinuierlich weiter ansteigt und so seine Signalwirkung entfalten kann. Jeder Euro pro Kilogramm spart staatliche Förderkosten ein und erhöht die Planungssicherheit für Industrie und Unternehmen.\r\n\r\n2.7 Infrastrukturausbau weiter vorantreiben\r\nStrom- und Gasnetze weiterentwickeln\r\nWasserstoffinfrastruktur auch in Ost- und Südostdeutschland ausbauen\r\nUm die Klimaziele insbesondere im Industrie- und Verkehrssektor zu erreichen, müssen große Mengen an Wasserstoff bereitgestellt werden. Gemäß der Bedarfsanalyse des Nationalen Wasserstoffrats beträgt der Wasserstoffbedarf bereits im Jahr 2030 etwa 60 bis 80 TWh, insbesondere für die Stahl- und Chemieindustrie. Bis 2045 wächst die H2-Nachfrage deutlich auf 320 bis 490 TWh.10\r\n\r\nDer BEE hat errechnet, dass der Stromverbrauch zur Herstellung dieser Wasserstoffmengen bereits im Jahr 2030 bei etwa 90 bis 130 TWh und im Jahr 2045 bei 400 bis 620 TWh liegen wird.\r\n\r\nDer schleppende Hochlauf der Elektrolysekapazitäten und der Kapazitäten anderer Sektorenkopplungstechnologien wie der Elektromobilität darf auf keinen Fall zum Anlass genommen werden, die Anstrengungen beim Stromnetzausbau und beim Um- und Ausbau des Gas-/Wasserstoffnetzes zu reduzieren. Stattdessen sollten die Rahmenbedingungen für den Hochlauf dieser Technologien dringend verbessert und der Netzausbau bzw. -umbau mit Hochdruck vorangetrieben werden.\r\n\r\nWichtig ist beispielsweise, dass sich die Wasserstoffinfrastruktur an der Verfügbarkeit von EE ausrichtet und die Versorgung des ost- und südostdeutschen Wirtschaftsraumes bei der Ausgestaltung des Wasserstoff-Kernnetzes angemessen berücksichtigt wird. Auch sollten im Wasserstoffnetz unbedingt ausreichend Wasserstoffspeicherkapazitäten eingeplant werden. Der BEE hat zu diesen und weiteren Infrastruktur-bezogenen Punkten verschiedene Stellungnahmen veröffentlicht.11\r\n\r\n1 Zur Bestimmung des Begriffs der Systemdienlichkeit siehe BEE-Positionspapier.\r\n\r\n2 Hydrogen production – Global Hydrogen Review 2024 – Analysis - IEA. Von diesen 520 GW haben jedoch zum jetzigen Zeitpunkt erst 4 % der Projekte die finale Investmententscheidung (FID) getroffen.\r\n\r\n3 Deloitte 2023.\r\n\r\n4 Wuppertal-Institut 2020.\r\n\r\n5 Der BEE hat in seiner Strommarktdesignstudie (2021) gezeigt, dass die benötigte steuerbare Leistung im Stromsektor zum großen Teil durch Bioenergie, Wasserkraft, Batteriespeicher und KWK Anlagen realisiert werden kann und H2-Gaskraftwerke nur eine sehr untergeordnete Rolle spielen sollten. Für die Defossilisierung von KWK-Anlagen, in denen keine Bioenergieträger eingesetzt werden, kommt vor allem synthetisches Methan, also methanisierter Wasserstoff, infrage.\r\n\r\n6 Wuppertal-Instiut/LEE NRW 2024.\r\n\r\n7 GPE 2020\r\n\r\n8 Zu diesem Ergebnis kommt die Studie „Netzdienliche Wasserstofferzeugung“ zum Nutzen kleiner, dezentraler Elektrolyseure des Reiner Lemoine Instituts (2022).\r\n\r\n9 Zu diesem Ergebnis kommt auch die vom BMWK im Rahmen der Systementwicklungsstrategie in Auftrag gegebene Studie „Systemdienliche Integration von grünem Wasserstoff”: BMWK 2023.\r\n\r\n10 Nationaler Wasserstoffrat 2024.\r\n\r\n11 BEE 2024; BEE 2023."},"recipientGroups":[{"recipients":{"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":"2025-05-12"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010356","regulatoryProjectTitle":"Aufbau einer dezentralen, grünen und systemdienlichen Wasserstoffwirtschaft","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/1e/e5/522187/Stellungnahme-Gutachten-SG2505210012.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":"Positionspapier Wasserstoffachter\r\nUmsetzung der Offshore-Elektrolyse für einen optimierten Offshore-Ausbau in Zone 4 und 5 basierend auf kombinierten Anschlusskonzepten aus Seekabeln und Pipeline\r\n\r\nEinleitung\r\nDie fortschreitende Entwicklung der Offshore-Windenergie in Deutschland erfordert eine effiziente und zukunftsweisende Netzanbindung, um den erzeugten erneuerbaren Strom bestmöglich zu nutzen, die Offshore-Wind-Ausbau- und Klimaschutzziele zu erreichen sowie den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft zu beschleunigen. Der Wasserstoffachter setzt sich für eine verstärkte Integration von Offshore-Elektrolyse in die maritime Flächenentwicklungsplanung ein, um Netzengpässe zu minimieren, die Wirtschaftlichkeit zu steigern und den regulatorischen Rahmen entsprechend anzupassen.\r\nDaher bedarf es mit Blick auf die derzeit laufende Optimierung des Offshore-Wind-Ausbaus eines systemintegrierten Gesamtkonzepts für die Zone 4 und 5 der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ), welches eine volkswirtschaftlich sinnvolle, ausgewogene und praxistaugliche Umsetzung der derzeit diskutierten Maßnahmen wie u.a. Reduktion der Leistungsdichten, Überbauung und Spitzenkappung sowie Offshore-Elektrolyse ermöglicht. Zudem sollte aufgezeigt werden, wie und wo die Energie mittels Offshore-Elektrolyse-Hubs basierend auf kombinierten Anschlüssen aus Seekabeln und Pipeline abtransportiert werden soll.\r\nOptimierung der Netzanbindung durch kombinierte Anschlusskonzepte\r\nDie im Flächenentwicklungsplan (FEP) durch das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) entworfenen Offshore-Netzanbindungssysteme (ONAS) in den Zonen 4 und 5 weisen aktuell hinsichtlich der tatsächlichen Transportkapazitäten Klärungs- sowie Optimierungsbedarf auf. Weiterhin ist die vom BSH angestrebte Kostenreduktion durch alleinige Fokussierung auf den Energieträger Strom nicht ausreichend.\r\nDaher fordern die unterzeichnenden Institutionen und Verbände:\r\n•\r\nDas im Koalitionsvertag notierte Vorhaben, kombinierte Anschlusskonzepte aus Seekabel und Pipeline, zeitnah im Windenergie-auf-See-Gesetz zu ermöglichen. Die Integration der Offshore-Elektrolyse kann im Gegensatz zur Spitzenkappung bei Erzeugungsspitzen Ertragsverluste reduzieren.\r\n•\r\nDie Festlegung von Flächen in den Zonen 4 und 5 der AWZ, welche zur Strom- und Wasserstoffproduktion offshore genutzt werden können und die in räumlicher Nähe zur Offshore-Pipeline AquaDuctus liegen.\r\n•\r\nDie Schaffung von regulatorischen Rahmenbedingungen für Offshore-Wasserstoff-Hubs zur Senkung der Infrastrukturkosten und einer effizienteren Nutzung der Transportinfrastruktur.\r\nDie aktuell diskutierte pauschale Überbauung und Spitzenkappung (BSH-Konsultation des Anhangs 3 des FEP 2025 aus Februar 2025) von Windparks kann potenziell betriebs- und volkswirtschaftliche Risiken sowie Ertragsverluste zur Folge haben und dem avisierten Ziel der Kosteneinsparung und Erhöhung der Effizienz auch entgegenwirken.\r\nEntwicklung eines europäisch eingebetteten Gesamtkonzepts für die Zone 4 und 5 in der AWZ\r\nZur Umsetzung der Maßnahmen ist neben der nationalen auch eine harmonisierte europäische Realisierung erforderlich, insbesondere für die Nutzung von Offshore-Infrastrukturen in der Nordsee.\r\nDaher empfehlen die unterzeichnenden Institutionen und Verbände:\r\n•\r\nEinheitliche europäische Standards für Offshore-Wasserstoffproduktion sowie dessen Transport.\r\n•\r\nEine koordinierte Offshore-Netzplanung, die Strom- und Wasserstoffnetze miteinander verzahnt und effizient aufeinander abstimmt, inklusive grenzüberschreitende Investitionsmechanismen.\r\n•\r\nRegulatorische und finanzielle Klärung für Pilotprojekte zur Offshore-Elektrolyse, welche unter den Nordsee-Anrainerstaaten koordiniert werden sollten, um best-mögliche Erkenntnisse für die Skalierung der Technologie zu liefern.\r\nWeiterhin empfiehlt der Wasserstoffachter an ambitionierten nationalen sowie europäischen Offshore-Ausbauzielen in der Nordsee festzuhalten. Auf Basis des Gesamtkonzepts inklusive Offshore-Elektrolyse in festgelegten Gebieten und Flächen in den Zonen 4 und 5 lassen sich konkrete Ableitungen fundierter und einfacher treffen.\r\n\r\nFazit\r\nDer Wasserstoffachter bekräftigt die Notwendigkeit einer integrierten Offshore-Strategie, die sowohl Windenergie als auch Wasserstofferzeugung berücksichtigt. Durch eine optimierte Kombination von Strom- und Wasserstoffinfrastruktur können Kosten gesenkt, Netzengpässe reduziert und die Effizienz der Offshore-Windenergie maximiert werden. Es ist unerlässlich innerhalb eines Gesamtkonzepts für die Zone 4 und 5 aufzuzeigen, wo und wieviel systemintegrierte Nutzung von Strom mittels Offshore-Elektrolyse volkswirtschaftlich sinnvoll stattfinden kann. Das beinhaltet auch, wo die Energie über Offshore-Elektrolyse-Hubs mittels kombinierten Anschlusskonzepten aus Stromkabel und Wasserstoffpipelines kosteneffizient abgeführt werden sollte.\r\nDie Unterzeichner fordern die neue Bundesregierung dazu auf, die entsprechenden Rahmenbedingungen im Windenergie-auf-See-Gesetz zu schaffen, um eine nachhaltige und wirtschaftliche Umsetzung sicherzustellen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"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":"2025-05-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010356","regulatoryProjectTitle":"Aufbau einer dezentralen, grünen und systemdienlichen Wasserstoffwirtschaft","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/82/1d/594357/Stellungnahme-Gutachten-SG2507300015.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":"1 Das Wichtigste in Kürze\r\nDer BEE begrüßt den Entwurf des WassBG ausdrücklich, insbesondere aufgrund des starken Fokus auf die heimische Erzeugung von grünem Wasserstoff.\r\nDie geplanten Maßnahmen zur Genehmigungsbeschleunigung erleichtern es Unternehmen, Projekte an den Start zu bringen – insbesondere durch die rechtliche Einordnung von Anlagen und Leitungen nach § 2 als im überragenden öffentlichen Interesse liegend.\r\nDer BEE begrüßt es sehr, dass in erster Linie die auf Erneuerbaren Energien basierende Erzeugung von Wasserstoff und die darauffolgende Wertschöpfungskette von dieser rechtlichen Besserstellung profitieren. Erneuerbarer Wasserstoff bietet Deutschland zahlreiche Chancen und Vorteile.\r\nFür den erfolgreichen Wasserstoffhochlauf ist es neben der Erleichterung von Genehmigungen notwendig, weitere Instrumente zu etablieren, die insbesondere die gesicherte Abnahme von grünem Wasserstoff stärken. Maßnahmen wie Quoten oder Leitmärkte können für mehr Absicherung auf der Nachfrageseite sorgen.\r\nVom WassBG sollte auch die Erzeugung und Nutzung von biogenem Wasserstoff profitieren. In die Liste in § 2 Absatz 1 sollte deshalb neben „Elektrolyseuren zur Erzeugung von Wasserstoff“ auch „Anlagen zur Erzeugung von biogenem Wasserstoff“ aufgenommen werden.\r\nDes Weiteren sollten auch Infrastruktur und Anlagen zur Einspeisung von Biomethan ins Gasnetz in den Anwendungsbereich aufgenommen werden.\r\nDie Anforderung an Elektrolyseure, mindestens 80 Prozent ihres benötigten Stroms aus Erneuerbaren Energien zu beziehen, ist im neuen Entwurf nicht mehr enthalten. Wir plädieren dafür, weiterhin sicherzustellen, dass Elektrolyseure beim Strombezug über das Netz zu systemdienlichem Verhalten angeregt werden.\r\n\r\n2 Vorbemerkungen\r\nDer Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) begrüßt, dass die Bundesregierung dem Wasserstoffhochlauf so schnell nach Beginn der neuen Legislatur neuen Schub verleihen will. Mit dem Entwurf des Gesetzes zur Beschleunigung der Verfügbarkeit von Wasserstoff und zur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den Wasserstoffhochlauf sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften (WassBG) beginnt die Umsetzung eines zentralen Vorhabens des Koalitionsvertrags. Das WassBG ist ein wichtiger Schritt, insbesondere um die Genehmigungsdauer von Projekten im Bereich Wasserstofferzeugung, -transport und -nutzung zu verkürzen.\r\n\r\nDer BEE begrüßt, dass der Entwurf dem Einsatz von Wasserstoff „flankierend zu dem Ausbau der Erneuerbaren Energien (EE) eine Schlüsselrolle bei der Erreichung der Klimaschutzziele und der Transformation der Industrie“ beimisst. Diese Einschätzung unterstreicht die Bedeutung von Wasserstoff für das Energiesystem und die deutsche Volkswirtschaft, die der BEE seit Jahren betont.\r\n\r\nDes Weiteren decken sich die Ausführungen des Ministeriums mit denen des BEE darin, wonach „gerade die heimische Erzeugung von Wasserstoff [...] für das Erreichen der Klimaschutzziele und die damit verbundene Transformation der deutschen Wirtschaft essentiell“ ist. Dabei soll die Energieversorgung in Zukunft „maßgeblich auf erneuerbaren Energien und klimaneutralen Energieträgern wie insbesondere grünem Wasserstoff basieren“.\r\n\r\nDiese grundlegenden Pfeiler der Wasserstoffpolitik der Bundesregierung und des WassBG begrüßt der BEE ausdrücklich. Heimisch erzeugter, grüner Wasserstoff bietet Deutschland erhebliche Chancen: Wachstum und Wertschöpfung für deutsche Unternehmen, eine höhere Kosteneffizienz im Energiesystem und mehr Unabhängigkeit von (fossilen) Importen.\r\n\r\nAn verschiedenen Stellen des Entwurfs sieht der BEE noch Verbesserungsbedarf. Des Weiteren weist der BEE darauf hin, dass es für den erfolgreichen Wasserstoffhochlauf neben der Erleichterung von Genehmigungen weitere Instrumente notwendig sind, die insbesondere die gesicherte Abnahme von grünem Wasserstoff stärken. Wir freuen uns auf die zukünftigen Vorschläge der Bundesregierung zu Quoten und Leitmärkten, die im Koalitionsvertrag angekündigt wurden.\r\n\r\nDer BEE nimmt wie folgt Stellung.\r\n\r\n3Zu Artikel 1 – Gesetz zur planungs- und genehmigungsrechtlichen Beschleunigung von Erzeugung, Speicherung, Import und Transport von Wasserstoff\r\n3.1 Zu § 2 Abs. 1 Anwendungsbereich\r\nSchwerpunkt Elektrolyse\r\n\r\nDer Anwendungsbereich § 2 Abs. 1 umfasst einen sehr großen Teil der für den Wasserstoffhochlauf benötigten Anlagen. Wir begrüßen es sehr, dass auf der Erzeugungsseite weiterhin der Schwerpunkt auf Elektrolyseuren liegt und dass der Anwendungsbereich auch auf Anlagen zur Erzeugung von erneuerbaren Kraftstoffen nicht-biogenen Ursprungs ausgeweitet wurde. Dadurch profitieren unter anderem Anlagen zur Herstellung von synthetischem Methan (Wasserstoff plus abgeschiedener Kohlenstoff aus Biomassenutzung).\r\n\r\nDes Weiteren begrüßen wir es, dass die BEE-Forderung nach der Aufnahme von Verdichtern zur Befüllung von Wasserstoff-Trailern Eingang in den neuen Entwurf gefunden hat.\r\n\r\nAufnahme weiterer Anlagen und Leitungen in den Anwendungsbereich\r\n\r\nUm den Hochlauf und die Nutzung aller erneuerbaren Gase in Deutschland zu stärken und das volle Potenzial der heimischen Erzeugung auszuschöpfen, sollte das WassBG die dafür nötigen Anlagen umfassen. Dazu zählen Anlagen zur Herstellung von biogenem Wasserstoff, von erneuerbarem Methan und Methanol sowie Anlagen zur Abscheidung, Speicherung und Nutzung von CO2 aus nachhaltiger Biomasse (BECC(U)S), einschließlich Nebenanlagen (z. B. lokale CO2-Speicher oder Transportinfrastruktur).\r\n\r\nAufgrund seiner zahlreichen Vorteile sollte biogener Wasserstoff auch von der Beschleunigung des WassBG profitieren. Biogener Wasserstoff kann mit konventionellen Techniken erzeugt werden und ist nahezu beliebig skalierbar. Er kann daher einen signifikanten Beitrag zum Wasserstoffhochlauf leisten. Bei der Erzeugung kann zudem entstehendes klimaneutrales CO2 abgeschieden werden und entweder zur Versorgung der Industrie genutzt (BECCU) oder dauerhaft gespeichert (BECCS) werden, wodurch sogar Negativemissionen möglich werden. Folglich sollte in die Liste in § 2 Absatz 1 neben „Elektrolyseuren zur Erzeugung von Wasserstoff“ auch „Anlagen zur Erzeugung von biogenem Wasserstoff“ aufgenommen werden.\r\n\r\nDes Weiteren sprechen wir uns dafür aus, dass auch die dezentrale Einspeisung von Biomethan auf der Verteilnetzebene in den Anwendungsbereich von § 2 Absatz 1 fällt. Die dezentrale Einspeisung von Biomethan auf Verteilnetzebene reduziert den Bedarf von Methan aus vorgelagerten Hochdrucknetzen. Infolgedessen könnten einzelne Hochdruckleitungsstränge früher für die Wasserstoffversorgung genutzt werden, ohne dass Methanverbraucher auf unteren Netzebenen zwangsläufig nicht mehr versorgt werden können. So bleibt die Versorgung regionaler Endkunden mit Methan trotz Umstellung ausgewählter Leitungsstränge der Hochdrucknetze sichergestellt. Das WassBG sollte deshalb auch Infrastruktur und Anlagen zur Einspeisung von Biomethan ins Gasnetz umfassen.\r\n\r\nIm Bereich Mobilität ist die Zahlungsbereitschaft mitunter größer als in anderen Bereichen, weshalb viele Wasserstoffprojekte auf eine gesicherte Nachfrage im Verkehrssektor setzen. Wir empfehlen daher, auch diesen Teil der Wertschöpfungskette, insbesondere Wasserstofftankstellen und die dazugehörige Infrastruktur sowie Verflüssiger in den Anwendungsbereich des Gesetzes aufzunehmen. Die gesicherte Nachfrage aus Mobilitätsanwendungen kann viele Projekte zur finalen Investitionsentscheidung bewegen.\r\n\r\nFormulierungsvorschläge:\r\n\r\n§ 2 ist zu ergänzen um:\r\n1. Elektrolyseure zur Erzeugung von Wasserstoff und Anlagen zur Erzeugung von biogenem Wasserstoff\r\n…\r\n10. Wasserstoffleitungen\r\n11. Infrastruktur und Anlagen zur Einspeisung von erneuerbarem Methan ins Gasnetz\r\n12. Einrichtungen und Verdichter, die für den Betrieb von Anlagen oder Leitungen nach den Nummern 1 bis 11 erforderlich sind,\r\n…\r\n15. Wasserstofftankstellen und die dazugehörige Infrastruktur\r\n\r\nKlarstellung zur Definition von „erneuerbaren Kraftstoffen nicht-biogenen Ursprungs“\r\n\r\nEs ist rechtlich unklar, ob mit der Bezeichnung „erneuerbare Kraftstoffe nicht-biogenen Ursprungs“ Wasserstoffderivate generell in den Anwendungsbereich des Gesetzes fallen oder nur diejenigen, die als Brenn- bzw. Kraftstoff eingesetzt werden. Es sollte klargestellt werden, dass grundsätzlich alle Wasserstoffderivate adressiert werden, unabhängig von ihrem Einsatzzweck.\r\n\r\n3.2 Zu § 4 – Überragendes öffentliches Interesse\r\nWir begrüßen, dass der Entwurf vorsieht, große Teile der entlang der Wasserstoffwertschöpfungskette zum Einsatz kommenden Anlagen und Technologien ins überragende öffentliche Interesse zu stellen. Dadurch kann die Fertigstellung von Anlagen und Leitungen nach § 2 Absatz 1 erheblich beschleunigt werden. Wir begrüßen es ausdrücklich, dass von dieser rechtlichen Besserstellung in erster Linie die auf Erneuerbaren Energien basierende Erzeugung von Wasserstoff und die darauffolgende Wertschöpfungskette profitieren.\r\n\r\nErneuerbarer Wasserstoff bietet die größten Chancen für Deutschland im Hinblick auf Wachstum und Wertschöpfung. Mit zahlreichen Qualitäts- und Innovationsführern in diesem Bereich kann sich Deutschland eine gute Position im globalen Wettbewerb der Spitzentechnologien schaffen. Noch dazu kann die Erzeugung und Nutzung von erneuerbarem Wasserstoff die Energiesystemkosten erheblich reduzieren, da der Abregelungs- sowie Netzausbaubedarf sinkt. Dies wird durch die rechtliche Besserstellung gemäß § 4 berücksichtigt.\r\n\r\nDie Anforderung an Elektrolyseure, mindestens 80 Prozent ihres benötigten Stroms aus Erneuerbaren Energien zu beziehen, ist im neuen Entwurf nicht mehr enthalten. Wir plädieren dafür, weiterhin sicherzustellen, dass Elektrolyseure beim Strombezug über das Netz zu systemdienlichem Verhalten angeregt werden. So können sie ihre Vorteile für das gesamte Energiesystem bestmöglich ausspielen.\r\n\r\nAndernfalls besteht die Gefahr, dass die Installation von Elektrolyseuren, die aus betriebswirtschaftlichen Optimierungsgründen als Grundlast betrieben werden, zu einer Erhöhung des Strombedarfs bei geringer Verfügbarkeit von Erneuerbaren Energien führt. Zur Deckung dieses Bedarfs müssten dann fossile Kraftwerke hochgefahren werden. Eine solche Fehlsteuerung würde zu potenziell hohen volkswirtschaftlichen Mehrkosten führen und sollte vermieden werden.\r\n\r\nWichtig ist außerdem, dass Elektrolyseure dort gebaut werden, wo sie eine systemdienliche Wirkung entfalten können. Um dies sicherzustellen, sollten verschiedene Anreizsysteme ineinandergreifen. Zum einen sollte der Spielraum genutzt werden, den die Europäische Kommission den Mitgliedstaaten in den Vorgaben des Delegierten Rechtsakts 2023/1184 zur Einführung eines geeigneten Standortkriteriums eingeräumt hat. Zum anderen sollte die Ausgestaltung der Baukostenzuschüsse immer die systemdienliche Verortung von Elektrolyseuren zum Ziel haben. Des Weiteren ist die an Systemdienlichkeitskriterien zu knüpfende Entfristung der Netzentgeltbefreiung über das Jahr 2029 hinaus zu nennen, sowie die Umsetzung der in § 96 WindSeeG für den Zeitraum bis 2028 vorgesehenen Ausschreibungen für systemdienlich mit Elektrolyseuren erzeugten grünen Wasserstoff.\r\n\r\n4Ergänzende Maßnahmen\r\n4.1 Für gesicherte Abnahme von grünem Wasserstoff sorgen\r\nUm die Verwendung von grünem Wasserstoff in schwer elektrifizierbaren Sektoren zu fördern, müssen die Anreizsysteme insbesondere auf der Nachfrageseite gezielt ausgestaltet und erweitert werden. Zu diesen Sektoren zählen, wie oben bereits beschrieben insbesondere der Industriesektor (z. B. Stahl,- Chemie- oder Zementindustrie), Teile des Verkehrssektors sowie in begrenztem Umfang die Rückverstromung.\r\n\r\nFörderprogramme für die Transformation einzelner Sektoren wie Klimaschutzverträge oder CfD-Modelle können zu einer höheren Nachfrage beitragen. Des Weiteren plädieren wir für die Prüfung der verschiedenen im Koalitionsvertrag vorgeschlagenen Instrumente, wie Quoten oder Leitmärkte, um mehr Anreize auf der Nachfrageseite zu schaffen. Wir freuen uns auf die Vorschläge der Bundesregierung hierzu.\r\n\r\nAußerdem muss sichergestellt werden, dass der CO2-Preis in den nächsten Jahren kontinuierlich weiter ansteigt und so seine Signalwirkung entfalten kann. Jeder Euro pro Kilogramm spart staatliche Förderkosten ein und erhöht die Planungssicherheit für Industrie und Unternehmen.\r\n\r\n4.2 Novellierung des § 249a BauGB\r\nFür Elektrolyseure ist derzeit im Regelfall ein Bebauungsplan erforderlich. Dieser Prozess nimmt ca. 1,5 bis zwei Jahre Zeit in Anspruch. Um eine ausreichende Beschleunigung beim Ausbau der Elektrolyseurskapazitäten zu erreichen, ist es daher erforderlich, dass ergänzend zu den im vorliegenden Entwurf des WassBG vorgeschlagenen Verfahrensbeschleunigungen eine Änderung des Bauplanungsrechts in den §§ 35, 249a BauGB erfolgt.\r\n\r\n§ 249a BauGB enthält bereits Sonderregelungen zu § 35 BauGB über die Zulässigkeit von Vorhaben zur Herstellung und Speicherung von Wasserstoff aus Erneuerbaren Energien. Der Gesetzgeber hat hier eigenständige Tatbestände normiert, durch die Wasserstoffspeicher per gesetzlicher Fiktion („gilt“) als privilegierte Vorhaben im Sinne des § 35 BauGB eingestuft werden. Die aktuelle gesetzliche Regelung schränkt die praktische Umsetzung von Wasserstoffprojekten jedoch erheblich ein. Innerhalb der baurechtlichen Vorgaben, insbesondere der Flächenbegrenzung auf 100 Quadratmeter sowie der maximal zulässigen Höhe von 3,5 Metern, ist ein sinnvoller Ausbau nicht möglich. Dies steht im Widerspruch zu den politischen Zielsetzungen im Rahmen der Energiewende.\r\n\r\nDer BEE regt daher eine gesetzliche Ergänzung des § 35 Absatz 1 BauGB an, um Wasserstoffprojekte als privilegierte Vorhaben im Außenbereich anzuerkennen. Zudem wird eine grundlegende Überarbeitung bzw. Neufassung des § 249a BauGB vorgeschlagen, um die baurechtlichen Rahmenbedingungen an die tatsächlichen Erfordernisse einer sinnvollen Wasserstoffproduktion anzupassen.\r\n\r\nFormulierungsvorschläge:\r\n\r\nErgänzung des § 35 Absatz 1 um eine neue Nummer 11 BauGB (neuer Text in fett):\r\n„Im Außenbereich ist ein Vorhaben nur zulässig, wenn öffentliche Belange nicht entgegenstehen, die ausreichende Erschließung gesichert ist und wenn es […]\r\n11. der Umwandlung von elektrischer Energie in Wasserstoff nach Maßgabe des § 249a dient.“\r\n\r\nNeufassung des § 249a BauGB (neuer Text in fett):\r\n\r\n„Ein Vorhaben, das der Herstellung oder Speicherung von Wasserstoff dient, ist nach Maßgabe des § 35 Absatz 1 Nummer 11 und unter den in Absatz 2 genannten weiteren Voraussetzungen im Außenbereich privilegiert, wenn es in einem räumlich-funktionalen Zusammenhang mit\r\na) einer Anlage zur Erforschung, Entwicklung oder Nutzung der Windenergie nach § 35 Absatz 1 Nummer 5 oder\r\nb) einer Anlage zur Nutzung solarer Strahlungsenergie nach § 35 Absatz 1 Nummer 8 Buchstabe b oder Nummer 9 oder\r\nc) einer sonstigen Anlage zur Nutzung solarer Strahlungsenergie oder\r\nd) einem Umspannwerk steht\r\nEin Vorhaben ist nach Absatz 1 nur zulässig, wenn\r\na) durch technische Vorkehrungen sichergestellt ist, dass der Wasserstoff ausschließlich aus dem Strom der in Absatz 1 a bis c genannten Anlagen oder ergänzend dazu aus dem Strom sonstiger Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien erzeugt wird,\r\nb) die Produktionskapazität nicht mehr als 50 Tonnen Wasserstoff pro Tag beträgt und der Höhenunterschied zwischen der Geländeoberfläche im Mittel und dem höchsten Punkt der baulichen Anlagen 10 Meter nicht überschreitet, und\r\nc) die in Absatz 1 genannte Anlage oder die sonstigen Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien nach Nummer 1 nicht bereits mit einem anderen Vorhaben zur Herstellung oder Speicherung von Wasserstoff verbunden sind.“\r\n(3) bis (5): Entfallen.\r\n\r\n4.3 Aktuelle Strombezugskriterien den Herausforderungen anpassen\r\nUm die Systemdienlichkeit der grünen Wasserstoffproduktion zu gewährleisten, sind sinnvolle Strombezugskriterien von großer Bedeutung. Die derzeitigen Anforderungen führen jedoch zu höheren Strombezugskosten, die für Elektrolyseurbetreiber eine betriebswirtschaftliche Herausforderung darstellen. Die Bundesregierung sollte daher einen Rechtsrahmen schaffen, der Anreize für eine systemdienliche Fahrweise setzt und gleichzeitig betriebswirtschaftlich attraktiv ist, um Investitionen in Elektrolyseure anzureizen.\r\n\r\nAngesichts des derzeit stockenden Wasserstoffhochlaufs in Deutschland sollte sich die neue Bundesregierung auf europäischer Ebene für die Weiterentwicklung der aktuellen Vorgaben zu den Strombezugskriterien für grünen Wasserstoff einsetzen.\r\n\r\nAus Sicht des BEE können neben den aktuell gültigen Kriterien, die die verpflichtende Kopplung an einzelne EE-Anlagen vorsehen, auch eine strommarktorientierte Fahrweise von Elektrolyseuren geringe Emissionen und eine hohe Integration von EE in das Stromsystem sicherstellen. In diesem Zusammenhang sollte die Bundesregierung darauf hinwirken, dass das Kriterium der stündlichen CO2-Intensität als zusätzliche Erfüllungsoption für den Strombezug auch für den grünen Wasserstoff Anwendung findet.\r\n\r\n4.4 „starre Proportionalität“ in §21b EEG aufheben und Teilnahmefähigkeit von Elektrolyseuren im Rahmen des §13k EnWG verstetigen\r\nDer BEE plädiert dafür, auf der Seite der Wasserstoffproduktion den flexiblen Stromverbrauch aus EE-Anlagen durch Elektrolyseure hinter demselben Netzverknüpfungspunkt zu ermöglichen.\r\n\r\nHierzu sollte beispielsweise die „starre Proportionalität” in § 21b EEG für Lieferungen außerhalb des öffentlichen Netzes auch außerhalb der unmittelbaren räumlichen Nähe aufgehoben und die Teilnahmefähigkeit der Elektrolyseure im Rahmen des § 13k EnWG („Nutzen statt Abregeln“) in seiner jetzigen Form verstetigt werden. Neben der Ermöglichung der flexiblen Fahrweise von Elektrolyseuren ist es wichtig, bestehende Förderinstrumente auf der Erzeugungsseite umzusetzen und ggf. zu erweitern. Dies gilt beispielsweise für die bereits erwähnte Entfristung der Netzentgeltbefreiung, die an Systemdienlichkeitskriterien zu knüpfen ist, sowie die Umsetzung von Ausschreibungen für systemdienlich mit Elektrolyseuren erzeugtem grünem Wasserstoff nach § 96 WindSeeG."},"recipientGroups":[{"recipients":{"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":"2025-07-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010365","regulatoryProjectTitle":"Systementwicklungsstrategie 2024","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/40/45/522189/Stellungnahme-Gutachten-SG2505210003.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":"Das Wichtigste in Kürze\r\nDer Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) begrüßt, dass sich das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) im Rahmen eines Entwurfs der Systementwicklungsstrategie 2024 (SES) mit einer zukunftsgerichteten Neugestaltung des Energiesystems befasst, welche Erneuerbare Energien (EE) in den Mittelpunkt der Entwicklung stellt.\r\n\r\nBereits im Dezember 2021 hatte der BEE mit seiner Strommarktdesignstudie aufgezeigt, wie ein klimaneutrales Stromsystem gestaltet sein muss. Um den Weg zu 100 % EE in allen Bereichen des Energiesystems bestreiten zu können, müssen die dort aufgezeigten Ansätze für den Stromsektor konsequent weiterverfolgt und auf die Bereiche Wärme und Mobilität ausgeweitet werden.\r\n\r\nDie Prioritäten sollten nach Ansicht des BEE vor allem auf der umfangreicheren Ausschöpfung von Flexibilitätspotenzialen, der Überarbeitung der zugrundeliegenden Schätzwerte und der Wahrung von Technologieoffenheit innerhalb der EE liegen.\r\n\r\nDer BEE bekräftigt in dieser Stellungnahme elementare Anforderungen, die in die Systementwicklungsstrategie 2024 aufgenommen werden sollten:\r\n\r\neine ganzheitliche Flexibilitätsstrategie, die Markt und Netz bei steigenden Energiebedarfen zusammendenkt, die das Potenzial steuerbarer EE wie Wasserkraft, Geothermie und Bioenergie inkl. Biogas und Holz sowie erneuerbarer Speichertechnologien ausschöpft, die verbrauchsseitiger Flexibilisierung einen höheren Stellenwert einräumt und die den Grundsatz „Nutzen statt Abregeln“ aktiv weiterverfolgt.\r\neine Korrektur fehlerhafter Schätzwerte in den Langfristszenarien, die an der Praxis vorbeiführen und unrealistische Erwartungen erzeugen.\r\nein technologieoffenes Miteinbeziehen aller EE in die Energiewende im Strom-, Wärme- und Verkehrssektor ohne Vorfestlegung auf einzelne Technologien, aber unter Ausschluss fossiler Lock-ins, wie sie durch blauen Wasserstoff (H2) oder CCUS für andere Einsatzbereiche als unvermeidbare Restemissionen riskiert würden.\r\nein Energiehandel, der die Potenziale heimischer Produktion mit systemdienlichen Importen verbindet, sodass die Importabhängigkeiten insgesamt weiter vermindert werden und die Versorgungssicherheit gewährleistet wird.\r\neine Steigerung der Energieeffizienz, die in Kombination mit einer verstärkten Flexibilisierung des Energiesystems zu einer Vermeidung von Energieverlusten aus z. B. Technologien mit niedrigen Wirkungsgraden oder Redispatch führt.\r\nObwohl die Zielsetzungen der Systementwicklungsstrategie 2024 vom BEE durchaus begrüßt werden, sind die zugrundeliegenden Dokumente nicht fundiert genug und die vom BMWK dargestellten Transformationspfade unvollständig.\r\n\r\nDer BEE schlägt schlussfolgernd vor, die SES so zu überarbeiten, dass der Fokus zugunsten von realistischen Schätzwerten, des Ausschöpfens von Flexibilitätspotenzialen und Technologieoffenheit innerhalb der EE verändert wird.\r\n\r\nVorbemerkungen\r\nDas BMWK hat am 15. November 2024 die SES zur Konsultation gestellt. Diese ist im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) verankert und dient u. a. als Grundlage für die Netzentwicklungspläne (NEP) zu Strom und Gas / Wasserstoff (H2). Die SES ist konzipiert als ein lernender, regelmäßig wiederkehrender Prozess mit komplexen Langfristszenarien zur Ausgestaltung eines technisch-systemischen Leitbildes für Sicherheit in der sozial-ökologischen Transformation. Der BEE begrüßt, dass die Erneuerbaren Energien darin als Grundpfeiler des zukünftigen Energiesystems angesehen werden.\r\n\r\nErneuerbare Energien sind systemsetzend für die Energieversorgung der Zukunft. Im Jahr 2024 lag beispielsweise der Anteil der Erneuerbaren Energieträger an der gesamten Bruttostromerzeugung in Deutschland bei knapp 60 %. Aus Sicht des BEE ist es unabdingbar, diesen Aufwärtstrend fortzuführen und auszuweiten, um schnellstmöglich 100 % in allen Bereichen der Energieversorgung zu erreichen. Dies ist klima-, wirtschafts-, industrie- und geopolitisch geboten. Nur heimische EE liefern saubere, preiswerte und sichere Energie.\r\n\r\nBenötigt werden dafür umfangreiche Flexibilitäten, die durch eine systemintegrierte Betrachtung von Markt und Netz mittels steuerbarer EE, Ausnutzen der Speicherpotenziale, Dezentralität und den europäischen Energiehandel erreicht werden können. Der BEE hat bereits im April 2023 in seinem Thesenpapier zur deutschen Kraftwerksstrategie darauf hingewiesen, dass das Erneuerbare Energiesystem eine ganzheitliche Flexibilitätsstrategie benötigt.\r\n\r\nDer Zeit- und Handlungsdruck zur Ausarbeitung und Umsetzung der SES ist hoch, denn auf dem Weg zu 100 % EE müssen die strategischen Vorbereitungen und die dazugehörigen Maßnahmen konsequent weitergeführt werden.\r\n\r\nIm Folgenden legt der BEE seine vorläufige Einschätzung des Strategiepapiers dar.\r\n\r\n1 Strategischer Rahmen\r\n1.1 Grundsätzliches\r\nAuf dem Weg Deutschlands hin zur Klimaneutralität bis 2045 entsprechend der Zielsetzung des Klimaschutzgesetzes (KSG) ist eine zügige, erfolgreiche und vollständige Energiewende auf Basis von 100 % Erneuerbaren Energien unabdingbar. Der BEE begrüßt daher, dass in der SES die Auswirkungen heutiger Entscheidungen auf die Zielerreichung in den kommenden Jahrzehnten anerkannt werden. Die im KSG vorgesehenen Etappenziele zur Senkung der Treibhausgasemissionen gegenüber 1990 von 65 % bis 2030, 88 % bis 2040 und 100 % bis 2045 müssen daher eingehalten werden. Die damit verbundenen energiepolitischen Ziele umfassen Versorgungssicherheit, Umweltverträglichkeit und Wirtschaftlichkeit.\r\n\r\nZur Erreichung dieser Ziele schreibt die SES den EE eine Schlüsselrolle zu, was der BEE uneingeschränkt unterstützt. Gleiches gilt für die Adressierung der Elektrifizierung von Wirtschaft und Verkehr sowie der Energiewende im Gebäudesektor und des Hochlaufs der Kreislaufwirtschaft als zentrale Säulen des zukünftigen Energiesystems.\r\n\r\n1.2 Langfristszenarien\r\nAls Grundlage für die SES dienen die „Langfristszenarien für die Transformation des Energiesystems in Deutschland“ aus dem Projekt „Langfristszenarien 3“, das seit Dezember 2021 im Auftrag des BMWK durchgeführt wird. Diese sollen das technisch-systemische Leitbild des Energiesystems und die Transformationspfade mit den notwendigen Investitionsanreizen für die Energiewende aufzeigen. Die Szenarien enthalten Annahmen, die auch für die NEP zu Strom und Gas / H2 gelten. Der BEE hält diesen Ansatz grundsätzlich für sinnvoll, hat aber bereits im September 2023 im Rahmen einer Analyse der Langfristszenarien wissenschaftliche Bedenken zu fachlichen Mängeln geäußert. Diese betreffen die Plausibilität des Modells und der Eingangsparameter. Die Verbandsforderungen zu Nachberechnungen und Korrekturen haben weiterhin Bestand.\r\n\r\nDie Langfristszenarien enthalten nach Analyse des BEE fehlerhafte Annahmen zu den Ausbaupotenzialen der EE (insbesondere Biomasse und Wind an Land), zu deren Auslastung (insbesondere Wind, Solar und Wasserkraft), zu deren Allokation innerhalb der Energieversorgung (insbesondere Biogas & Holz), zur Strompreisentwicklung, zu Flexibilitätspotenzialen und zu den Abweichungsgrößen. Darüber hinaus wird der europäische Ausbau von Interkonnektoren deutlich über den Erwartungen des Ten-Year Network Development Plan (TYNDP) angesetzt, obwohl die davon tatsächlich umgesetzten Projekte (z. B. von Schweden nach Deutschland) aufgrund von Aufkündigungen tendenziell rückläufig sind.\r\n\r\nDer BEE sieht es kritisch, dass eine Strategie für das zukünftige Energiesystem auf Annahmen aufgebaut wird, die nicht immer umsetzbar erscheinen und zum Teil fehlerhaft sind, wodurch die aus den Langfristszenarien resultierenden Schlussfolgerungen zu hinterfragen sind. Damit verbunden ist auch, dass die NEP zu Strom und Gas / H2 nur als eingeschränkt belastbar einzustufen sind. Der BEE spricht sich deshalb erneut für Nachberechnungen und Korrekturen der Langfristszenarien sowie eine entsprechende Überarbeitung der SES aus.\r\n\r\n2 Energienachfrage\r\n2.1 Grundsätzliches\r\nAls übergreifendes Leitmotiv für die Nachfragebetrachtung sieht die SES die Steigerung der Energieeffizienz. Der BEE stimmt dieser Einstufung dahingehend zu, dass eine systemintegrierte Betrachtung von Markt und Netz erfolgen muss, um Flexibilitätspotenziale zu heben. So können Energieverluste durch z. B. Technologien mit niedrigen Wirkungsgraden, Redispatch oder aufgrund bürokratischer Hürden vermieden werden. Der BEE begrüßt außerdem, dass die SES für das Jahr 2045 von einem Gesamtstrombedarf zwischen 1.100 und 1.300 Terawattstunden (TWh) ausgeht. Beides deckt sich mit den Erkenntnissen aus der BEE-Strommarktdesignstudie aus dem November 2021.\r\n\r\n2.2 Industrie\r\nAls ein Fundament der Energiewende sieht die SES die Elektrifizierung der Industrie durch einen grundlegenden Wechsel des Energieträgermixes, um die Struktur des Industriestandortes Deutschland zu erhalten. Für den BEE ist entscheidend, dass dies für die neu ausgestaltete Energieversorgung den Aufbau von Infrastrukturen ohne Systembrüche verlangt.\r\n\r\nBeim erwartbaren wachsenden Gesamtbedarf muss der Netzausbau so ausgerichtet werden, dass er der benötigten Last zuverlässig standhält. Besonders hervorzuheben ist die notwendige Beschleunigung beim Netzausbau und des Netzanschlusses aufgrund des hohen Nachholbedarfs sowie verstärkte Maßnahmen zur Beobachtung der Netze. Versäumnisse sorgen hier schnell zu stark steigenden Kosten, die teuer und zeitraubend nachgeholt werden müssen. Der BEE fordert deshalb eine langfristige Planungs- und Investitionssicherheit für die Industrie, die es auch den Netzbetreibern ermöglicht, ihren Bedarf auf längere Zeiträume zu strecken.\r\n\r\nIn den Investitionen für die Energieversorgung der Industrie soll auch das Wasserstoffnetz und die CO2-Infrastruktur enthalten sein, sodass Carbon Capture and Storage (CCS) sowie Carbon Capture and Utilization (CCU) für unvermeidbare Restemissionen eingesetzt werden können. Dieses Vorhaben begrüßt der BEE. Kritisch sieht der Verband hingegen, dass die SES übergangsweise die Nutzung von blauem H2 vorsieht. Dies riskiert fossile Lock-ins und Importabhängigkeiten sowie weiterhin hohe Emissionen, insbesondere durch Methanleckagen, und lenkt den Fokus der Industrieversorgung weg vom dringend notwendigen Hochlauf von grünem Wasserstoff.\r\n\r\nDer BEE begrüßt die Zielsetzung der SES und der Carbon-Management-Strategie der Bundesregierung, dass Biomasse zukünftig einen größeren Anteil des stofflichen Kohlenstoffbedarfs der Industrie – insbesondere der chemischen – decken soll. Der überregionale Biomethantransport kann hier eine Schlüsselrolle einnehmen. Der Einsatz von Bioenergie mit Kohlenstoffabscheidung und -speicherung (BECCS) sowie -nutzung (BECCU) schafft einen erheblichen systemischen Mehrwert für einen klimaneutralen Industriestandort.\r\n\r\nAllerdings ist die vorgesehene weitgehende Verdrängung von Biogas und Holz aus der dezentralen Strom- und Fernwärmeerzeugung zugunsten einer umfangreichen Nutzung von Biomasse in der Industrie in Frage zu stellen. Zwar stellt insbesondere die Verbrennung von Holz eine sinnvolle Option zur Defossilisierung der industriellen Prozesswärme auf mittlerem Temperaturniveau dar und Biomethan kann Erdgas sowohl in der Hochtemperaturwärme als auch in der stofflichen industriellen Nutzung ersetzen. Dennoch muss berücksichtigt werden, dass viele Biomassesortimente stofflich sehr heterogen sind (z. B. Gülle, Stroh, Zwischenfrüchte) und/oder sich kaum über längere Distanzen transportieren lassen. Ein großflächiger Einsatz dieser Energieträger kommt daher in der Industrie nur dann in Frage, wenn der Standort, an dem die Substrate anfallen, auch direkt für die Biogasaufbereitung und die Einspeisung ins Gasnetz geeignet ist. Das Potenzial der Biomassesortimente einschließlich der festen (z. B. Waldrestholz und Landschaftspflegematerial) lässt sich oft besser für effektive und effiziente Flexibilisierung ausschöpfen. Der BEE spricht sich daher dafür aus, diese Technologien gezielt in der flexiblen Strom- und Wärmeerzeugung einzusetzen. Dort können die Vorteile hinsichtlich Steuerbarkeit, Dezentralität und der übergreifenden Vereinbarkeit mit anderen Technologien gewinnbringend genutzt werden. Eine Beschreibung dessen findet sich u. a. in der BEE-Strommarktdesignstudie aus dem November 2021.\r\n\r\nDie herausgehobene Position der industriellen Prozesswärme ist eine naheliegende Fokussierung. Die Deckung dieses Energiebedarfs durch vollständige Elektrifizierung ist ein sehr ambitioniertes Ziel, dessen Umsetzung mit betriebswirtschaftlichen Komplikationen verbunden ist. Der BEE unterstützt die angesetzte Ausbaumenge von 15 bis 18 Millionen Wärmepumpen bis 2045. Allerdings sind auch andere Arten der Defossilisierung weitflächig verfügbar und zum Teil deutlich kostengünstiger. Es ist daher zu erwarten, dass sich einige Unternehmen für Alternativen entscheiden werden. Beispielsweise berücksichtigt die SES zwar Solarthermie zur Anwendung im Gewerbe und in der Fernwärme, lässt jedoch die konzentrierende Solarthermie für industrielle Fernwärme außer Acht. Der BEE plädiert für ein technologieoffenes Miteinbeziehen aller EE und empfiehlt daher, die Energieversorgung für industrielle Mittel- und Hochtemperaturwärme durch Strom, konzentrierende Solarthermie, Biomethan, grünen Wasserstoff und H2-Derivate, erneuerbare Fernwärme sowie die Nutzung geeigneter Holzsortimente wie Altholz oder Industrierestholz zu realisieren.\r\n\r\nDarüber hinaus findet der industrielle Bedarf für Kühlenergie keine Berücksichtigung. Dieser wächst in Deutschland durch die fortschreitende globale Erwärmung mit jedem Jahr um mehrere TWh. Hier wäre die Fokussierung auf eine einzelne Technologie naheliegend, da unter den EE nur erdgekoppelte Wärmepumpen, die oberflächennahe Geothermie nutzen, klimaneutral Kälte erzeugen können. Erdwärmepumpen sind sehr kostenintensiv, weshalb ihre fehlende Aufnahme in der SES ein besonderes Risiko für die Investitionssicherheit darstellt. Aus Sicht des BEE besteht hier Bedarf für Ergänzungen.\r\n\r\n2.3 Gebäude\r\nDie hohe Bedeutung des Gebäudesektors für den Erfolg der Energiewende anzuerkennen, ist ein Schlüsselelement auf dem Weg zur Klimaneutralität. Die SES setzt dabei auf die Steigerung der Energieeffizienz sowie auf den Ausbau von Wärmepumpen und Wärmenetzen. Beides deckt sich mit den Positionen des BEE.\r\n\r\nWas die SES bisher nicht adressiert, ist die Notwendigkeit, die regulatorischen Rahmenbedingungen so anzupassen, dass diese den Zielsetzungen aus dem KSG nicht mehr im Weg stehen. Insbesondere der notwendige Hochlauf von Wärmepumpen und Wärmedämmung ist bisher unzureichend. Die Zielwerte für das Jahr 2024 wurden verfehlt und ein Maßnahmenpaket zur Korrektur der Ausbauzahlen liegt nicht vor. Außerdem besteht weiterhin eine Finanzierungslücke, um die selbst gesteckten Ziele zu erreichen. Hier sieht der BEE Nachbesserungsbedarf.\r\n\r\nBioenergie findet in diesem Themengebiet ebenfalls Erwähnung, allerdings nur als Heiztechnologie in Form von dezentraler Holzenergie, sofern der Anschluss mit Wärmepumpen und Wärmenetzen unmöglich ist. Aus Sicht des BEE wird hier übersehen, dass beim Einsatz von Bioenergie auch große, dezentrale, erneuerbare Potenziale für die Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) bestehen. Dazu gehören sowohl solche, die auf Biogas als auch solche, die auf Holz basieren und bereits genutzt werden.\r\n\r\n2.4 Verkehr\r\nDer Verkehr ist der zweite Sektor, dem laut SES und laut BEE-Position zu Recht eine hohe Bedeutung für die Energiewende beigemessen wird. Das vorrangige Ziel der Elektrifizierung, ergänzt durch biogene, synthetische und weitere klimaneutrale Flüssigkraftstoffe – insbesondere für den Luft- und Seeverkehr – ist ebenfalls zu begrüßen. Darüber hinaus sieht die SES im Zuge der Elektromobilität für Personen- und Lastkraftwagen eine Steigerung von Flexibilitäten und einen verstärkten Infrastrukturausbau vor, was beides Zielsetzungen darstellt, die der BEE grundsätzlich unterstützt.\r\n\r\nAnzumerken ist, dass vor dem Hintergrund nicht einzuhaltender Ziele, insbesondere für 2030, die SES die dafür notwendigen politischen Maßnahmen nicht adressiert. Dazu gehört auch, dass für alle Antriebsarten steigende Nutzungszahlen eingeplant werden, obwohl dies aufgrund der aktuellen Kostenstrukturen nur für die Elektromobilität zu erwarten ist. Insgesamt lässt sich kein realistischer Transformationspfad für die Energiewende im Verkehrssektor erkennen. Der BEE sieht hier Nachbesserungsbedarf. \r\n\r\n3 Energieangebot\r\n3.1 Stromerzeugung\r\nDie Ausbauziele in der Stromversorgung sind unterschiedlich zu bewerten. Die Werte für Photovoltaik (PV) hält der BEE für angemessen. Für Wind an Land erscheinen sie bis 2035 angemessen, sollten aber bis 2045 auf mindestens 200 GW erhöht werden. Wind auf See wird mit einem aus Sicht des BEE zu ambitionierten Ausbauplan versehen.\r\n\r\nDie Potenziale der Windenergie unterliegen sowohl für den Ausbau an Land als auch auf See Fehleinschätzungen aus den Langfristszenarien. Diese setzen für Wind an Land bis 2045 einen Nutzungsgrad von etwa 2.600 Volllaststunden (VLh) an, wobei nach aktueller Studienlage von über 2.800 VLh auszugehen ist. Hinzu kommen der zu erwartende technische Fortschritt der nächsten 20 Jahre und die Fokussierung auf windstarke Standorte. Diese beiden Faktoren werden in den meisten Studien nicht berücksichtigt, sind in der Praxis aber naheliegend. Außerdem können gezielt Schwachwindanlagen installiert werden, um die benötigte steuerbare Kraftwerksleistung zu reduzieren. Für Wind auf See geht die SES von einem zu hohen Nutzungsgrad von 3.500 VLh aus, da eine vollständige Bebauung der nutzbaren Windflächen in der ausschließlichen Wirtschaftszone Deutschlands zu erheblichen Abschattungseffekten führen würde. Der BEE hält daher eine Korrektur der geschätzten Nutzungsgrade und eine Neuberechnung der daraus resultierenden Potenziale für die Stromproduktion aus Windenergie für erforderlich.\r\n\r\nDie SES sieht vor, dass die Stromerzeugung zukünftig überwiegend durch Wind- und Solarenergie abgedeckt wird. Steuerbare Kraftwerke sollen dies laut SES ergänzen und selbst überwiegend Wasserstoff als Energieträger nutzen. Nicht für die Stromerzeugung vorgesehen sind hingegen steuerbare EE.\r\n\r\nDazu gehört erstens die Bioenergie, die aus Sicht des BEE vorrangig zur Verstromung und für KWK eingesetzt werden sollte, denn allein der bestehende Biogasanlagenpark kann bei Fortführung der Umrüstung auf eine flexible Fahrweise je nach Grad dieser Überbauung zwischen 18 und 27 GW gesicherte flexible Leistung bereitstellen. Zusätzliche Leistung stellen Holzheizkraftwerke und andere Bioenergieanlagen bereit. Zweitens liegen Potenziale in der Geothermie, die entgegen den Angaben in der SES auch für die Stromproduktion genutzt werden kann. Zusammengenommen beläuft sich die installierte elektrische Leistung gegenwärtig auf 46 MW. Durch den signifikanten Anstieg der Aufsuchungsgenehmigungen ist davon auszugehen, dass zukünftig deutlich mehr Strom mittels Geothermie bereitgestellt werden wird. Drittens kann die Wasserkraft mit einer potenziellen Leistung von sechs Gigawatt (GW) signifikant zur Stromproduktion beitragen. In den Ankerpunkten zum Energieangebot werden für diese Technologien keine Zielwerte benannt. Biomasse und Wasserkraft werden sogar explizit von den steuerbaren Kraftwerken ausgeschlossen und nicht als Erneuerbare Energien aufgeführt. Auch die Potenziale von H2-Derivaten wie methanisiertem Wasserstoff oder synthetischem Methan werden übergangen. Der BEE sieht hier die Notwendigkeit, die verengte Sichtweise auf Wasserstoff als Hauptlastträger der steuerbaren Erzeugungskapazitäten zu öffnen und durch Miteinbeziehen der steuerbaren EE sowie der erneuerbaren KWK anzupassen.\r\n\r\n3.2 Wärmeerzeugung in Wärmenetzen\r\nFür die Wärmeerzeugung gilt die Zielmarke, dass ihre Einspeisung in Wärmenetze bis 2030 zu 50 % aus EE und unvermeidbarer Abwärme stammt. Der vorgesehene Technologiemix wird von einer strombasierten Produktion mit Großwärmepumpen dominiert, die durch KWK und H2 ergänzt werden. Die KWK wird nicht näher beschrieben, wodurch die Einstufung als EE, die für KWK-Anlagen eine vollständige Defossilisierung voraussetzt, nicht eindeutig vorgenommen wird. Demnach bittet der BEE hier um eine abgrenzende Definition, um die Weiterführung fossiler Strukturen zu vermeiden.\r\n\r\nWasserstoff ist als allgemein anwendbare Ergänzung vorgesehen. Die damit verbundenen Größenordnungen und die Einsatzorte bleiben undefiniert. Die Geothermie wird nur am Rande berücksichtigt, obwohl mit 300 TWh ein jährliches Potenzial in signifikanter Höhe besteht. Die Potenziale der Solarthermie finden ebenfalls nur am Rande Erwähnung. Gleiches gilt für Biogas (inkl. Biomethan) und Holzenergie, obwohl dies aktuell die am meisten genutzten EE-Technologien für Wärmenetze sind, und ihr Einsatz sowohl in ländlichen Nahwärmenetzen als auch ergänzend zu anderen EE in urbanen Fernwärmenetzen möglich ist. Aus Sicht des BEE berücksichtigt die SES auch hier nicht alle EE und fokussiert sich übermäßig auf eine einzelne Technologie. Der Einsatz von H2 in Wärmenetzen sollte sich möglichst auf industrielle Anwendungen mit besonders hohen Wärmebedarfen beschränken.\r\n\r\nWärmenetze sind grundsätzlich in Nah- und Fernwärmenetze zu unterscheiden. Die Potenziale der Geothermie und der Solarthermie sind für beide Arten gut einsetzbar. Für die Fernwärmeversorgung können tiefe Geothermie und Solarthermiefelder einen wichtigen Beitrag leisten. Als dezentrale Lösungen eignen sich Solarthermie-Aufdachanlagen und oberflächennahe Geothermie in Kombination mit Wärmepumpen. Hier lassen sich hohe Effizienzgewinne erzielen, denn insbesondere Solarthermie kann im Winter zur Reduzierung der Heizlast und im Sommer zu einer Deckung des Warmwasserbedarfs beitragen. Der BEE empfiehlt, bei der Unterscheidung der EE die Potenziale zur Effizienzsteigerung miteinzubeziehen.\r\n\r\n3.3 Wasserstoff und Wasserstoffderivate\r\nDie Strategie beabsichtigt ein vollständiges Ausschöpfen aller Erzeugungspotenziale von Strom und strombasierten Energieträgern. Der BEE begrüßt die grundsätzlich technologieoffene Betrachtung der Erneuerbaren Energien. Allerdings sieht der Verband den Bedarf für eine Fokusverschiebung weg von Wasserstoff hin zu den Potenzialen der steuerbaren EE. Diese können dezentrale Flexibilitäten in der Energieproduktion schaffen und damit direkt angebotsseitig zur Stabilität der Netze beitragen.\r\n\r\nDie SES betrachtet sowohl Strom als auch H2 und H2-Derivate als Erneuerbare Energieträger. Der notwendige Wasserstoff kann aus unterschiedlichen Quellen stammen. Die Nutzung des Energieträgers muss sich aus Sicht des BEE auf grünen H2 beschränken, da sonst die Gefahr für fossile Lock-ins und somit ein Ausbremsen der Energiewende droht.\r\n\r\nFür die hohen Bedarfsmengen in der H2-Versorgung, die die Industrie laut SES bereits 2030 benötigt, stellt sich die Frage nach dem Verhältnis zwischen heimischer Produktion und Importen. Die SES geht von einer deutschlandweiten Elektrolyseurleistung von bis zu 80 GW aus, was zwar eine Steigerung gegenüber früheren Planungen darstellt, aber immer noch unterhalb des Wertes zwischen 80 und 100 GW aus der BEE-Strommarktdesignstudie liegt. Bei Erreichen dieses Wertes wäre auch nicht der hohe Anteil an H2-Importen notwendig, den die SES zwischen 50 und 70 % ansetzt. Eine Studie des Wuppertal Instituts im Auftrag des LEE NRW aus dem September 2024 geht davon aus, dass bis 2030 keine nennenswerten Mengen an grünem H2 nach Deutschland gelangen werden. Gerade in der kritischen Phase des Markthochlaufs ist es daher dringend notwendig, weitgehend unabhängig von unsicheren H2-Importen zu werden. Der BEE betont, dass eine stärkere heimische H2-Produktion Kosten sparen und die Flexibilitäten im Energiesystem sowie die Versorgungssicherheit erhöhen würde.\r\n\r\nDie Kapazitätsgröße für H2-Kraftwerke in Höhe von 60 bis 80 GW sowie auch deren Volllaststundenzahl sind nach der BEE-Strommarktdesignstudie zu hoch angesetzt, da ein erheblicher Teil davon durch ein geeignetes Strommarktdesign eingespart werden kann. Auch die Fokussierung auf H2-Kraftwerke bringt aus Sicht des BEE mehrere Nachteile mit sich. Die Entwicklung dieser Technologie ist noch nicht weit genug fortgeschritten, um sie als serienreif zu bezeichnen. Wasserstoff dennoch in Kraftwerken zu nutzen, würde den Preis der Technologie zusätzlich steigen. Außerdem übersteigen die angedachten H2-Kraftwerkskapazitäten die verfügbaren H2-Mengen bei weitem, sodass die Verstromung von fossilem Erdgas noch mehrere Jahre notwendig wäre. All diese Punkte würden die Energiewende konterkarieren und werden vom BEE daher kritisch gesehen.\r\n\r\nDie hohen H2-Kosten werden noch deutlicher sichtbar, wenn man sie mit den steuerbaren EE vergleicht. Hierzu hat beispielsweise der Fachverband Biogas im September 2024 eine Studie veröffentlicht, die sich u. a. mit Biogasverstromung beschäftigt. Die Nutzung von Biomethan, methanisiertem Wasserstoff oder synthetisch erneuerbarem Methan wird in der SES für diesen Zweck bisher gar nicht berücksichtigt. Es sei an dieser Stelle nochmals darauf hingewiesen, dass der BEE die Einstufung von H2 als Hauptlastträger der steuerbaren Erzeugungskapazitäten für eine verengte Sichtweise hält und stattdessen alle EE miteinbezogen werden sollten.\r\n\r\n3.4 Energieimporte und Energiehandel\r\nDie Importquote des Primärenergieverbrauchs liegt in Deutschland derzeit bei rund 70 % und soll laut SES bis 2045 auf 30 % sinken. Ein Schlüssel zur Umsetzung dieses Ziels ist die Umstellung der überwiegend fossilen Energieträger auf v. a. Strom, H2 und H2-Derivate. Die Importe sollen aus möglichst stark diversifizierten Quellen – vorzugsweise aus der EU – stammen.\r\n\r\nFür die Umstellung der Importe auf große Mengen Strom ist als zentrale Maßnahme der starke Ausbau von Interkonnektoren zur Anbindung des deutschen Strommarktes an die der europäischen Nachbarländer vorgesehen. Die geschätzten Ausbaukapazitäten belaufen sich laut SES auf 80 bis 90 GW und liegen damit deutlich über den Werten früherer Planungen. Deutschland wird diesen Ausbau nicht allein bewältigen können. Ein derart hohes Ausbauziel würde daher neue Abhängigkeiten schaffen, die die Investitions- und Versorgungssicherheit gefährden. Der BEE sieht dies kritisch und verweist auf den Bedarf für realistische Schätzwerte.\r\n\r\nEin Teil des H2-Bedarfs soll durch Importe gedeckt werden. Diese sind mit vielen Unsicherheiten verbunden, weshalb der BEE vor einer Überschätzung warnt. Der Verband sieht H2-Importe nur ergänzend zur inländischen Produktion und hält die angesetzten Importmengen für zu hoch. Dies begründet sich durch die abweichenden Erwartungen an die Elektrolyseleistung und an die Nachfragemengen aus dem Industrie-, Gebäude-, Verkehrs- und Energiesektor.\r\n\r\n3.5 Flexibilität und Speicher\r\nDas zukünftige Energiesystem wird den hohen Anteil an nicht steuerbaren Energieanlagen in der Energieproduktion besser ausgleichen müssen. Daraus ergibt sich heute schon ein Bedarf an Flexibilitäten, der mit zunehmender Elektrifizierung stetig steigen wird. Die SES rückt Flexibilitäten in den Vordergrund des zukünftigen Energiesystems, was der BEE ausdrücklich begrüßt. Es muss aber beachtet werden, dass marktorientierte Flexibilitäten neben der Angebots- und der Nachfrageseite auch in den Netzen gebraucht werden.\r\n\r\nIm Stromsystem können leicht zugängliche Flexibilitäten im Zusammenhang mit steuerbaren EE geschaffen werden. Neben den Potenzialen der Stromerzeugung aus Biogas und Holz (18 bis 27 GW gesicherte flexible Leistung), die bereits in Kapitel 3.1 „Stromerzeugung“ angesprochen wurden, bietet Wasserkraft großes Potenzial für die Flexibilisierung. Die Leistung der Wasserkraft ist kontinuierlich verfügbar und flexibel planbar. Sie bietet ein kurzfristiges Potenzial von 1 bis 2 Gigawatt (Primär- und Reserveleistung) im Bestand durch flexible Stauraumbewirtschaftung. Der technische Aufwand und die damit verbundenen Kosten sind gering. Weitere 3-3,5 GW können durch Modernisierung und Reaktivierung von Altstandorten sowie Gewässerausbau hinzugewonnen werden. Dazu braucht es eine konsistente, mittel- bis langfristig ausgerichtete Strategie für die genehmigungsrechtlichen und marktwirtschaftlichen Rahmenbedingungen. Um eine solche Strategie gesetzgeberisch zu verankern, ist es aus Sicht der EE-Branche notwendig, die Vergütung im EEG an die Kostenentwicklungen und die Netzdienlichkeit anzupassen, sodass gezielt Anreize für die Bereitstellung von mehr Flexibilität geschaffen werden.\r\n\r\nDer BEE verweist auf bisher unbeachtete Potenziale in Höhe von mehreren Gigawatt, z. B. bei Pumpspeicherkraftwerken, wie in der BEE-Strommarktdesignstudie beschrieben. Um diese auszuschöpfen, hält der Verband es für notwendig, vor allem den Genehmigungsaufwand zu reduzieren. Dies würde zum Beispiel durch eine Ausweisung von Beschleunigungsgebieten für Pumpspeicher durch den Gesetzgeber ermöglicht.\r\n\r\nDem Ausbau von Batteriespeichern im Stromsystem kommt eine zentrale Rolle zu. Allein bis 2030 könnten diese ihre Leistung auf bis zu 15 GW mit einer Kapazität von 57 GWh ausweiten. Diese werden für die Minderung von Redispatch, zur Netzentlastung, zur Erschließung individueller Geschäftsmodelle und für die Durchdringung von netzbildenden Stromrichtern benötigt. Der BEE sieht deshalb die Notwendigkeit, den Netzanschluss von Batteriespeichern von unnötigen bürokratischen Hürden zu befreien und die Netzentgeltstruktur so anzupassen, dass die Netzdienlichkeit von Batteriespeichern zu Vergünstigungen zum Beispiel bei den Baukostenzuschüssen führt.\r\n\r\nDie Leistung stationärer Batteriespeicher wird von der SES mit mindestens 50 GW bis 2045 höher angesetzt als in den Annahmen der Langfristszenarien. Diesem Trend stimmt der BEE zwar grundsätzlich zu, doch auch der neue Wert entspricht nur etwa der Hälfte der Größenordnung, die der Verband für notwendig erachtet. Außerdem fehlt eine Benennung der dementsprechenden Kapazität, da sich Leistung und Kapazität in ihrer Bedeutung für unterschiedliche Systemaspekte unterscheiden. Die Leistung hat einen starken Einfluss auf den notwendigen Netzausbau, während die Kapazität der stationären Speicher die Anforderungen an die verfügbaren Energiemengen und die Wechselwirkungen mit anderen Speichern beeinflusst. Zusätzlich erwartet die SES, dass Batteriespeicher lediglich zwei VLh erreichen, obwohl für den BEE fünf bis sechs VLh angemessen erscheinen. Der Verband sieht hier mehrfach Korrektur- und Ergänzungsbedarf der beschriebenen Werte.\r\n\r\nAls ein reduzierender Faktor für den deutschlandweiten Bedarf an Stromspeichern wird die internationale Vernetzung genannt. Dies ist in der Theorie der strategischen Ausrichtung zwar naheliegend, doch der BEE sieht hier auch Nachteile. Die europäische Planung wird bisher nur geringfügig harmonisiert. Dies beinhaltet erstens die Unvorhersehbarkeit der verfügbaren Strommengen, zweitens die Bereitschaft zu Investitionen in den Ausbau von Interkonnektoren und drittens die energiepolitischen Unterschiede der deutschen Nachbarländer bezüglich Import-Export-Raten, Strommix und dem generellen Voranschreiten der Energiewende.\r\n\r\nFür ein flexibilisiertes Stromsystem misst die SES auch den Technologien der Sektorenkopplung wie Wärmepumpen, Elektrolyseuren und Elektroautos eine hohe Bedeutung zu. Insbesondere systemdienlich installierten Elektrolyseuren wird eine große Bedeutung zugemessen. Der BEE teilt diese Einschätzung und verweist auf die notwendige Digitalisierung, um die Vorteile dieser Form von Flexibilitäten nutzen zu können. Es braucht Installationen, um den Zustand des Stromnetzes ausreichend beobachten zu können, und es braucht einen (für Messstellenbetreiber und Verbraucher) bezahlbaren Rollout von Smart Meter Gateways, um die Anlagen steuerbar zu machen.\r\n\r\nDie SES rechnet auch Wasserstoffspeichern eine zentrale Bedeutung zu. Um deren Ausbau anzureizen, ist es notwendig, diese bei der konkreten Planung der Netze – insbesondere des Gasnetzes – zu berücksichtigen. Der BEE drängt daher auf eine zügige Veröffentlichung der Wasserstoffspeicherstrategie durch die Bundesregierung.\r\n\r\nAuch Wärmespeicher bieten Potenziale für einen systemdienlichen Einsatz. Dafür ist eine umfassende Speicherstrategie aus Sicht des BEE unverzichtbar.\r\n\r\n4 Infrastrukturen\r\nHinsichtlich des notwendigen Infrastrukturausbaus verweist die SES auf den besonders hohen Bedarf für Planungssicherheit, damit Ausbauprojekte rechtzeitig begonnen werden. Einzelne Maßnahmen werden in diesem Kontext nicht benannt. Daher stellt der BEE im Folgenden die aus seiner Sicht notwendigen Maßnahmen dar – abzüglich der bereits in den Kapiteln 2.2 „Industrie“ und 3.2 „Wärmeerzeugung in Wärmenetzen“ genannten Maßnahmen.\r\n\r\n4.1 Stromnetze\r\nNetzentgelte müssen dahingehend reformiert werden, dass sie dynamisch und zeitvariabel erhoben werden können. Gegebenenfalls wären auch kapazitätsorientierte Netzentgelte akzeptabel. Beides setzt voraus, dass Transformatorenstationen digitalisiert werden, um jederzeit den Netzzustand zuverlässig ermitteln zu können. Dies verlangt ergänzend eine verbesserte Kommunikation zwischen Übertragungs- (ÜNB) und Verteilnetzbetreibern (VNB), um Redispatch zu reduzieren. Mehr Transparenz bei den Netzdaten, z. B. in Form von Netzzustandskarten, wären hier förderlich.\r\n\r\nFür Netzentgelte erwartet die SES nicht zwingend eine Steigerung, da bei wachsendem Stromverbrauch die Netzkosten auf eine größere Strommenge umgelegt werden können. Dies setzt voraus, dass das derzeitige Netzentgeltregime ohne wesentliche Änderungen weitergeführt wird. Es ist aber beispielsweise auch denkbar, dass die höheren Strommengen mit einer wachsenden Gleichzeitigkeit einhergehen, was die Kosten für das Netzengpassmanagement, die Teil der Netzentgelte sind, steigen lassen würde. Der BEE empfiehlt hier eine Prüfung der Annahmen im Strategieentwurf.\r\n\r\nIm Rahmen der Infrastrukturplanung legt die SES einen Fokus auf die Stromverteilnetze. Deren Ausbau soll flächendeckend und in hohem Tempo erfolgen, was wiederum hohe Investitionen erfordert. Diese Ansicht teilt der BEE vollumfänglich.\r\n\r\nDer identifizierte Ausbaubedarf basiert sowohl auf den Erkenntnissen der erstmals vorgelegten Netzausbaupläne der VNB als auch auf den Ergebnissen der Langfristszenarien. Die Verteilnetze werden dort unter dem Titel „Regionalszenarien“ beschrieben. Das verbindende Element ist, dass die Prognosen aus den Netzausplänen der VNB als Eingangsgrößen der Regionalszenarien genutzt werden. Der BEE hält diese Verzahnung für eine sinnvolle Konstruktion, sieht jedoch qualitative Schwächen in den einzelnen Dokumenten. Den Regionalszenarien fehlt es teilweise an Netzkarten und an Daten zum Niederspannungsnetz, wodurch den VNB keine Informationen über dessen Beschaffenheit zur Verfügung stehen. Diese Pflicht sollte Einzug finden in § 14d EnWG, wie der BEE bereits als Mitzeichner eines offenen Briefs des Reiner-Lemoine-Instituts aus dem Juni 2024 gefordert hatte. Die Netzausbaupläne betrachten die Mittelspannungsebene nur aggregiert und damit sehr unkonkret, während für das Niederspannungsnetz die Ausbauplanung zum Teil komplett fehlt. Die Anforderungen des BMWK und der BNetzA beschränken sich auf Aussagen zum Gesamtumfang und sorgen so für einen niedrigen Detailgrad. Da der BEE diesen als unzureichend einschätzt, entsteht die Forderung zu schärferen Vorgaben des Gesetzgebers.\r\n\r\n4.2 Gasnetze\r\nDer BEE unterstützt den Ansatz der SES, dass die Entwicklungen des Marktes und der Netze gemeinsam konzipiert werden müssen. Positiv ist unter anderem, dass die Notwendigkeit der Erschließung von H2-Kavernen aktiv angesprochen und gefordert wird. Kritisch anzumerken ist, dass eine fachliche Diskussion zu den Entwicklungen der Netze in den Beiräten bisher aussteht. Außerdem fehlt der SES eine Untersuchung der betriebswirtschaftlichen Grundlagen von Investitionen. Dadurch werden zentrale Hindernisse, die den Ausbauzielen entgegenstehen, nicht erkannt und bleiben unbearbeitet.\r\n\r\nDass der Biomethantransport als unwahrscheinlich eingestuft wird, übergeht zwei entscheidende Aspekte. Biomethan enthält Kohlenstoffmoleküle, die einen wichtigen Grundstoff für die Industrie darstellen – inklusive der Produktion von H2-Derviaten. Der BEE begrüßt den Vorschlag aus der SES, zukünftig freiwerdende Erdgasinfrastruktur für den Anschluss von Biomethan-Clustern zu nutzen. Der Bedarf an Biomethan betrifft mehrere europäische Staaten, wobei Deutschland durch seine geografische Lage und seine Wirtschaftskraft eine Schlüsselrolle in der grenzüberschreitenden Versorgung spielt.\r\n\r\nBeim Aufbau der CO2-Infrastruktur ist es notwendig, sich zu beschränken auf Quellen aus unvermeidbaren Restemissionen aus der Industrie sowie aus der Bioenergienutzung mit Abscheidung und Speicherung (BECCS) sowie Verwendung (BECCU). Beide bieten erhebliche Potenziale für Negativemissionen sowie für die Deckung des stofflichen CO2-Bedarfs der Industrie. Den Anschluss von fossilen Gaskraftwerken mit CCS an die CO2-Infrastruktur lehnt der BEE ab. Grund dafür ist, dass CCS-Anlagen keine sinnvolle und wirtschaftliche Option für die Deckung der Residuallast sind. Der Bau von CCS-Anlagen ist mit sehr hohen Investitionen verbunden, die sich nicht über den Residuallastbetrieb amortisieren lassen. CCS-Anlagen bergen somit das Risiko, dass Gaskraftwerke länger und intensiver genutzt werden als notwendig.\r\n\r\n5 Weiterer Analysebedarf\r\nDer BEE empfiehlt, folgende Formulierungen anzupassen:\r\n\r\n„Auswirkungen regulatorischer Anpassungen (z. B. lokale Preissignale)“ zu „lokale Signale – Anpassung der Netzentgeltsystematik“, um eine Diskussion zur Aufteilung der Strompreiszone auszuschließen\r\nHinzufügen von „Digitale Durchdringung der Netzinfrastruktur“\r\n\r\n6 Prozess der Systementwicklungsstrategie\r\nDie SES ist konzipiert als lernender, regelmäßig wiederkehrender Prozess, der in allen ungeraden Jahren aktualisiert und ab 2027 alle vier Jahre dem Deutschen Bundestag vorgelegt werden soll. Sie stützt sich auf komplexe Langfristszenarien, die im Auftrag des BMWK durch ein Forschungskonsortiums erstellt werden. Der BEE begrüßt die Grundidee eines adaptiven Ansatzes und verweist gleichzeitig auf Beständigkeit, um Investitionssicherheit für die zeit- und kapitalintensiven Projekte der Energiewende zu schaffen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-01-30"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0016415","regulatoryProjectTitle":"Monitoring zum Stand der Energiewende im Sommer 2025","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ae/77/522191/Stellungnahme-Gutachten-SG2505210008.pdf","pdfPageCount":15,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"DAS WICHTIGSTE IN KÜRZE\r\nDer Bedarf an Erneuerbarem Strom wird in den kommenden Jahren signifikant steigen. Wichtige Treiber der zusätzlichen Stromnachfrage sind insbesondere der Ausbau von Rechenzentren, Wärmepumpen und Elektromobilität sowie eine wirtschaftliche Erholung.\r\nAuch die inländische Wasserstofferzeugung erfordert beträchtliche Mengen erneuerbaren Stroms. Gemeinsam mit den biogenen grünen Molekülen leistet grüner Wasserstoff einen entscheidenden Beitrag zur Defossilisierung von nicht-elektrifizierbaren Bereichen – von Industrieanwendungen bis zum Flugverkehr. Die substanzielle heimische Erzeugung verringert die Abhängigkeit von (fossilen) Energieimporten, hebt Systemvorteile und reduziert effektiv die Kosten für Redispatch und Netzausbau.\r\nDer BEE erwartet aufgrund dieser Entwicklungen einen erheblichen Anstieg des Bruttostromverbrauchs von aktuell 510 Terawattstunden (TWh) auf rund 700 TWh bis zum Jahr 2030.\r\nUm diesen zukünftigen Strombedarf zu decken, ist es unumgänglich, an den im EEG festgelegten Erneuerbaren Ausbauzielen festzuhalten. Dies belegte bereits die BEE-Strommarktdesignstudie der Fraunhofer Institute IEE und ISE von 2021, die einen ähnlichen EE-Ausbaubedarf wie das aktuelle EEG berechnet hatte. Mit einem geringeren Erneuerbaren Ausbaurahmen drohen zahlreiche negative ökonomische, ökologische und soziale Konsequenzen.\r\nOhne eine ausreichende Menge an erneuerbarem Strom fehlen Anreize zur Elektrifizierung in den Bereichen Wärme, Verkehr und Industrie. Gleichzeitig lässt sich ohne diesen Strom auch die notwendige Menge an grünem Wasserstoff nicht erzeugen. In der Folge bleiben Investitionen in die Sektorenkopplung und die Defossilisierung aus. Ein Henne-Ei-Problem entsteht.\r\nEs drohen Mehrkosten für Haushalte und Unternehmen von 29 bis 68 Milliarden Euro im Jahr 2030. Warum? Wenn weniger erneuerbarer Strom zur Defossilisierung zur Verfügung steht, steigen die CO2-Preise in allen Sektoren (Wärme, Verkehr, Strom, Industrie) sehr deutlich an. Für einen privaten Haushalt würden sich die jährlichen Energiekosten um rund 1.080 bis 2.250 Euro erhöhen. Die deutsche Wirtschaft, insbesondere die energieintensive Industrie, müsste empfindliche Summen für den Kauf von Emissionszertifikaten im europäischen Emissionshandel aufwenden. Dies würde die Transformation hin zu einer wettbewerbsfähigen und zukunftsfähigen Industrie grundlegend gefährden.\r\nUm diese negativen Konsequenzen für Wirtschaft und Gesellschaft zu vermeiden und die Klimaschutzziele zu erreichen, sind weiterhin hohe EE-Ausbauzahlen sowie zusätzliche Impulse und verbesserte Rahmenbedingungen für die Sektorenkopplung notwendig.\r\n1 ENTWICKLUNG DES STROMVERBRAUCHS BIS 2030\r\nUm die Klimaschutzziele zu erreichen, ist eine dynamische Elektrifizierung aller Sektoren (Wärme, Verkehr, Industrie) erforderlich, denn hier sind Herausforderungen groß, und es besteht die Notwendigkeit, die Potentiale aller Erneuerbarer Energien zu nutzen. Zusätzlich muss der Stromverbrauch für die heimische Wasserstoffproduktion gedeckt werden. Für diesen Elektrifizierungs- und Wasserstoffpfad erwartet der BEE in seiner Analyse einen Anstieg des Bruttostromverbrauchs1 von derzeit 510 TWh auf bis zu 705 TWh bis 2030 (s. Abbildung 1). Diese Bandbreite berücksichtigt auch den hohen Bedarf der Rechenzentren sowie die wirtschaftliche Erholung.\r\n\r\nEine Studie des Beratungsunternehmen McKinsey hatte bei einer „Trendfortentwicklung“ ohne zusätzliche Impulse und verbesserte Rahmenbedingungen für die Wärme-, Verkehrs- und Industriewende einen geringeren Stromverbrauch (rund 600 TWh) im Jahr 2030 prognostiziert als bisher von der Bundesregierung angenommen.2 Werden die notwendigen neuen Impulse gesetzt und Rahmenbedingungen verbessert, kommt die McKinsey-Studie in ihrem „Transformationspfad“ zwar auf rund 685 TWh3 , die Autor*innen gehen jedoch davon aus, dass dieser Pfad nicht erreicht wird. In der Kommentierung der Studie entsteht so der falsche Eindruck, dass die niedrig prognostizierten Strommengen einen niedrigeren Ausbaubedarf bei Erneuerbaren und Energieinfrastruktur bedingen.\r\n\r\nDer BEE geht hingegen weiterhin von einem deutlich steigenden Strombedarf aus und bekräftigt die Ergebnisse seiner Strommarktdesignstudie aus dem Jahr 2021, die einen Stromverbrauch von 680 TWh im Jahr 2030 prognostiziert hat und einen EE-Ausbaubedarf in einem vergleichbaren Umfang wie im aktuellen EEG berechnet hat. Damit wird sowohl die notwendige Elektrifizierung der Sektoren als auch der Wasserstoffbedarf für die Erreichung der Klimaziele berücksichtigt.\r\n\r\nVerbesserte Rahmenbedingungen und die Umsetzung der gesetzlich festgelegten Ausbauziele für Erneuerbare Energien sind zwingend erforderlich, damit die günstigen Stromgestehungskosten der Erneuerbaren Energien wirtschaftliche Anreize zur Elektrifizierung der Sektoren schaffen und die Klimaschutzziele erreicht werden können.\r\n\r\nIn den drei Szenarien der BEE-Analyse steigt der “konventionelle” Stromverbrauch ohne neue Bedarfe im Zuge der Sektorenkopplung von derzeit rund 470 TWh auf etwa 500 bis 520 TWh. Der höhere Wert wird erreicht, indem der Nachfragerückgang in den letzten Jahren dank wirtschaftlicher Erholung nachgeholt wird. Darüber hinaus wird die schnelle Zunahme der Rechenzentren berücksichtigt und dafür das Prognosespektrum (Anstieg von aktuell 20 TWh auf 26 TWh bis 37 TWh) der letzten Bitkom-Analyse abgebildet. Nur im höheren Szenario werden die Ziele der Sektorenkopplung und die Klimaziele für 2030 annähernd erreicht.\r\n\r\nAbbildung 1\r\n\r\nDen höchsten zusätzlichen Strombedarf sieht der BEE bei der Elektromobilität, gefolgt von Wärmepumpen, Wasserstofferzeugung und Elektrokesseln. Für die obere Bandbreite ergibt sich bis zum Jahr 2030 ein Stromverbrauch von 48 TWh für Elektrofahrzeuge, 41 TWh für Wärmepumpen, 37 TWh für H2-Elektrolyseure und 21 TWh für industrielle E-Kessel. Die gesamte Nachfrage der Sektorenkopplung beläuft sich im oberen Pfad auf 150 TWh, im mittleren Szenario auf 109 TWh und im Trendszenario auf lediglich 69 TWh.\r\n\r\nDie geringeren Werte im niedrigsten und mittleren Pfad der BEE-Analyse sind auf die verzögerte Sektorenkopplung zurückzuführen, was sich insbesondere bei der Wasserstofferzeugung und der Elektromobilität bemerkbar macht. So erreicht die installierte Elektrolyseurleistung im Trendszenario mit 3,4 GW nur ein Drittel des Maximalwertes von 10 GW im oberen Szenario (s. Abbildung 2).\r\n\r\nDie Anzahl der Elektro-PKW steigt bei der Trendfortschreibung nur auf 8 Millionen Fahrzeuge und liegt damit um 6 Millionen Fahrzeuge niedriger als im höchsten Pfad. Zusammen mit anderen Annahmen (geringere Anzahl von E-LKW, höherer Anteil von Plug-in-Hybrid-Fahrzeugen) beträgt der Stromverbrauch für Elektromobilität im Trendszenario weniger als die Hälfte des Maximalwertes (21 statt 48 TWh).\r\n\r\nAuch in den anderen Verbrauchskategorien, wie Elektrokessel und Wärmepumpen, sind die Unterschiede zwischen der unteren und oberen Bandbreite sehr groß.\r\n\r\nAbbildung 2\r\n\r\n2 ENTWICKLUNG VON WASSERSTOFFBEDARF UND STROMNACHFRAGE FÜR ELEKTROLYSEURE\r\nWie im vorherigen Kapitel beschrieben, ist die Wasserstofferzeugung einer der größten Treiber der zusätzlichen Stromnachfrage. Eine Bedarfsanalyse des Nationalen Wasserstoffrates (NWR) verdeutlicht die enormen Mengen an Wasserstoff, die die Industrie und der nicht-elektrifizierbare Verkehr (Luft- und Schifffahrt) zur Erreichung der Klimaziele benötigen. Ein Großteil davon muss heimisch erzeugt werden, um nicht erneut in eine zu große Abhängigkeit von Energieimporten zu geraten. Gleichzeitig bringt die heimische Erzeugung von grünem Wasserstoff den größtmöglichen systemischen Mehrwert, wie der BEE in einem Papier zur Systemdienlichkeit von Elektrolyseuren herausstellt. Auch die Kostenvorteile der heimischen Wertschöpfung wurden bereits dargelegt.\r\n\r\nBereits im Jahr 2030 besteht ein Wasserstoffbedarf von etwa 60 bis 80 TWh, insbesondere für die Stahl- und Chemieindustrie (s. Abbildung 3). Bis 2045 wächst die H2-Nachfrage deutlich auf 320 bis 490 TWh. Die chemische Industrie ist mit Abstand der größte Wasserstoffverbraucher, gefolgt von der Stahlindustrie, der Luft- und Schifffahrt und anderen Prozessindustrien.\r\n\r\nAbbildung 3\r\n\r\nDer NWR erwartet außerdem einen sehr hohen Wasserstoffbedarf im Wärmesektor und für die Rückverstromung. Diese Einschätzung teilt der BEE nicht. Im Wärmesektor stehen mit Wärmepumpen, Bioenergie (Holz/Pellets/Biogas/Biomethan), Solarthermie und Tiefengeothermie ausreichend Alternativen zur Verfügung, wie der BEE in seinen Wärmeszenarien dargelegt hat. Mit seiner Strommarktdesignstudie hat der BEE zudem gezeigt, dass die benötigte steuerbare Leistung im Stromsektor über Bioenergie, Wasserkraft, Speichern und KWK-Anlagen statt mit H2-Gaskraftwerken realisiert werden kann.\r\n\r\nIn der BEE-Analyse wurde berechnet, welcher Stromverbrauch mit der Deckung der oben genannten Wasserstoffmengen in der NWR-Bedarfsanalyse einhergehen würde. Im Jahr 2030 ergibt sich aus dem Wasserstoffbedarf ein Stromverbrauch für Elektrolyseure zwischen ca. 90 und 130 TWh und im Jahr 2045 zwischen 400 und 620 TWh (s. Abbildung 4). Diese Bandbreite verdeutlicht die Dimensionen des zukünftigen Strombedarfs für die H2-Erzeugung.\r\n\r\nDer Vergleich mit der Stromverbrauchsanalyse des BEE in Kapitel 2 zeigt, dass die benötigten Strommengen, die sich aus der NWR-Bedarfsanalyse ergeben, im Jahr 2030 mehr als zwei- bis dreimal so hoch sind wie im oberen BEE-Pfad. Daraus folgt, dass selbst bei Erreichen des im oberen BEE-Pfad zugrunde gelegten Elektrolyseur-Ziels der Bundesregierung von 10 GW im Jahr 2030 bis zu mehr als zwei Drittel des Wasserstoffbedarfs importiert werden müssten. Dieser hohe Importbedarf würde den Wirtschaftsstandort Deutschland gefährden, muss doch angesichts wachsender geopolitischer Herausforderung verstärkt auf Resilienz und Energiesicherheit geachtet werden. Daher sind die Ergebnisse in diesem Kapitel für die notwendige Stromerzeugung als Mindestwerte zu verstehen, die keinesfalls unterschritten werden dürfen, um die Energieversorgung nicht zu gefährden.\r\n\r\nAbbildung 4\r\n\r\n3 AUSWIRKUNGEN EINER GERINGEN ELEKTRIFIZIERUNG AUF DEN KLIMASCHUTZ\r\nWie in Kapitel 2 beschrieben, geht der BEE bei einer Trendfortentwicklung nur von einem Wachstum des Bruttostromverbrauchs auf 596 TWh bis 2030 aus. Die dynamische Elektrifizierung aller Sektoren (Wärme, Verkehr, Industrie) und der Hochlauf einer heimischen Wasserstoffwirtschaft würden in diesem Fall nur sehr eingeschränkt und in viel zu geringem Umfang stattfinden. Die Transformation der Industrie hin zu einer wettbewerbsfähigen und zukunftsfähigen Industrie würde damit grundlegend gefährdet. Für das Erreichen der Klimaschutzziele sind diese Maßnahmen aber zwingend erforderlich, wie zahlreiche Klimaschutzstudien belegen4. Grundlage für die notwendige Sektorenkopplung ist das Festhalten an den Ausbauzielen für Erneuerbare Energien. Die günstigen Stromgestehungskosten der Erneuerbaren schaffen wirtschaftliche Anreize zur Elektrifizierung der Sektoren und machen die Erreichung der Klimaschutzziele möglich.\r\n\r\nDie BEE-Analyse zeigt auch, dass die Klimaschutzziele im Trendszenario in den Sektoren Wärme, Verkehr und Industrie deutlich verfehlt würden. Insgesamt würden Mehremissionen von rund 100 Mio. Tonnen (t) CO2 im Jahr 2030 entstehen (s. Abbildung 5). Durch die zu geringe Elektromobilität würden zusätzliche CO2-Emissionen von 30 Mio. t entstehen, durch zu wenige Wärmepumpen ca. 20 Mio. t, durch die zu schwache Elektrifizierung der Industrie ca. 20 Mio. t und wegen zu niedriger heimischer Wasserstoffmengen für Stahl, chemische Industrie und E-Fuels5 30 Mio. t. Den Unternehmen, insbesondere der energieintensiven Industrie, drohen damit hohe Zusatzkosten in Milliardenhöhe für den Kauf von Emissionszertifikaten im europäischen Emissionshandel.\r\n\r\nDurch den Mehrausstoß von 100 Mio. t CO2 würden die Emissionen in den Sektoren Wärme, Verkehr und Industrie bis 2030 nur um ca. 10 % statt der erforderlichen durchschnittlichen Minderung von 35 % sinken.\r\n\r\nAbbildung 5\r\n\r\n4 AUSWIRKUNGEN EINER GERINGEN ELEKTRIFIZIERUNG AUF DIE ENERGIEKOSTEN\r\nNeben den immensen zusätzlichen Emissionen führt die zu geringe Elektrifizierung der Energiesektoren zu deutlich höheren Energiekosten. Dies zeigen Studien des Mercator Research Institute on Global Commons and Climate Change (MCC) und des Potsdam-Instituts für Klimafolgenforschung (PIK).6 Ohne umfassende Förderprogramme, Verbote oder verbindliche Standards zur Emissionsminderung in den Sektoren Gebäude und Verkehr könnten die CO2-Preise laut MCC bis 2030 auf 200-300 €/t CO2 und bis 2045 sogar auf 370-670 €/t CO2 steigen. Diese drastischen Preissteigerungen sind die Folge eines fehlenden politischen Handlungsrahmens zur Emissionsminderung, der auf europäischer Ebene (EU-ETS) an die Klimaziele angepasst werden muss.\r\n\r\nDas PIK erklärt, dass diese Bandbreite möglicher CO2-Preise zum einen durch unterschiedliche Modellansätze und die konkrete Ausgestaltung des Emissionshandelssystems (EU-ETS 2) bedingt ist, vor allem jedoch durch die Annahmen über Umfang und Wirksamkeit zusätzlicher politischer Maßnahmen, wie etwa die Verbesserung der Energieeffizienz im Gebäudesektor.\r\n\r\nJe wirksamer solche Maßnahmen sind, desto geringer ist die Emissionsnachfrage und damit der Druck auf die CO2-Preise im EU-ETS 2. Ohne eine konsequente Umsetzung solcher Maßnahmen könnte der CO2-Preis jedoch erheblich steigen und zu höheren Kosten für die Gesellschaft führen.\r\n\r\nDer BEE kommt in seiner Analyse für das Jahr 2030 auf Basis der Ergebnisse der MCC- und PIK-Studien zu Gesamtmehrkosten in den Sektoren Wärme, Strom, Verkehr und Industrie von 29 bis 68 Mrd. Euro (s. Abbildung 6). Diese Mehrkosten ergeben sich aus der Differenz zwischen hohen und niedrigen CO2-Preisen bzw. hohen und niedrigen CO2-Emissionen. Der größte Anstieg ist im EU-ETS 2 zu erwarten, da hier im Vergleich zum EU-ETS 1 mit höheren Emissionsmengen und einem noch stärkeren Anstieg der CO2-Preise gerechnet wird. Für einen Privathaushalt würde dies einen Anstieg der jährlichen Energiekosten um etwa 1080 bis 2250 € bedeuten (s. Abbildung 7). Davon entfallen etwa 60 % auf höhere Kraftstoffpreise und etwa 40 % auf höhere Erdgaskosten. Um dieser Entwicklung entgegenzuwirken, ist der Ausbau der Erneuerbaren Energien unerlässlich.\r\n\r\nAbbildung 6\r\n\r\nAbbildung 7\r\n\r\nAnzumerken ist in diesem Zusammenhang, dass die BEE-Berechnung sehr vereinfacht ist, weil, wie vom PIK beschrieben, noch andere Faktoren den Preis und die Emissionen beeinflussen. Die BEE-Analyse soll vor allem die Größenordnung der Kostenbelastung für die Verbraucher bei Verfehlung der Klimaschutzziele verdeutlichen.\r\n\r\n5 HINTERGRUND: ANNAHMEN UND METHODIK FÜR DIE ENERGIEKOSTENBERECHNUNG\r\n\r\n 1 Der gesamte Bruttostromverbrauch setzt sich aus dem “konventionellen” Stromverbrauch und dem neuen Stromverbrauch für Elektromobilität, Wärmepumpen, Elektrolyseure und Rechenzentren zusammen.\r\n\r\n 2 Die McKinsey-Studie geht in ihrem Trendpfad von einem Nettostromverbrauch von 530 TWh aus. Um daraus den Bruttostromverbrauch zu berechnen, müssen noch die Netzverluste und der Eigenverbrauch der Kraftwerke addiert werden. Dafür nimmt der Netzentwicklungsplan der Übertragungsnetzbetreiber 70 TWh an, so dass sich mit dem Nettowert der McKinsey-Studie ein Bruttostromverbrauch von 600 TWh ergibt.\r\n\r\n 3 Die McKinsey-Studie geht in ihrem Transformationspfad von einem Nettostromverbrauch von 615 TWh aus. Daraus ergibt sich mit dem gleichen, eben beschriebenen Berechnungsweg ein Bruttostromverbrauch von 685 TWh für den oberen Pfad.\r\n\r\n 4  https://www.bee-ev.de/themen/fachthemen/strommarktdesign\r\nhttps://langfristszenarien.de/enertile-explorer-de/\r\nhttps://www.agora-energiewende.de/publikationen/klimaneutrales-deutschland-studie\r\nhttps://www.kopernikus-projekte.de/aktuelles/news/ariadne_szenarienreport_2021_ergebnisse\r\nhttps://www.dena.de/infocenter/dena-leitstudie-aufbruch-klimaneutralitaet-1/\r\nhttps://www.agora-industrie.de/publikationen/klimaneutrale-industrie-hauptstudie\r\n\r\n 5 E-Fuels vor allem für den Flug- und Schiffsverkehr, aber auch für Bereiche wie Land-, Bau- und Forstwirtschaft sowie Sonderverkehre (Feuerwehr, Rettungsdienste, Polizei), die nicht oder nur schwer elektrifizierbar sind. https://www.bee-ev.de/service/pressemitteilungen/beitrag/bee-veroeffentlicht-verkehrsszenario\r\n\r\n 6 https://www.mcc-berlin.net/forschung/publikationen/publikationen-detail/article/co2-bepreisung-zur-erreichung-der-klimaneutralitaet-im-verkehrs-und-gebaeudesektor-investitionsanreize-und-verteilungswirkungen.https://www.fes.de/digitales-lernen/artikelseite-blogs/fes-impuls-die-co2-bepreisung-im-umbruch"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"DAS WICHTIGSTE IN KÜRZE\r\nLangfristige Planbarkeit für Bürger*innen, Investor*innen und Betreiber*innen herstellen\r\nKontinuität bei Ordnungsrecht und Förderung: In der Wärmepolitik ist es von zentraler Bedeutung, dass rechtliche Rahmenbedingungen wie das Gebäudeenergiegesetz (GEG) und das Wärmeplanungsgesetz (WPG) sowie Förderprogramme (BEG, BEW, EEW) auch über Regierungswechsel hinweg stabil bleiben. Eine kontinuierliche Weiterentwicklung dieser Gesetze und Förderprogramme, statt wiederholter grundlegender Reformen, sorgt für Verlässlichkeit – eine Grundvoraussetzung für Investitionen sowohl von Anlagenbetreiber*innen als auch Bürger*innen. Auch für die Heizungsindustrie und das Fachhandwerk ist Kontinuität als Grundlage der Investitions- und Personalplanung wichtig.\r\n\r\nMaßvolle Weiterentwicklung statt hartem Bruch: Gesetzliche Vorgaben und Fördersätze sollten schrittweise und planbar weiterentwickelt werden, anstatt durch plötzliche und  gravierende Änderungen zu verunsichern. Eine abgestufte Anpassung von Fördermaßnahmen vermeidet z.B. eine Übersteuerung und ermöglicht es den Akteuren, sich rechtzeitig auf neue Marktbedingungen einzustellen.\r\n\r\nCO2-Preis alleine reicht nicht aus\r\nDer CO2-Preis im BEHG bzw. ETS 2 ist ein wichtiges Instrument, um den Umstieg auf CO2-arme Technologien im Wärmesektor anzureizen. Allerdings reicht er allein nicht aus, um die tiefgreifenden Veränderungen zu bewirken, die für eine erfolgreiche Wärmewende erforderlich sind. Besonders in sozioökonomisch schwächeren Regionen, für Haushalte mit geringerem Einkommen und energieintensive Branchen braucht es eine ausreichend hohe Förderung, die den Umstieg auf Erneuerbare Wärmequellen fördert und soziale, regionale und strukturelle Unterschiede berücksichtigt.\r\n\r\nBürokratieabbau\r\nIn der Wärmepolitik müssen bürokratische Hürden abgebaut werden, um die breite Nutzung Erneuerbarer Wärmequellen zu erleichtern. Vereinfachte Regeln sowie Antragsverfahren, schnellere Genehmigungen und die Beseitigung von Rechtsunsicherheiten fördern die Akzeptanz und beschleunigen die Marktdurchdringung Erneuerbarer Wärmetechnologien.\r\n\r\nLevel Playing Field herstellen\r\nFür eine faire und zukunftsfähige Wärmewende ist es entscheidend, dass alle Technologien gleichberechtigten Zugang zu Fördermitteln und Marktchancen haben. Dazu müssen bestehende Benachteiligungen einzelner Technologien in Gesetzen, Verordnungen und Förderprogrammen beseitigt werden.\r\n\r\n1 EINLEITUNG\r\nDie Wärmewende ist eine der größten Herausforderungen auf dem Weg zu einer klimafreundlichen Energiezukunft und erfordert langfristige Planungssicherheit für alle Beteiligten – von Gebäudeeigentümer*innen und Mieter*innen über Unternehmen und Investor*innen bis hin zu Anlagenbetreiber*innen. Über all dem steht der Ausbau der Erneuerbaren Energien, da die Wärmewende nur dann gelingen kann, wenn die Defossilisierung in allen Sektoren, auch dem eng verknüpften Stromsektor vorangetrieben wird. Um die Transformation des Wärmesektors erfolgreich umzusetzen, müssen rechtliche Rahmenbedingungen wie das Gebäudeenergiegesetz (GEG) und das Wärmeplanungsgesetz (WPG) sowie die spezifischen Förderprogramme im Wärmesektor (Bundesförderung für effiziente Gebäude - BEG, Bundesförderung für effiziente Wärmenetze - BEW, Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft - EEW) stabil und verlässlich bleiben. Es ist von entscheidender Bedeutung, dass diese Regelungen nicht ständig stark umgestaltet werden, sondern kontinuierlich und in einem planbaren Rahmen weiterentwickelt werden, um das Vertrauen in die Marktbedingungen zu stärken.\r\n\r\nEin zentraler Bestandteil der Wärmewende ist der CO2-Preis, wie er mit dem BEHG eingeführt wurde und zukünftig EU-weit im ETS 2 gelten wird. Er setzt einen wichtigen Anreiz zur CO2-Reduktion und Investitionen. Daher ist es zunächst wichtig, auf eine fristgerechte und europaweite Umsetzung des Emissionshandels zu achten und rechtzeitig Entscheidungen darüber zu treffen, wie dessen Einnahmen insbesondere zur Entlastung von Menschen mit geringerem Einkommen – zum Beispiel durch die Einführung eines sozial gestaffelten Klimageldes – eingesetzt werden.\r\n\r\nSteigende CO2-Preise allein führen jedoch nicht zu einer ausreichenden Lenkungswirkung zugunsten einer sozial gerechten Umstellung auf Erneuerbare Energien, ohne Strukturbrüche in der Industrie zu verursachen, wenn nicht gleichzeitig Fördermaßnahmen bestehen bleiben. Zusätzliche Fördermaßnahmen, wie insbesondere die BEG und BEW, ermöglichen erst Investitionen in Alternativen. Insbesondere sind Fördermaßnahmen erforderlich, um Menschen mit geringerem Einkommen, in sozial und wirtschaftlich schwächeren Regionen und für energieintensive Unternehmen den Umstieg auf klimafreundliche Heiztechnologien zu unterstützen.\r\n\r\nUm den Übergang zur Erneuerbaren Wärmeversorgung effizient zu gestalten, müssen bürokratische Hürden abgebaut werden, da zu hohe und zu komplizierte Anforderungen vielfach zu einer starken Investitionszurückhaltung führen. Daher sind vereinfachte ordnungs- und förderrechtliche Regeln sowie Antrags- und Genehmigungsverfahren erforderlich, die den Zugang zu Fördermitteln und die Umsetzung von Projekten erleichtern und beschleunigen.\r\n\r\nEin weiteres zentrales Element für eine erfolgreiche Wärmewende ist die Schaffung fairer Wettbewerbsbedingungen. Alle Erneuerbaren Wärmetechnologien sollten die gleichen Chancen bei der Förderung und am Markt haben. Dies setzt voraus, dass bestehende Benachteiligungen einzelner Technologien in Gesetzen und Förderprogrammen abgebaut werden, sodass ein offener und gleichwertiger Wettbewerb gefördert wird. Dabei können Fördersätze bei unterschiedlich hohem Förderbedarf auch unterschiedlich hoch ausfallen. Allerdings ist eine zu feinteilige Differenzierung von Fördersätzen zu vermeiden.\r\n\r\nSo lässt sich eine langfristig tragfähige Grundlage für die Wärmewende schaffen, die den Anforderungen an Klimaschutz, Innovation und sozialer Gerechtigkeit gerecht wird.\r\n\r\nIm Folgenden stellt der BEE konkrete Vorschläge zur effektiven Weiterentwicklung der Maßnahmen für eine defossilisierte Wärmeversorgung vor. Bei Fragen oder Gesprächsbedarf stehen wir gerne zur Verfügung.\r\n\r\n2 GEBÄUDEENERGIEGESETZ BEWAHREN\r\nDer Regierungswechsel bietet die Chance, das Gebäudeenergiegesetz (GEG) aufgrund der bereits gesammelten Erfahrungen maßvoll weiterzuentwickeln. Dabei ist zu beachten, dass die Novellen von GEG und BEG und die Einführung des Wärmeplanungsgesetzes (WPG) im Jahr 2024 bereits zu starkem Attentismus geführt haben. So richtig die Maßnahmen waren, so haben sie doch viel Zeit benötigt, um bei Gebäudeeigentümern, Handwerk und Industrie anzukommen. Während die Regelungen nun langsam Wirkung zeigen, würde eine erneute grundlegende Umgestaltung des GEG vermutlich noch stärkeren Attentismus hervorrufen.\r\n\r\nGleichwohl gibt es Paragrafen, in denen das Gesetz verschlankt und entbürokratisiert werden sollte. Dabei müssen die wesentlichen Festlegungen erhalten bleiben. Zu den grundlegenden Regelungen des GEG, die erhalten bleiben sollten, gehören:\r\n\r\nindividuelle Vorgaben, wonach eine neue Heizung nach Inbetriebnahme vorwiegend mit Erneuerbaren Energien betrieben werden muss, gelten.\r\ndie stufenweise Einführung der 65 %-EE-Nutzungspflicht für Erneuerbare Wärme in neu installierten Heizungen ab Mitte 2026 bzw. Mitte 2028.\r\ndie Einführung und stufenweise Erhöhung eines Anteils grüner Brennstoffe für Öl- und Gasheizungsanlagen, die seit 2024 installiert wurden und bis zum Greifen der 65-%-EE-Nutzungspflicht noch werden, gilt.\r\ndas Ende des Einsatzes fossiler Brennstoffe im Jahr 2045.\r\ndie strengen Anforderungen an Gasnetztransformationspläne im Falle von Erdgasheizungen.\r\nSollte bereits absehbar sein, dass einer oder mehrere dieser für die Defossilisierung des Wärmesektors unerlässlichen Festlegungen erhalten bleiben sollen, sollten die Parteien dies auch unverzüglich kommunizieren, damit der Heizungsmarkt nicht weiter in der aktuellen Abwartehaltung verbleibt.\r\n\r\nAllerdings darf das GEG nicht unverändert bleiben, sondern muss an bestimmten Stellen angepasst werden, um die Technologieoffenheit beim Einsatz klimaverträglicher Heizungsanlagen umfassend zu gewährleisten, z.B.\r\n\r\nEinstufung von Infrastruktur und Anlagen zur Erzeugung von EE-Gasen als im überragenden öffentlichen Interesse\r\nEntbürokratisierung des GEG\r\nAbschaffung der ins Leere laufenden Beratungspflicht für Holzheizungsanlagen\r\nAngleichung der Nachweispflicht für Holzheizungsanlagen in Kombination mit Öl- und Gasheizungsanlagen an die Anforderungen bei Wärmepumpen\r\nAbschaffung der Pflicht zum Nachhaltigkeitsnachweis bei Bioölheizungen (wie auch bei gasförmiger und fester Biomasse)\r\nBemessung des Beitrags der Solarthermie am Wärmeertrag, nicht mehr an der Kollektorfläche\r\nIm Rahmen von Ordnungsrecht und Förderrichtlinien muss der im jeweiligen Kollektordatenblatt leicht ablesbare Bruttowärmeertrag pro m² mindestens als Alternative zur Kollektorfläche anerkannt werden. Dies dient der technischen Fortentwicklung der Kollektoren im Hinblick auf die Wirkungsgrade und einem fairen Wettbewerb für Hochleistungskollektoren inländischer Hersteller.\r\nHerstellung eines Level-Playing-Fields im GEG\r\nUneingeschränkte Zulässigkeit von\r\nluftführenden Pelletkaminöfen,\r\nHolzkesseln ab 30 kW in Betrieben der Holzbe- und -verarbeitung, die die Regelbrennstoffe 6 und 7 einsetzen,\r\nhandbeschickten Einzelraumfeuerungsanlagen, die mehr als den Aufstellraum beheizen.\r\nErhöhung des pauschal anerkannten Solarthermie-Anteils in Hybridsystemen\r\nDie im GEG pauschal anerkannten 15 % Solaranteil in Solarthermie-Hybridheizungen werden bereits bei den energetisch schlechtesten Gebäuden erreicht. Bessere Gebäude erreichen deutlich höhere Anteile, die jedoch aufwändig nach DIN 18599 berechnet werden müssen. Zudem steigt der Solaranteil automatisch mit sinkendem Wärmebedarf, etwa nach einer energetischen Sanierung. Der Bundesverband Solarwirtschaft hat dazu Beispielrechnungen in einer BEE-Stellungnahme vorgelegt.\r\nPraxisgerechte Ausgestaltung der Bagatellgrenze beim Maisdeckel\r\nAbsenkung der THG-Werte für Biogas und Biomethan auf Standardwerte der Renewable Energy Directive III (RED III)\r\nAbsenkung der Primärenergiefaktoren (PEF) für Biogas und Biomethan auf wissenschaftlich anerkanntes Niveau: Biogas 0,2; Biomethan 0,3. Dann können auch die Ausnahmeregelungen in § 22 gestrichen werden.\r\nAbsenkung der Untergrenze des PEFs für KWK bei 100-Prozent-Einsatz von EE-Brennstoffen auf 0.\r\n\r\n3 FÖRDERUNG IM GEBÄUDE- UND PROZESSWÄRMESEKTOR\r\nIm Kontext der klimapolitischen Transformation bleibt die Förderung von Wärmeerzeugern im Gebäude- und Prozesswärmesektor auch nach der Einführung des Europäischen Emissionshandelssystems für Wärme und Verkehr (ETS 2) von zentraler Bedeutung. Die Bundesregierung sollte die bestehenden Förderprogramme, wie die Bundesförderung effiziente Gebäude (BEG), die Bundesförderung effiziente Gebäude Wärmepumpen (BEW), die Bundesförderung Energieberatung sowie die Prozesswärmeförderung im Modul 2 der Erneuerbare-Energien-Wärmegesetzes (EEW) maßvoll und schrittweise weiterentwickeln, ohne dabei die grundsätzlichen Eckpunkte wie förderfähige Anlagen, prozentuale Förderung und Boni ständig zu ändern. Andernfalls besteht die Gefahr eines Förderabrisses, der zu Unsicherheiten auch in der Marktentwicklung führen würde.\r\n\r\nVerlässlichkeit und Planungssicherheit sind auch bei den Förderinstrumenten entscheidend, damit Unternehmen und Verbraucher weiterhin in nachhaltige Technologien investieren können. Gerade der Aspekt, dass die Marktteilnehmer auch in die Lage versetzt werden müssen zu investieren, ist lange vernachlässigt worden. Das führte u. a. zum Fehlen von Kreditförderungen, so dass nur liquide Gebäudeeigentümer mit hohen Ersparnissen in der Lage waren, die Fördermittel in Anspruch zu nehmen.\r\n\r\nEin Ziel sollte es sein, alle Erneuerbaren Energien technologieoffen und gleichrangig zu fördern, um einen fairen Wettbewerb zwischen den verschiedenen Lösungen zu gewährleisten. Wenn der Förderbedarf unterschiedlich hoch ist, kann dies auch bei unterschiedlich hohen Fördersätzen gewährleistet sein. Auch sollte das Verhältnis von Investitions- zu Betriebskosten berücksichtigt werden. Eine feinteilige Differenzierung von Fördersätzen ist jedoch kontraproduktiv. Eine kontinuierliche Anpassung der Fördersätze, statt häufiger Änderungen oder abrupten Kürzungen, würde unnötige Marktverwerfungen durch überhöhte oder zu niedrige Fördersätze vermeiden.\r\n\r\nZudem ist es notwendig, dass die Förderprogramme im Bundeshaushalt ausreichend finanziell ausgestattet sind, um eine kontinuierliche Bereitstellung der Mittel zu gewährleisten und unterjährige Förderstopps zu vermeiden. Dem dient auch die Deckungsfähigkeit verschiedener Förderprogramme. In diesem Zusammenhang könnte ein bundesweites Bürgschaftsprogramm für den Ausfall von Förderkrediten einen wertvollen Beitrag leisten, um Unternehmen und Privatpersonen bei der Finanzierung von Klimaschutzprojekten zu unterstützen und das Vertrauen in die Förderlandschaft zu stärken.\r\n\r\n3.1 Empfehlungen zur Fortentwicklung der BEG\r\nAusweitung des Klimageschwindigkeits-Bonus auf vermietete Wohnungen und Nichtwohngebäude: Das würde in vielen Mehrfamilienhäusern die Förderung und die Beratung deutlich vereinfachen, da die Förderung dann nicht mehr für jede Wohnung unterschiedlich hoch ausfallen kann.\r\nErhöhung des Fördersatzes für Einzelmaßnahmen an der Gebäudehülle. Mit 15 % (bzw. 20 % mit individuellem Sanierungsfahrplan) ist dieser im Vergleich zu den Fördersätzen für Heizungstechnik zu niedrig.\r\nErhöhung des Höchstbetrages förderfähiger Kosten um 15.000 Euro für die erste Wohnung bei Installation oder Betrieb einer Hybridheizungsanlage. Dies sollte nur bei Kombination zwei in der BEG EM förderfähiger Anlagen gelten, und zwar auch dann, wenn diese bereits früher installiert wurden. Dann ist auch bei Solarthermieanlagen und wasserführenden Pelletkaminöfen als Ergänzung zu Luft-Wärmepumpen ein Wiederanstieg der Förderzahlen möglich.\r\nAbschaffung der Sondervoraussetzung für Holzheizungsanlagen (Kombination mit Warmwasseranlage) für den Bezug des Klimageschwindigkeits-Bonus.\r\nDies hat nur einen geringen fördernden Effekt für die Installation von Solarthermieanlagen, verkompliziert die Förderung für Holz aber deutlich. Die Folge ist, dass für viele Antragsteller die Inanspruchnahme nicht in Frage kommt und viele dann ebenfalls auf die Förderung der Holzheizungsanlage verzichten. Zur Förderung der Solarthermie ist die Erhöhung der förderfähigen Kosten für Hybridanlagen deutlich effektiver.\r\nPflicht zum hydraulischen Abgleich wieder nach Verfahren A statt dem aufwändigen und teuren Verfahren B: Diese Anforderung ist mit einem hohen Zeitaufwand und daher hohen Kosten verbunden, die oftmals in keinem guten Verhältnis zur zusätzlichen Energieeinsparung stehen. Zu wenige Fachleute beherrschen dieses Verfahren. In der Praxis ist es ein zu großes Hindernis für die Inanspruchnahme der Förderung.\r\nBeschränkung der Pufferspeicherpflicht bei Reihenschaltung auf die Anlage mit der höchsten Leistung: Es kann dennoch ausreichend Wärme gespeichert werden. So werden Anlagen auch bei räumlich beengten Verhältnissen möglich.\r\nAbschaffung der Effizienzanzeigepflicht für Holzheizungsanlagen bei Errichtung von Gebäudenetzen: Diese ist nicht sinnvoll umsetzbar und spiegelt den Nutzern exakte Werte vor, wo sie nicht bestehen.\r\nDie bisweilen aus der Energiewirtschaft vorgetragene Forderung, regenerative Alternativen in Wärmenetzausbaugebieten nicht zu fördern, ist hingegen abzulehnen. Zwar ist die bestehende BEG-Regelung, dass es in bestehenden Fernwärmevorranggebieten keine Förderung von Einzelheizungen gibt, richtig. Eine Ausweitung dieses Ausschlusses auf Wärmenetzausbaugebiete, in denen ein Wärmenetz erst entstehen soll, wäre jedoch falsch. Aus einem Förderausschluss ergäbe sich somit eine Benachteiligung von Gebäudeeigentümern, solange diese sich alternativ noch nicht an die Fernwärme anschließen können.\r\n\r\n3.2 Empfehlungen zur Fortentwicklung der EEW\r\nFörderung von Holzanlagen ab 5 MW auch bei Unwirtschaftlichkeit der Direktelektrifizierung: Andernfalls würde die Transformation unnötig verteuert.\r\nAbschaffung der Einschränkungen für den Einsatz von Agrar- und Waldrestholz: Anlagenbetreiber benötigen Flexibilität beim Brennstoffeinsatz bei Marktveränderungen.\r\nFörderung von Machbarkeitsstudien für solarthermisch erzeugte Prozesswärme, unabhängig von der Investitionskostenförderung.\r\nVereinfachung der Berechnung bzw. des Nachweises der förderfähigen Kosten nach Art. 36 und Art. 38 der AGVO: Die Differenzmehrkosten bei Prozesstechnik lassen sich nur sehr schwer beziffern, insbesondere bei Sondermaschinen.\r\nAbschaffung der Beschränkung auf “Eigenverbrauchsanlagen” bei Biogasanlagen.\r\n3.3 Empfehlungen zur Fortentwicklung der BEW\r\nDer Bau von Wärmenetzen ist in der Praxis im Regelfall ohne Förderung nicht möglich. Daher ist ein verlässlicher, stabiler und auskömmlicher Förderrahmen unerlässlich.\r\nStaatliche Förderungen sollten verschiedene Investoren ansprechen und besonders für kleinere, bürgernahe Akteure in der Projektentwicklungs- bzw. Gründungsphase besondere Bedingungen schaffen.\r\nEs braucht passgenaue Förderinstrumente, die sich sinnvoll ergänzen.\r\nDie Antragstellung ist aufwändig und sollte auf die wirklich notwendigen Angaben reduziert werden, um Bürokratie abzubauen.\r\nFür jedes Modul ist ein neuer Antrag erforderlich, mit langen Wartezeiten bis zur Bestätigung (bis zu 18 Monate), was die zeitnahe Umsetzung von Projekten erschwert und häufige Anpassungen an sich ändernde Rahmenbedingungen erfordert.\r\nFernwärmenetze werden typischerweise in mehreren Stufen ausgebaut, was jedes Mal neue Beantragungen und Wartezeiten nach sich zieht. Es fehlt ein Verfahren, um aufeinander aufbauende Anträge sinnvoll und effizient zu gestalten.\r\nDas Erfordernis eines Transformationsplanes (“Trafoplan”) als Bedingung für den Betriebskostenzuschuss sorgt für deutliche Verzögerungen bei Solarthermieanlagen. In Hinblick auf die fehlenden Kapazitäten der entsprechenden Planungsbüros für solche Trafopläne und die zeitliche Schleife für die Verabschiedung dieser Pläne in den jeweiligen Hierarchien der Unternehmen. Die Nutzung der Solarthermie ist als inhärent CO2-freie Wärmequelle in jeder Kombination mit anderen EE-Wärmequellen als Basis- und Grundlastversorgung sinnvoll („no regret Technologie“). Daher schlägt der BEE vor, dass der ohnehin geringe Betriebskostenzuschuss bei Solarthermie bei Einzelmaßnahmen, die eine Deckung von 30 % des Bedarfs im Wärmenetz nicht überschreiten, auch ohne Vorliegen eines Trafoplans gewährt wird.\r\nMit dem Nachweis einer Beauftragung/ Durchführung einer kommunalen Wärmeplanung/ Wärmenetzbedarfsplanung sollten empirische Verbräuche bei VNBs angefragt werden können.\r\nWärme aus Biogas sollte uneingeschränkt als EE-Wärme anerkannt werden.\r\nAbschaffung der Begrenzung des Biomasseanteils bei Netzlängen von 20 - 50 km.\r\nIn Modul 4 Betriebskostenförderung sollte die Förderbedingung für Wärmepumpen mit einem COP > 2,5 entfallen, da dieser bei hohen Vorlauftemperaturen im Netz mit Wärmepumpenreihenschaltung technisch nicht erreichbar ist. Gerade in solchen Fällen könnten mehr Projekte realisiert werden, wenn es eine Betriebskostenförderung gäbe. Die Pflicht zur Installation von hocheffizienten, marktverfügbaren Wärmepumpen sollte weiterhin mit Herstellerdaten bewertet werden.\r\n\r\n4 CO2-PREIS ALLEIN REICHT NICHT AUS\r\nDie CO2-Bepreisung ist ein zentraler Bestandteil der Klimapolitik, jedoch im Wärmesektor allein nicht ausreichend, um die notwendigen Investitionen in Klimaschutztechnologien zu mobilisieren. Neben der Bepreisung sind ordnungsrechtliche Vorgaben und gezielte finanzielle Fördermaßnahmen erforderlich, um die klimaneutrale Wärmeversorgung schnell und sozialverträglich umzusetzen.\r\n\r\nEin CO2-Preis wird die Erneuerbaren Energien im Verhältnis zu fossilen Energien wettbewerbsfähiger machen. Das wird zu zusätzlichen Investitionen führen. Doch die CO2-Bepreisung alleine kann nicht die unterschiedlichen sozioökonomischen Verhältnisse und alle lokalen Gegebenheiten und Synergien mit dem Stromsystem berücksichtigen. Ordnungsrecht und Förderprogramme bleiben daher notwendig, um die Transformation sozial gerecht und ohne Strukturbrüche zu gestalten.\r\n\r\nZudem braucht es sozial ausgleichende Förderungen, wie zum Beispiel ein sozial gestaffeltes Klimageld, um Haushalte mit geringeren Einkommen und Ersparnissen in die Lage zu versetzen, zu investieren und nicht übermäßig zu belasten. Entlastungsinstrumente wie das in der Energiepreiskrise angewandte Instrument der Energiepreisbremsen haben zu hohen bürokratischen Aufwänden für die Elektrizitätsversorgungsunternehmen geführt und sind daher für diese Zwecke nicht geeignet. Auch für die Industrie sind Zuschüsse und steuerliche Abschreibungen notwendig, um die hohen Investitionskosten der Transformation stemmen zu können.\r\n\r\nEin Mix aus Marktanreizen, ordnungsrechtlichen Maßnahmen und finanziellen Förderungen bleibt daher unerlässlich für eine erfolgreiche und gerechte Wärmewende.\r\n\r\n4.1 Einführung des europäischen Emissionshandels im Wärme- und Verkehrssektor (ETS 2) konstruktiv vorbereiten\r\nIm Rahmen der Anpassung des nationalen Brennstoffemissionshandelsgesetzes (BEHG) muss gewährleistet werden, dass die Einführung des europäischen CO2-Preises im Wärme- und Verkehrssektor (ETS 2) für Haushalte und die Unternehmen in Deutschland möglichst reibungslos verläuft und der Übergang von der nationalen Festpreisphase in die europäische Handelsphase nicht übermäßig kompliziert erfolgt. Der Festpreiserhöhungspfad beim CO2-Preis im BEHG sollte bis zur Einführung des ETS 2 maßvoll und schrittweise fortgeführt werden. Für das Jahr 2026 sollte ein Festpreis von 65 Euro festgelegt werden, anstatt des theoretisch möglichen Handels zwischen 55 und 65 Euro. Für den Fall, dass die Einführung des EU-ETS 2 später als bisher geplant, 2027 erfolgt, sollte der nationale Festpreis in jedem folgenden Jahr um weitere 10 Euro steigen. Gerade ein solcher verlässlicher und steigender Preispfad wird dafür sorgen, dass Haushalte und Unternehmen auf klimafreundliche Lösungen umsteigen werden.\r\n\r\nAußerdem ist es notwendig sicherzustellen, dass das CO2-Kosten-Aufteilungsgesetz auch im Rahmen des ETS 2 weiterhin gilt. Dadurch wird garantiert, dass die CO2-Kosten auch künftig zwischen Mietern und Vermietern fair aufgeteilt werden, sodass die Anreize des CO2-Preises bei den Vermietern ankommen.\r\n\r\nZusätzlich sollten die Mittel des Klimasozialfonds und die Einnahmen aus den ETS-Systemen so eingesetzt werden, dass soziale Härten abgefedert werden und Haushalte die Möglichkeit erhalten, in die Umstellung ihrer Wärmeversorgung sowie in die Verbesserung der Energieeffizienz zu investieren. Dabei ist es für die Akzeptanz der CO2-Bepreisung entscheidend, dass diese Entlastungsmaßnahmen von den betroffenen Haushalten auch als solche wahrgenommen und zugeordnet werden können. Sie dürfen daher nicht in bestehenden Zahlungen und Sozialleistungen „untergehen“. Bei der ökologisch-sozialen Steuerreform der ersten rot-grünen Regierung Schröder in den Jahren ab 1999 war dies der Fall: Dass es eine Senkung des Rentenversicherungsbeitrags aus dem Ökosteueraufkommen gab, wurde kaum wahrgenommen.\r\n\r\n5 WÄRMEWENDE DURCH ERLEICHTERTE GENEHMIGUNGEN BESCHLEUNIGEN\r\nDie aktuellen Genehmigungsverfahren für Erneuerbare Wärmeprojekte stellen eine erhebliche Hürde dar und verzögern den Ausbau wesentlicher Technologien. Bürokratischer Aufwand und lange Bearbeitungszeiten hindern eine zügige Umsetzung der Wärmewende. Um die Marktdurchdringung Erneuerbarer Wärmetechnologien zu beschleunigen, müssen die Genehmigungsverfahren dringend vereinfacht werden.\r\n\r\nKlarere, vereinfachte Antragsprozesse und schnellere Genehmigungen sind für den schnellen Zubau von Wärmetechnologien erforderlich: Nur dann können und werden Kommunen, Stadtwerke und private Investoren zügiger handeln. Dies wird sowohl die Akzeptanz erhöhen als auch den Ausbau von CO2-freier Wärme fördern.\r\n\r\n5.1 BauGB\r\nDie BauGB-Novelle der Ampelkoalition sah eine baurechtliche Privilegierung von Geothermievorhaben im Außenbereich vor (§ 35 BauGB), die der Bundesverband Erneuerbare Energiesehr begrüßt hätte. Die nächste Bundesregierung muss sicherstellen, dass diese Gesetzesänderung auch tatsächlich umgesetzt wird, da hydrothermale Tiefengeothermie eine standortabhängige Erneuerbare Wärmetechnologie ist. Eine entsprechende Umsetzung ist entscheidend, um das Potenzial dieser Technologie für die Energiewende zu nutzen und die Schaffung geeigneter Rahmenbedingungen für Geothermieprojekte zu ermöglichen.\r\n\r\nDiese baurechtliche Privilegierung sollte jedoch nicht nur für Geothermieprojekte gelten, sondern auf andere Projekte zur Nutzung Erneuerbarer Energie ausgeweitet werden, dazu gehören insbesondere:\r\n\r\nSolarthermie, sowie in Teilbereichen für Photovoltaik und Batteriespeicher\r\nSolarthermieanlagen für Gebäude- und Wärmenetze sowie zur Versorgung von Industrie und Gewerbe sollten in § 35 Bau GB privilegiert werden, wenn sie der jeweiligen kommunalen Wärmeplanung entsprechen bzw. dieser nicht entgegenstehen. Die Nutzung solarer Strahlungsenergie „in, an und auf Dach- und Außenwandflächen von zulässigerweise genutzten Gebäuden“ ist in § 35 BauGB geregelt. Hier sollte unbedingt auch die leitungsgebundene Freiflächen-Solarthermie aufgenommen werden. Die fehlende Privilegierung sowie langwierige Genehmigungsprozesse sind aktuell der entscheidende Hinderungsfaktor dieser Technologie. Auch bestimmte Formen der Photovoltaik-Freiflächenanlagen, wie etwa Agri-PV oder kleine Anlagen unter 1 MW sollten in § 35 privilegiert werden. Dadurch wird die Akteursvielfalt beim Zubau von PV-Freiflächenanlagen gestärkt und die kommunale Verwaltung durch den Wegfall planungsrechtlicher Prozesse effektiv entlastet. Batteriespeicher im räumlich-funktionellen Zusammenhang von bereits realisierten oder genehmigten PV-Freiflächenanlagen sollten nach § 35 BauGB ebenfalls baurechtlich privilegiert werden.\r\nBehälterwärmespeicher und kleinere Erdbeckenspeicher\r\nWärmespeichern kommen bei der Nutzung von Erneuerbaren Energien in vielerlei Hinsicht eine besondere Bedeutung. Um beispielsweise die Verfügbarkeit der Wärme aus Solarthermie bei begrenzter Zahl an Sonnenstunden zu erhöhen, ist die Integration von Wärmespeichern essenziell. Darüber hinaus sind Wärmespeicher notwendig,damit Biogas- und andere KWK-Anlagen ihre Stromerzeugung flexibel an die Stromeinspeisung von Wind- und Solaranlagen anpassen und gleichzeitig die Wärmeversorgung aufrechterhalten können, da dafür Strom- und Wärmeerzeugung zeitlich entkoppelt werden muss.\r\nClusternde Biogasaufbereitungsanlagen (sofern nicht bereits privilegiert) und Satelliten-BHKW\r\nMit den Sonderregeln in § 246d Absatz 4 Nr. 1 und Nr. 2 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 clusternden 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 Biogaserzeugungsanlage - falsch gewählt, weshalb die Regelung in der Praxis nicht angewendet werden kann.\r\nFür eine ausführlichere Begutachtung der BauGB-Novelle aus 2024 verweisen wir auf unsere Stellungnahme.\r\n\r\n5.2 GeoWG\r\nDer BEE hatte den Gesetzesentwurf der letzten Bundesregierung zur Beschleunigung von Genehmigungsverfahren für Geothermieanlagen, Wärmepumpen und Wärmespeicher (GeoWG) sehr begrüßt (siehe Stellungnahme). Die Schaffung eines ersten geothermiespezifischen Stammgesetzes würde einen Meilenstein für den Ausbau der Technologie darstellen. Der Entwurf enthielt bereits einige Maßnahmen, die gut geeignet sind, um die Umsetzung von Geothermieprojekten zu beschleunigen, u.a.\r\n\r\nFestschreibung des überragenden öffentlichen Interesses an der Nutzung der Geothermie,\r\nFeststellung, dass seismische Explorationen i. d. R. nicht zu einer mutwilligen Beunruhigung wildlebender Tiere führen,\r\nVerfahrenserleichterungen wie die Flexibilisierung und Laufzeitverlängerung von Hauptbetriebsplänen, die Fristsetzung für Stellungnahmen nachgeordneter Behörden, die Fristsetzung für die Prüfung der Vollständigkeit der Unterlagen, die Reduzierung des Genehmigungsaufwands für kleinere Anlagen der oberflächennahen Geothermie, die Beschleunigung von Rechtsschutzverfahren.\r\nEine weitere Maßnahme neben dem GeoWG, die den Einsatz von Geothermie ausweiten würden ist eine Fündigkeitsabsicherung. Tiefengeothermieanlagen sind im Betrieb kostengünstig, erfordern jedoch zu Beginn hohe Investitionen. Bei sorgfältiger Planung ist die Projektumsetzung sehr wahrscheinlich erfolgreich, auch wenn eine geringe Ausfallwahrscheinlichkeit bestehen bleibt. In diesem Fall wäre es sinnvoll, die Unkosten auf viele Schultern zu verteilen. So könnten auch kleine Stadtwerke und finanzschwächere Kommunen die Möglichkeit erhalten, in die tiefengeothermische Wärmeversorgung einzusteigen. KfW und Munich Re haben ein Konzept entwickelt, das mit nur 48 Mio. EUR öffentlichen Mitteln bis 2028 private Investitionen von 2 Mrd. EUR anstoßen könnte. Das Konzept sollte nun schnellstmöglich umgesetzt werden.\r\n\r\n5.3 AVB Fernwärme Verordnung\r\nDas Sonderkündigungsrecht, wie es im Referentenentwurf des letzten Jahres in § 3 festgelegt war, muss dringend wieder aufgenommen werden. Es sollte immer dann gelten, wenn Fernwärmeversorger (FVU) ihren Pflichten aus dem Wärmeplanungsgesetz (WPG) nicht nachkommen. Dies greift bereits bei nicht fristgerechter Erstellung von Dekarbonisierungsfahrplänen.\r\n\r\nEs ist außerdem erforderlich, die Preisindizes gemäß § 24 (1) anzupassen. Dabei sollten energieträgerspezifische Indizes bereitgestellt werden, die die Marktrealität abbilden. Dies soll dazu beitragen, Abweichungen vom Grundsatz der hälftigen Gewichtung von Markt- und Kostenelementen für Wärmenetze zu ermöglichen. Gerade bei bereits größtenteils defossilisierten Wärmenetzen ist es wichtig, dass steigende fossile Kosten nicht auf die Erneuerbare Wärme durchschlagen.\r\n\r\nEin weiterer Punkt ist, den Aufwand für Fernwärmeversorgungsunternehmen gering zu halten. Hier sollten nur sinnvolle Veröffentlichungspflichten in die Verordnung aufgenommen werden, um bürokratischen Aufwand zu minimieren. Dies ermöglicht es den Unternehmen, sich auf ihre Kernaufgaben zu konzentrieren: Der Belieferung der Haushalte mit klimafreundlicher Wärme.\r\n\r\nAuch der Wettbewerb muss gestärkt werden, damit insbesondere kleinere und mittlere Unternehmen (KMU) einen effizienteren Marktzugang erhalten. Das würde den Markt insgesamt beleben und die Innovationskraft fördern. Mehr Änderungsvorschläge entnehmen Sie gerne unserer Stellungnahme.\r\n\r\nGenossenschaftliche Wärmenutzung\r\n\r\nGenossenschaftliche Wärmenetze können und sollen einen wichtigen Beitrag zur klimaneutralen Wärmeversorgung der Zukunft leisten, insbesondere in ländlichen Räumen, aber zunehmend auch in städtischen Quartieren. Mit ihrer Mitgliederorientierung schaffen sie Vertrauen und Akzeptanz und bieten eine Alternative zu anderen, oft renditeorientierten Akteuren.\r\n\r\nDamit Wärmegenossenschaften diesen Beitrag leisten können und es mehr Wärmenetze in den Händen der Menschen vor Ort gibt, braucht es die richtigen Rahmenbedingungen sowie Planungs- und Investitionssicherheit.\r\n\r\nWärmegenossenschaften, welche häufig ehrenamtlich arbeiten, dürfen nicht über Gebühr mit bürokratischen Anforderungen belastet werden, damit sie sich auf ihr Kerngeschäft konzentrieren können.\r\n\r\nKostenfrage bei Stilllegungen von Gasanschlüssen klären\r\n\r\nBei der Inbetriebnahme von Alternativen fallen regelmäßig Kosten für die Stilllegung des Gasanschlusses an. Während diese Kosten in der Vergangenheit intern beim Netzbetreiber verrechnet wurden, muss nun immer häufiger der bisherige Anschlussnutzer für diese Kosten aufkommen. §9 der Niederdruckanschlussverordung (NDAV) ist in dieser Hinsicht unzureichend präzise, sodass bisweilen Pauschalen erhoben werden, die nicht mit konkret ausgeführten Arbeiten hinterlegt sind. Bei Kunden, Netzbetreiber und Versorger kommt deswegen zunehmend Rechtsunsicherheit auf, ob und in welcher Höhe die Kosten der Anschlussstilllegung in Preisblättern benannt werden dürfen. Es drohen Gerichtsurteile mit unberechenbaren Folgen bis hin zu Rückzahlungsforderungen. Der Gesetzgeber sollte § 9 NDAV daher so präzisieren, dass nur tatsächlich anfallende Kosten weitergegeben werden dürfen.\r\n\r\n6 PROZESSWÄRME DEFOSSILISIEREN\r\n2023 entfielen rund 29 % des deutschen Endenergiebedarfs auf die Industrie, wobei knapp zwei Drittel als Wärme benötigt wurden, überwiegend aus fossilen Quellen. Der Ausstieg aus fossilen Energien ist nicht nur aus Klimaschutzgründen notwendig, sondern auch aufgrund der unplanbaren Energiekosten und steigender CO2-Preise, die die Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Industrie gefährden.\r\n\r\nUm die Defossilisierung der Industrie voranzutreiben, sind klare und verbindliche Vorgaben notwendig, die eine schrittweise Reduktion des CO2-Ausstoßes festlegen. Diese Ziele sollten für alle relevanten Sektoren transparent und nachvollziehbar formuliert werden, um den Unternehmen langfristige Planungssicherheit zu bieten. Gleichzeitig müssen Investitionsanreize geschaffen werden, etwa durch eine verlässliche und ambitionierte CO2-Bepreisung, die Unternehmen dazu motiviert, in klimafreundliche Technologien und Produktionsverfahren zu investieren. Ein ambitionierter, aber nachvollziehbarer Preispfad würde den Unternehmen die nötige Sicherheit geben, langfristige Entscheidungen für eine CO2-arme Produktion zu treffen. Zur Förderung von Investitionen in Erneuerbare Energien und andere nachhaltige Technologien könnte auch die Einführung schnellerer und vereinfachter Abschreibungsmöglichkeiten für kapitalintensive EE-Investitionen beitragen.\r\n\r\nDies würde Unternehmen dabei unterstützen, ihre Investitionen schneller umzusetzen und von den Vorteilen Erneuerbarer Energien frühzeitig zu profitieren. Darüber hinaus sollte der Staat als verlässlicher Partner auftreten und Staatsgarantien zur Absicherung von Projekten sowie zur Finanzierung von Betreibermodellen bereitstellen. Diese Garantien würden den Risikomanagementprozess für Unternehmen erleichtern und dazu beitragen, dass innovative, kapitalintensive Projekte, wie etwa die Umstellung auf Erneuerbare Energien oder die Einführung neuer Produktionsmethoden, schneller realisiert werden können. Diese Maßnahmen zusammen könnten die Industrie in die Lage versetzen, ihre CO2-Emissionen effektiv zu reduzieren und gleichzeitig eine nachhaltige, klimafreundliche Produktion zu fördern.\r\n\r\n7 SEKTORKOPPLUNG\r\nDie Erneuerbare Wärmebereitstellung muss eng mit dem Stromsektor verzahnt werden, sodass die schwankende Erzeugung von Wind- und Solarstrom effizient in das gesamte Energiesystem integriert wird. Ein zentraler Aspekt ist die Sektorenkopplung und die starke Elektrifizierung, um den Wärmesektor flexibler zu gestalten und ihn als variablen Stromverbraucher zu nutzen – beispielsweise durch den Betrieb von Wärmepumpen, wenn besonders viel Erneuerbare Energie erzeugt wird. Eine sinnvolle Kopplung der Sektoren ermöglicht es, die Erzeugung aus Wind und Photovoltaik voll auszunutzen und gleichzeitig Netzüberlastungen zu vermeiden. So könnten bereits bestehende Investitionsgüter wie Windkraftanlagen intensiver genutzt werden, anstatt diese bei einer Netzüberlastung abzuregeln. Hierbei erscheint es sinnvoll, die bestehenden Regularien, insbesondere den § 21b Abs. 4 Nr. 2 des EEG, zu ändern, um eine einfachere und effektivere Nutzung von Strom aus Windkraftanlagen zur Wärmegewinnung zu ermöglichen.\r\n\r\nEin wesentlicher Bestandteil dieser Umstellung ist der notwendige Ausbau der Erneuerbaren Energien, der als Grundlage für eine wettbewerbsfähige strombasierte Wärmeerzeugung dient. Damit diese jedoch konkurrenzfähig zu gasbasierten Heizsystemen bleibt, müssen die Kostenteile des Stroms angepasst werden. Insbesondere sollten die Netzentgelte, die Stromsteuer und der CO2-Preis so gestaltet werden, dass die Strompreise im Verhältnis zu Erdgas günstig bleiben und so Anreize für den Einsatz von Power-to-Heat-Technologien (PtH) geschaffen werden. Die Stromsteuer für PtH-Strom erscheint dabei unnötig und sollte auf den EU-Mindestsatz von 0,05 Cent/kWh gesenkt werden. Generell sollten alle Umlagen auf den Strompreis nicht in absoluten Beträgen erhoben werden, sondern als Prozentsatz der Netznutzungsentgelte, ähnlich wie bei der Mehrwertsteuer. Dies würde den Nutzern von PtH-Systemen helfen, die künftig flexibleren Netznutzungsentgelte ab 2025 besser zu nutzen.\r\n\r\nDarüber hinaus ist die Digitalisierung ein weiterer Schlüsselfaktor. Eine Beschleunigung des Smart-Meter-Rollouts ist notwendig, um flexibel nutzbare Verbrauchseinrichtungen zügig ins System zu integrieren und eine dynamische Steuerung von Lasten zu ermöglichen.\r\n\r\nNur durch eine starke Digitalisierung und eine intelligente Netzstruktur wird es möglich sein, die Flexibilität und Effizienz der gesamten Energiewende optimal auszuschöpfen.\r\n\r\n7.1 KWK-Gesetz\r\nFür den Ausbau Erneuerbarer Wärme in kommunaler Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) und der Fernwärme sollte das Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) angepasst werden. Dieses muss auch hier den Umstieg von fossiler auf Erneuerbare Energie voranbringen.\r\n\r\nNeue Förderzusagen sollten nur noch „zukunftsfeste“ Anlagenkonzepte mit einem Mindestanteil von Erneuerbarer Wärme im angeschlossenen System erhalten und dieser Mindestanteil schrittweise erhöht werden. Alle Erneuerbaren Energien sollten zukünftig auf den EE-Mindestanteil angerechnet werden können, d. h. der Ausschluss von Biogas und fester Biomasse und die Begrenzung der Anrechenbarkeit von Biomethan-KWK sollte gestrichen werden und auch Grüner Wasserstoff und grüne Wasserstoffderivate auf den EE-Mindestanteil angerechnet werden können.\r\n\r\nGleichzeitig werden Anreize für bestehende KWK-Systeme benötigt, die höhere EE-Anteile integrieren, wobei eine Finanzierung über die KWK-Umlage zu vermeiden ist. Mehr Details sind in dem BEE-Positionspapier zum KWKG nachzulesen.\r\n\r\nNach dem Urteil des Europäischen Gerichtshofs (EuGH) hinsichtlich der beihilferechtlichen Betrachtung des KWK-Gesetzes, welches für das erste Halbjahr 2025 erwartet wird, sollte der Gesetzgeber zeitnah prüfen, inwiefern die Förderung – wie ursprünglich vorgesehen bis zum Jahr 2030 – realisiert werden kann, um Planungssicherheit für in die Wärmewende investierende Unternehmen zu schaffen.\r\n\r\nSolarthermie in der KWK voranbringen\r\n\r\nDie Option Solarthermie wird im Rahmen von iKWK-Projekten verhältnismäßig selten umgesetzt, trotz der sehr guten Förderung. Ein großes Hemmnis, welches ausschließlich die Solarthermie betrifft (aufgrund der einstrahlungsabhängig schwankenden Jahreserträge) sind die jahresscharf greifenden Pönalen, sollte der geforderte EE-Anteil nicht eingehalten werden. Dass die Pönale in diesem Fall nicht nur auf die solaren Erträge, sondern den Gesamtertrag der Anlage gezahlt werden muss, ist schlicht unverhältnismäßig.\r\n\r\nDieser Hemmschuh für große Solarthermieanlagen in der iKWK könnte beispielsweise durch in Fünf-Jahres-Scheiben abzurechnenden Pönalen ausgeglichen werden, oder aber dadurch, dass nicht nur eine Unterschreitung des EE-Mindestanteils pönalisiert wird, sondern dass im Gegenzug auch eine Überschreitung entsprechend honoriert wird.\r\n\r\nDaneben herrscht aufgrund der immer noch sehr langen Planungs- und Realisierungszeiten seitens der Kunden (Stadtwerke etc.) die Sorge, die Projekte nicht fristgerecht umgesetzt zu bekommen. So dürfen zwischen Zuschlag und Inbetriebnahme „nur“ 5 Jahre liegen, was unter den aktuellen Bedingungen leider ebenfalls riskant ist. Denn beispielsweise wird mit dem (wegen fehlender Privilegierung von St-Anlagen im § 35 BauGB leider nach wie vor notwendigen) B-Planverfahren erst nach erfolgtem Zuschlag begonnen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-03-20"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017975","regulatoryProjectTitle":"Errichtung eines Sondervermögens Infrastruktur und Klimaneutralität (SVIKG) ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/13/24/574449/Stellungnahme-Gutachten-SG2507020004.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":"Kurzstellungnahme des Bundesverbands Erneuerbare Energien zum Referentenentwurf des BMF für ein Gesetz zur Errichtung eines Sondervermögens Infrastruktur und Klimaneutralität (SVIKG)\r\n\r\nSehr geehrte Damen und Herren, \r\n\r\nvielen Dank für die Möglichkeit der Stellungnahme zum Referentenentwurf BMF für ein Gesetz zur Errichtung eines Sondervermögens Infrastruktur und Klimaneutralität (SVIKG). Der BEE unterstützt die Errichtung eines Sondervermögens und begrüßt die Anerkennung von notwendigen Investitionen in die Infrastruktur und zur Erreichung der Klimaneutralität bis 2045, doch verweist darauf, dass die Auslegung der Begrifflichkeiten nicht die ursprünglichen Intentionen des Vorhabens konterkarieren darf. \r\n\r\nBeispiel 1: \r\nDie Bezeichnung \"Infrastruktur\" wird für die Investitionen der Länder nach § 3 SVIKG nicht genauer definiert und für die zusätzlichen Investitionen des Bundes nach § 4 (1) SVIKG werden sehr allgemeine Bezeichnungen wie \"Energieinfrastruktur\" oder \"Digitalisierung\" gewählt. Als BEE erinnern wir hier an die Bekenntnisse aus dem Koalitionsvertrag zu den Klimazielen, zur Energiewende und zum Einbeziehen aller Erneuerbaren Energien und Speicherpotenziale sowie die große Bedeutung von Flexibilisierung und der Optimierung von Netzbetrieb und Netznutzung. Auch die klimaneutrale Gasinfrastruktur muss Berücksichtigung finden. \r\n\r\nBeispiel 2: \r\nDie Bundeszuschüsse zum Klima- und Transformationsfonds (KTF) nach § 4 (2) SVIKG reizen nicht ihr zeitlichen Limit von 12 Jahren aus, sondern werden bereits innerhalb der nächsten 10 Jahre in 10 gleich großen Tranchen zugeführt. Als BEE begrüßen wir, dass Investitionen zur Erreichung der Klimaneutralität lieber früher als später umgesetzt werden, wollen jedoch gleichzeitig daran erinnern, dass auch zusätzliche 10 Mrd. € pro Jahr allein nicht ausreichen werden, um auf den Pfad von 100 % Erneuerbaren in den Bereichen Strom, Wärme und Mobilität zu gelangen. \r\n\r\nBeispiel 3: \r\nDie Erfolgskontrollen nach § 10 (1) SVIKG verlangen für die Wirtschaftlichkeitsuntersuchungen in der Planungsphase, dass eine \"Verbesserung der Infrastruktur sowie eine Förderung des Wirtschaftswachstums erreicht werden\". Der BEE appelliert bei der Wirtschaftlichkeitsprüfung von Infrastrukturinvestitionen auch die notwendige Transformation der Industrie, die Klimafolgekosten und den anstehenden Hochlauf von Schlüsselbranchen der Erneuerbaren Strom- und Wärmeversorgung, der E-Mobilität oder der Wasserstoff- und sonstigen Grüngaswirtschaft mitzubedenken. \r\n\r\nMit freundlichen Grüßen \r\nWolfram Axthelm \r\nGeschäftsführer \r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"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":"2025-06-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0018292","regulatoryProjectTitle":"Vereinfachung und Konkretisierung des Umsetzungsgesetzes zur NIS-2-Richtlinie ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/d0/84/584664/Stellungnahme-Gutachten-SG2507090016.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":"Das Wichtigste in Kürze\r\nDer Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) begrüßt, dass sich das Bundesministerium des Innern (BMI) im Rahmen eines Umsetzungsgesetzes zur zweiten Netzwerk- und Informationssicherheitsrichtlinie (NIS-2-Richtlinie) der Europäischen Union mit der Stärkung der Cybersicherheit in Deutschland beschäftigt. Der Verband unterstützt das Vorhaben, hier weitere Maßnahmen zu verabschieden.\r\nDer BEE bewertet viele der angedachten Vorgaben als positiv und betrachtet das Gesetz insgesamt als zentral für die Stärkung der Resilienz und der IT-Sicherheit in der deutschen Wirtschaft. Besonders herauszuheben sind hierbei:\r\n\r\ndie behördliche Zuständigkeit der Bundesnetzagentur (BNetzA) als zentrale Stelle für Cybersicherheitsmaßnahmen im Energiesektor\r\numzusetzende Risikomaßnahmen für kritische Anlagen zur Stärkung der Resilienz der Energieinfrastruktur\r\ndie Möglichkeit zur Implementierung eines gemeinsamen Informationsmanagementsystems bei Partner- oder verbundenen Unternehmen\r\ndie explizite Beteiligung der Betreiber und Branchenverbände an der Festlegung und Aktualisierung der IT-Sicherheitskataloge\r\nDemgegenüber bekräftigt der BEE in dieser Stellungnahme elementare Anforderungen, die in das NIS-2-Umsetzungsgesetz aufgenommen werden sollten:\r\n\r\neine aktivere Rolle der zuständigen Behörden bei der Einordnung von Unternehmen sowie bei der Information über deren Pflichten\r\neine Klarstellung der jeweils zuständigen staatlichen Institution an allen relevanten Stellen des Gesetzesentwurfs – insbesondere bei Zuständigkeit der BNetzA\r\neine Unterscheidung nach Unternehmensgrößen bei der Ausgestaltung der Mindestanforderungen an die IT-Sicherheit im Anlagen- und Netzbetrieb nach § 5c EnWG\r\nÜbertragung der Pflichten nach § 5c Abs. 4 EnWG auf externe Dienstleister, sofern das Parkmanagement von den Betreibergesellschaften an diese ausgelagert wurde\r\nKonkretisierung und Vereinfachung der Anforderungen an die Anlagenbetreiber bei den Vorgaben nach § 5c Absatz 4\r\nPräzisierung der Ausführungen zu IT-Systemen, -Komponenten und -Prozessen, die für die Funktionsfähigkeit der von ihnen betriebenen Anlagen maßgeblich sind\r\nKlarstellung, dass eine Zertifizierungspflicht über den von der BNetzA erstellten IT-Sicherheitskatalog ausschließlich kritische Anlagen betrifft, die unter der aktuell gültigen BSI-Kritis-Verordnung (BSI-KritisV) als solche klassifiziert werden\r\nObwohl die Zielsetzungen zur Stärkung der IT-Sicherheit grundsätzlich zu begrüßen sind, schlägt der BEE eine Überarbeitung des NIS-2-Umsetzungsgesetzes vor. Diese sollte Unklarheiten beseitigen und die praktische Umsetzung erleichtern, indem die beschriebenen Prozesse präzisiert und vereinfacht werden. Davon würden vor allem kleine und mittelständische Unternehmen aus dem Energiesektor profitieren.\r\n\r\nEinleitung\r\nDas Bundesministerium des Innern (BMI) hat am 23. Juni 2025 den Referentenentwurf zur nationalen Umsetzung der NIS-2-Richtlinie in Deutschland veröffentlicht. Die neue Bundesregierung holt damit schon früh in der neuen Legislaturperiode ein Gesetzesvorhaben nach, das nach dem Bruch der Ampel-Koalition im November 2024 nicht mehr vor der Bundestagswahl fertiggestellt werden konnte.\r\nDer BEE begrüßt weitere Maßnahmen zur Stärkung der Cybersicherheit in Deutschland. Erneuerbare Energien sind systemsetzend für die Energieversorgung der Zukunft. Um den Weg zu 100 Prozent Erneuerbaren Energien in allen Sektoren bestreiten zu können, muss die Digitalisierung konsequent ausgeweitet und beschleunigt werden. Dabei muss die Sicherheit der IT-Systeme dauerhaft gewährleistet sein.\r\nDer BEE sieht im Gesetzesentwurf noch Optimierungspotenzial. Insbesondere für kleine und mittelständische Unternehmen im Energiesektor, die unter die neuen Anlagenkategorien „besonders wichtige Einrichtung“ und „wichtige Einrichtung“ fallen, entstehen neue Herausforderungen. Außerdem sorgen die neuen Vorgaben mehrfach für Unklarheiten und offene Fragen.\r\nIm Folgenden legt der BEE seine vorläufige Einschätzung des Referentenentwurfs dar.\r\n\r\n1 Aktivere Rolle der zuständigen Behörden bei der Einordnung von Unternehmen\r\nDer Referentenentwurf sieht vor, dass Unternehmen nach §§ 30–32 BSI-Gesetz-E selbst prüfen müssen, ob sie unter die Definition von „Besonders wichtigen Einrichtungen“ oder „Wichtigen Einrichtungen“ fallen. Nach § 33 sind sie außerdem dazu verpflichtet, eine Selbsterklärung bzw. Selbsteinordnung an das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) zu übermitteln. Diese muss alle relevanten Unternehmensdaten enthalten, zudem ist eine dreimonatige Frist zu beachten. Eine zentrale Benachrichtigung durch das BSI erfolgt nicht.\r\nViele EU-Länder wählen abweichende Ansätze, zum Beispiel durch eine stärkere zentrale Steuerung oder eine automatische Behördenzuweisung. In Frankreich erfolgt die zentrale Erfassung und offizielle Benachrichtigung durch die nationale Cybersicherheitsbehörde ANSSI (Agence nationale de la sécurité des systèmes d'information). Auch in Italien und in den Niederlanden übernehmen die jeweils zuständigen Behörden ACN (Agenzia per la Cybersicurezza Nazionale) und RDI (Rijksinspectie Digitale Infrastructuur) eine aktivere Rolle. Sie führen zentrale Listen oder nehmen für die Unternehmen eine automatisierte Einstufung vor.\r\nEine verpflichtende Selbsteinordnung sorgt bei vielen Unternehmen in Deutschland für Unsicherheit darüber, ob sie von den Regelungen der NIS-2-Richtlinie überhaupt betroffen sind. Insbesondere viele kleine und mittelständische Unternehmen unterschätzen die Bedeutung der neuen Rechtslage oder kennen ihre Einstufungskriterien nicht genau.\r\nDas BSI sollte Unternehmen auf Nachfrage eine rechtsverbindliche Auskunft darüber erteilen, ob sie von den Vorgaben der NIS-2-Richtlinie betroffen sind. Noch besser wäre es, die Rolle des BSI so auszugestalten, dass es Unternehmen aktiv über ihre Pflichten informiert und offiziell einer der Kategorien zuteilt.\r\n\r\n2 Ausgestaltung der IT-Sicherheitskataloge nach § 11 Abs. 1a und 1b EnWG\r\nDer BEE begrüßt ausdrücklich, dass die Verantwortung für Cybersicherheitsmaßnahmen im Energiesektor zukünftig zentral bei der Bundesnetzagentur (BNetzA) liegt – sowohl für kritische Anlagen als auch für die neu eingerichteten Kategorien „Besonders wichtige Einrichtungen“ und „Wichtige Einrichtungen“.\r\nBezüglich der aktuellen Ausgestaltung der IT-Sicherheitskataloge nach § 11 Abs. 1a und 1b EnWG sieht es der BEE als positiv an, dass bei Partner- oder verbundenen Unternehmen ein gemeinsames Informationsmanagementsystem für einen definierten Geltungsbereich auf Basis von ISO/IEC 27001 implementiert werden kann. Damit wird aufgegriffen, dass die Betriebsführungssparte vielfach schon entsprechenden Anforderungen über die Kategorie „Digitaler Energiedienst“ unterliegt. Somit muss nicht jede ausgegliederte Betreibergesellschaft die Anforderungen eigenständig erfüllen und nachweisen.1\r\nZusätzlich wird festgelegt, dass die Anforderungen an einen angemessenen Schutz in den IT-Sicherheitskatalogen im Einvernehmen mit dem BSI bestimmt werden. Damit übernimmt auch diese Behörde eine starke Rolle. Darüber hinaus sollen die Betreiber und deren Branchenverbände explizit an der Festlegung und Aktualisierung der IT-Sicherheitskataloge beteiligt werden, was der BEE ausdrücklich befürwortet.\r\nJedoch finden sich im Gesetzesentwurf weiterhin eine Reihe von Regularien, in denen nicht eindeutig bestimmt wird, welche Behörde oder welches Ministerium genau zuständig ist. Hier muss nachgebessert werden, sodass für alle Bereiche die entsprechenden Zuständigkeiten unmissverständlich geklärt sind. Die betroffenen Unternehmen wären somit eindeutig über ihre jeweiligen Anlaufstellen informiert.\r\nSollten Sicherheitsvorfälle auftreten, sollte aus Sicht des BEE die Kommunikation mit der BNetzA vorgesehen sein. Dies wäre es sinnvoll und folgerichtig, insbesondere da es sich um eine gemeinsame Meldestelle handelt.\r\n\r\n1 siehe BNetzA: „Mitteilung zur Zertifizierung nach IT-Sicherheitskatalog § 11 Abs. 1a und 1b EnWG im Fall einer Betriebsführung durch Dritte“\r\n\r\n3 Ausgestaltung der Mindestanforderungen an die IT-Sicherheit im Anlagen- und Netzbetrieb nach § 5c EnWG\r\nDer BEE hält die unter § 5c EnWG aufgeführten Vorgaben für größere Unternehmen, insbesondere aus der Windbranche, für gut umsetzbar. Für kleinere Unternehmen aus der Erneuerbaren-Branche stellen die Anforderungen nach § 5c EnWG hingegen eine große Herausforderung dar. Dies sieht der Verband aufgrund der folgenden Punkte kritisch:\r\n\r\nFür Betreibergesellschaften, die das Parkmanagement an externe Dienstleister ausgelagert haben, sind die genannten Risikomaßnahmen nicht umsetzbar, da sie keinen Einfluss auf die informationstechnischen Systeme, Komponenten und Prozesse haben. Die Pflichten müssten vertraglich auf die Dienstleister übertragen werden.\r\n§ 5c Absatz 4 Nummer 3 benennt die Aufrechterhaltung des Betriebs. Dies lässt sich umsetzen, wenn Maßnahmen im Rahmen des Wiederanlaufs und Notfallmanagements definiert werden. Wenn darüber hinaus jedoch Maßnahmen erzwungen werden, um den unterbrechungsfreien Betrieb zu gewährleisten (z. B. verbindliche Nutzung von Notstromaggregaten), wäre das eine immense Mehrbelastung. Der Ausführungsgrad müsste im IT-Sicherheitskatalog konkretisiert werden.\r\n§ 5c Absatz 4 Nummer 4 bezieht sich auf die Sicherheit der Lieferkette. Der BEE erkennt die Relevanz dieser Betrachtung an, sieht jedoch nur geringe Möglichkeiten zum Einfluss kleiner Unternehmen auf große, internationale Zulieferer und Dienstleister. Darüber hinaus sind mehrstufige Lieferketten oft intransparent. Eine vollständige Kontrolle oder Überprüfung auf Sicherheitsrisiken entlang der Lieferkette ist daher aus Sicht des BEE nicht realistisch umsetzbar.\r\n§ 5c Absatz 4 Nummer 9 benennt als umzusetzende Maßnahme die Sicherheit des Personals, Konzepte für die Zugriffskontrolle und Management von Anlagen. Hier bleiben Fragen offen, beispielsweise, ob mit „Sicherheit des Personals“ womöglich die Überprüfung des Personals unter Punkt A.7.1 im Annex der DIN ISO 27001 oder Nr. 56 der Konkretisierung der Anforderungen an die gemäß § 8a Abs. 1 BSIG umzusetzenden Maßnahmen gemeint ist.\r\n§ 5c Absatz 4 Nummer 10 fordert dedizierte gesicherte Notfallkommunikationssysteme. Je nach Ausführungsgrad im Rahmen des IT-Sicherheitskatalogs wären die meisten Unternehmen wohl gezwungen, eine zweite Kommunikationsinstanz aufzubauen. Im besten Fall sollte diese zusätzlich unabhängig von der kompletten IT-Infrastruktur des Unternehmens sein. Das kann eine größere finanzielle und personelle Mehrbelastung darstellen, sodass der Nutzen ggf. in keinem Verhältnis mehr zum Aufwand steht.\r\n§ 5c Absatz 4 Nummer 12 ist sehr vage und damit missverständlich formuliert, wodurch sich ein hohes Umsetzungsrisiko ergibt. Nach Verständnis des BEE müssten hier EUCC-zertifizierte Produkte und Dienste eingesetzt werden, allerdings ist der Einsatzbereich nicht genau abgegrenzt. Es braucht eine genaue Ausgestaltung im Rahmen des IT-Sicherheitskatalogs, um den Aufwand besser abschätzen zu können. Zudem besteht die EUCC-Zertifizierung erst seit Kurzem, sodass Produkte mit dieser Zertifizierung bisher nur schwer zu finden sind.\r\n§ 5c Absatz 7 Nr. 1 fordert von Anlagenbetreibern innerhalb von 24 Stunden eine Einschätzung darüber, ob ein Sicherheitsvorfall auf eine rechtswidrige oder eine böswillige Handlung zurückzuführen ist. Weiterhin müssen Anlagenbetreiber innerhalb von 72 Stunden eine Einschätzung über den Schweregrad und die Auswirkungen des Sicherheitsvorfalls abgeben. An dieser Stelle braucht es eine Klarstellung, dass Anlagenbetreiber nicht dafür haftbar gemacht werden, wenn sie bei der Meldung eines Sicherheitsvorfalls unwissentlich eine fehlerhafte Einschätzung abgeben.\r\n§ 5c Abs. 9 legt fest, dass Betreiber sicherzustellen haben, dass sie über die benannte oder durch das BSI festgelegte Kontaktstelle jederzeit erreichbar sind. Diese Vorgabe ist bei kleinen Anlagen nur schwer einzuhalten und sollte vereinfacht werden.\r\n4 Besondere Anforderungen an die Risikomanage-mentmaßnahmen von Betreibern kritischer Anlagen nach § 31 Abs. 2 BSI-G\r\nIn § 31 Absatz 2 BSI-G sind Betreiber kritischer Anlagen dazu verpflichtet, „für die informations-technischen Systeme, Komponenten und Prozesse, die für die Funktionsfähigkeit der von ihnen betriebenen kritischen Anlagen maßgeblich sind, Systeme zur Angriffserkennung einzusetzen“. Jene informationstechnischen Systeme, Komponenten und Prozesse sind im Gesetzesentwurf zu ungenau definiert. Es braucht konkrete Vorgaben für deren Erhebung und Bewertung. Der BEE macht dafür den folgenden Formulierungsvorschlag:\r\n“Betreiber kritischer Anlagen sind verpflichtet, für die informationstechnischen Systeme, Komponenten und Prozesse, die für die Funktionsfähigkeit der von ihnen betriebenen kritischen Anlagen maßgeblich sind, Systeme zur Angriffserkennung einzusetzen. Die informationstechnischen Systeme, Komponenten und Prozesse, die für die Funktionsfähigkeit der von ihnen betriebenen kritischen Anlagen maßgeblich sind, sind durch eine Business-Impact-Analyse zu ermitteln. Die maximal tolerierbare Ausfallzeit dieser Systeme, Komponenten und Prozesse ist zu bestimmen. Die eingesetzten Systeme zur Angriffserkennung müssen geeignete Parameter und Merkmale aus dem laufenden Betrieb kontinuierlich und automatisch erfassen und auswerten. Sie sollten dazu in der Lage sein, fortwährend Bedrohungen zu identifizieren und zu vermeiden sowie für eingetretene Störungen geeignete Beseitigungsmaßnahmen vorzusehen, die innerhalb der maximal tolerierbaren Ausfallzeit abgeschlossen werden. Dabei soll der Stand der Technik eingehalten werden. Der hierfür erforderliche Aufwand soll nicht außer Verhältnis zu den Folgen eines Ausfalls oder einer Beeinträchtigung der betroffenen kritischen Anlage stehen.”\r\n\r\n5 Anwendung der Zertifizierungspflicht ausschließlich für kritische Anlagen gemäß BSI-KritisV\r\nAus Sicht des BEE sind die Vorgaben an eine Zertifizierung in den jeweiligen IT-Sicherheitskatalogen für kritische Anlagen richtig und nachvollziehbar. Dies umfasst sowohl Energieanlagen als auch digitale Energiedienste.\r\nFür kleine und mittelständische Unternehmen sieht der Verband jedoch keine Notwendigkeit, da erhöhte Kosten und die Gefahr eines Zertifizierungsstaus zu befürchten sind. Das liegt vor allem an der Kombination aus neuen Pflichten, engen Fristen und begrenzten Ressourcen für Prüfungen und Zertifizierungen. Im Folgenden wird dies genauer erläutert:\r\n\r\nNeue Pflichten: Der Entwurf erweitert die Anzahl der betroffenen Unternehmen erheblich. Viele mittelständische Energieunternehmen werden nun als „Wichtige Einrichtungen“ erfasst. Diese müssen erstmals umfangreiche Cybersicherheitsmaßnahmen nach-weisen oder sich sogar neu zertifizieren lassen (z. B. nach ISO 27001). Da viele Anforderungen zudem noch durch das BSI per Rechtsverordnung konkretisiert werden müssen, wissen die Unternehmen nicht immer, welche Zertifizierungen konkret erforderlich sein werden. Dadurch verzögert sich die Vorbereitung und sobald die Anforderungen veröffentlicht werden, sind die Zertifizierungsstellen schnell überlaufen.\r\nEnge Fristen: Den angepassten Zeitraum von drei Jahren zum Nachweis von Risikoma-nagementmaßnahmen bei kritischen Anlagen hält der BEE für einen realistischen und pragmatischen Ansatz. Dadurch werden die BNetzA und die Zertifizierungs- und Auditierung-Stellen sowie die Unternehmen personell entlastet. Nach dem derzeitigen Entwurf müssen betroffene Unternehmen jedoch bereits innerhalb weniger Monate nach Inkrafttreten bestimmte Nachweise erbringen. Diese beziehen sich beispielsweise auf Sicherheitsvorkehrungen und die Risikoanalyse. Das ist für viele Unternehmen zeitlich nicht machbar, insbesondere, wenn zusätzlich ein Zertifizierungsverfahren durchlaufen werden muss.\r\nBegrenzte Ressourcen: Beauftragungen von Zertifizierungsstellen (z. B. für ISO 27001) sind schon jetzt mit langen Wartezeiten verbunden. Viele Auditoren müssen sich zudem erst für neue Anforderungen qualifizieren oder durch das BSI akkreditiert werden. Dadurch hätten es selbst gut vorbereitete Unternehmen schwer, einen verpflichtenden Nachweis fristgerecht zu erbringen. Der BEE spricht sich hier für eine Erleichterung aus.\r\nDa sich die Zertifizierungspflicht nicht aus dem Gesetz, sondern aus dem IT-Sicherheitskatalog ergibt, bittet der BEE um Klarstellung, dass eine Zertifizierungspflicht über den von der BNetzA erstellten IT-Sicherheitskatalog ausschließlich kritische Anlagen betrifft, die unter der aktuell gültigen BSI-KritisV als solche klassifiziert werden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium des Innern (BMI)","shortTitle":"BMI","url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-04"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0018522","regulatoryProjectTitle":"Ausgestaltung der Änderung des Energiewirtschaftsrechts (EnWG-Novelle) Juli 2025","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/d5/d8/589633/Stellungnahme-Gutachten-SG2507230013.pdf","pdfPageCount":26,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Das Wichtigste in Kürze\r\nDer Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) begrüßt, dass die Bundesregierung die Notwendigkeit zur zügigen Transformation des Stromsystems, zur Schaffung von umfangreichen Flexibilitäten und zur Beschleunigung des Netzausbaus anerkennt.\r\n\r\nBei der konkreten Ausgestaltung hinsichtlich des Bürokratieabbaus, der praktischen Umsetzbarkeit und der Steigerung der Akzeptanz für die Energiewende sieht der BEE noch erheblichen Ergänzungs- und Korrekturbedarf.\r\n\r\nBereits im Herbst 2024 hatte der BEE daher in seiner Stellungnahme zum Referentenentwurf der EnWG-Novelle aus dem BMWK auf die Herausforderungen hingewiesen.\r\n\r\nDer BEE bekräftigt in dieser Stellungnahme elementare Anforderungen, die in die neue EnWG-Novelle aufgenommen werden sollten:\r\n\r\nbeihilferechtliche Genehmigung des Solarpakets I und des Biomassepakets\r\nUmsetzung der Ergebnisse des Branchendialogs zur Beschleunigung von Netzanschlüssen\r\nAusschöpfen der vollen Potenziale des Energy Sharing für die Systemdienlichkeit und die Steigerung von Akzeptanz für die Energiewende\r\nAufstellen einer Übergangsregelung zur auslaufenden GasNZV\r\nRechtssicherheit bei den Begriffsbestimmungen von Direktleitung und Kundenanlagen\r\nVermeiden verkomplizierter Neuregelungen für den Redispatch 2.0\r\nKonkretisierung der Fristen bei überragendem öffentlichem Interesse\r\nKonformität mit EU-Recht bei Digitalisierungsmaßnahmen\r\npraxisnahe und unbürokratische Ausgestaltung von Informationspflichten\r\nSicherstellung von fairen Wettbewerbsbedingungen zwischen Messstellenbetreibern\r\nFokus auf Bürokratieabbau und Kosteneffizienz bei der Ausstattung mit intelligenten Messsystemen\r\nVorbemerkungen\r\nDas Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) hat am 10. Juli 2025 den Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts (EnWG) zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich, zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften sowie zur rechtsförmlichen Bereinigung des Energiewirtschaftsrechts zur Konsultation gestellt. Der BEE begrüßt, dass bereits zu diesem frühen Zeitpunkt in der neuen Legislaturperiode die ersten Anpassungen am Energiewirtschaftsrecht vorgenommen werden. Dadurch lassen sich die komplexen Herausforderungen zur Transformation des Energiesystems in mehreren überschaubaren Gesetzesentwürfen bearbeiten anstatt in einem einzigen sehr umfangreichen.\r\n\r\nNur Erneuerbare Energien liefern uns saubere, preiswerte und sichere Energie. Für deren Integration ins Stromsystem braucht es dezentrale Flexibilitäten im Stromnetz, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten, den Redispatch-Bedarf möglichst niedrig zu halten und gleichzeitig die Zielsetzung von 100 % Erneuerbaren Energien in allen Sektoren konsequent weiterzuverfolgen. Um für die Beteiligten der Erneuerbaren Energieversorgung die Investitionsrisiken möglichst gering zu halten, ist es außerdem nötig, Planungssicherheit zu schaffen, die wirtschaftliche Liquidität aufrechtzuerhalten und Verluste durch Ineffizienz und überbordende Bürokratie zu minimieren.\r\n\r\nDer Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) betrachtet die erneut sehr knapp bemessene Frist von 7 Tagen für die Verbändeanhörung eines über 200 Seiten umfassenden Gesetzestextes und dessen Gesetzesbegründung als äußerst problematisch. Die gründliche Prüfung eines derart umfangreichen Gesetzes ist in der kurzen Zeit nicht realistisch umsetzbar, was die umfassende Bewertung durch die Praxis erheblich erschwert. Demnach behält sich der Verband vor, eine ergänzende Kommentierung nachzureichen.\r\n\r\nDennoch nutzt der BEE gern die Möglichkeit zur Stellungnahme im Rahmen der Konsultation und legt seine Einschätzung zum Entwurf der EnWG-Novelle im Folgenden dar. Detaillierte und ergänzende Ausführungen finden sich in den Stellungnahmen der EE-Fachverbände.\r\n\r\n1. Zu Artikel 1 – Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes\r\n1.1 Begriffsbestimmungen – § 3 EnWG\r\nZu Nummer 25 „Direktleitung“:\r\n\r\nUm von einer regulierungsfreien Direktleitung bei dezentralen Versorgungskonzepten ausgehen zu können, muss die Lieferung gemäß § 3 Nr. 12 EnWG über „eine Leitung, die einen (…) Elektrizitätserzeuger und ein Elektrizitätsversorgungsunternehmen zum Zwecke der direkten Versorgung mit ihrer eigenen Betriebsstätte, Tochterunternehmen oder Kunden verbindet (…)\", erfolgen.\r\n\r\nDie Anforderungen an die Direktleitung, insbesondere die Merkmale „ein Kunde“ und „eine Leitung“, werden teilweise sehr streng ausgelegt. Hier ist entscheidend, ob das Wort „eine“ als unbestimmter Artikel oder als Zahlwort ausgelegt wird. Letzteres ist mit Wortlaut, Sinn und Zweck der Definition nicht begründbar. Daraus folgt, dass Stromerzeugungsanlagen über eine Direktleitung nicht nur mit einem einzelnen Kunden, sondern mit einer bestimmten Anzahl von Kunden verbunden sein könnten. Der Unterschied zum öffentlichen Verteilernetz bleibt, dass der Anlagenbetreiber im Gegensatz zum Netzbetreiber auswählen kann, wen er mit einer Direktleitung mit Strom versorgen will. Der Verteilnetzbetreiber muss hingegen, vorbehaltlich verfügbarer Netzkapazität, alle Netzanschlussbegehrenden anschließen.\r\n\r\nUm mögliche Unsicherheiten zu beseitigen, sollte die Definition „Direktleitung“ in § 3 Nr. 12 EnWG wie folgt angepasst werden (Ergänzungen in Rot, Änderungen durchgestrichen):\r\n\r\n„eine Leitung, die einen einzelnen Produktionsstandort mit einem einzelnen Kunden verbindet, oder eine Leitung, die einen Elektrizitätserzeuger und ein oder mehrere Elektrizitätsversorgungsunternehmen zum Zwecke der direkten Versorgung mit ihrer eigenen Betriebsstätte, Tochterunternehmen oder Kunden verbindet, oder eine zusätzlich zum Verbundnetz errichtete Gasleitung zur Versorgung einzelner von Kunden; im Fall von Erzeugern, die Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes betreiben, kann die Leitung zugleich auch dem Netzanschluss der Anlagen dienen.“\r\n\r\nZu Nummer 59 „Kundenanlage“ und Nummer 60 „Kundenanlage zur betrieblichen Eigenversorgung“:\r\n\r\nDie vorgesehene Definition der „Kundenanlage“ entspricht im Wesentlichen der bisherigen Rechtslage, die jedoch europarechtlich problematisch ist. Es ist positiv zu bemerken, dass nun nicht mehr auf die Leitungslänge, sondern auf die Distanz zwischen Erzeuger und Verbraucher referenziert wird. Dennoch ist die Distanz von 5.000 Metern gerade bei größeren Wind- oder PV-Parks schnell überschritten, weswegen der BEE hier die Ausweitung auf mindestens 10.000 Meter empfiehlt.\r\n\r\nWeiter sieht der Verband es als dringend notwendig an, zur neuen juristischen Ausgangslage Rechtssicherheit herzustellen. Der Bundesgerichtshof (BGH) hat am 13. Mai 2025 in der Frage entschieden, ob in dem streitgegenständlichen Fall eine Kundenanlage vorliegt, die von den Pflichten eines Netzbetreibers befreit ist – die Urteilsbegründung ist zwischenzeitlich veröffentlicht worden. Danach ist ein Verteilernetz i.S. der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie (EltRL) der Europäischen Union (EU) jedes Netz, das der Weiterleitung von Elektrizität dient, die zum Verkauf an Kund*innen bestimmt ist. Eine solche Auslegung würde, nach erster Prüfung, Millionen von Immobilienbesitzern sowie Betreibern von Industrie-, Gewerbe- oder Betriebsnetzen zu Verteilnetzbetreibern inkl. aller dazugehörigen nationalen Netzbetreiberpflichten deklarieren. Die Konsequenzen dieser Entscheidung dürften weder umsetzbar noch politisch gewollt sein. Der BEE geht daher nicht davon aus, dass bisherige Konzepte wie Mieterstrom oder On-Site-PPA ernsthaft in Gefahr sind. Der vorliegende Gesetzentwurf sollte deshalb dazu genutzt werden, um umgehend wieder Rechtssicherheit herzustellen und die entstandene Regelungslücke zu schließen.\r\n\r\nEmpfehlenswert wäre es, am Begriff und an der Definition der Kundenanlage selbst festzuhalten, um so die vielfältigen, hierauf Bezug nehmenden Abgrenzungen des nationalen Energierechts ohne Änderungen aufrechterhalten zu können. Dies setzt voraus, dass die Kundenanlage als Verteilernetz im Sinne der EltRL anzusehen ist – als regulierter Bereich im Sinne des EU-Rechts. Die EltRL müsste dann durch entsprechende Änderungen im EnWG für die Kundenanlage ausdrücklich umgesetzt werden, allerdings auf einem für Kundenanlagenbetreiber umsetzbaren niedrigen Anforderungsniveau.\r\n\r\nWesentliche Anforderungen der EltRL für ein Verteilernetz i.S. der Richtlinie – so die Anschlusspflicht und Gewährung diskriminierungsfreien Zugangs, Kostenorientierung und Transparenz der Netzentgelte (Verzicht auf Netzentgelte) sowie die Pflicht zur Gewährleistung eines leistungsfähigen Netzes – werden bereits in der Kundenanlage definitionsgemäß umgesetzt. Weitere regulatorische Anforderungen wie das Neutralitätsgebot bei Systemdienstleistungen, die Pflicht zur Teilnahme an Streitbeilegungsverfahren oder die Entflechtung von Stromlieferung und Strombetrieb sind bereits durch die Grenze von 100.000 Kund*innen erfüllt oder ohne zusätzlichen großen Aufwand erfüllbar. Bei komplexeren Fällen wie Ladestationen oder einem Batteriespeicher, der durch den Betreiber der Kundenanlage betrieben wird, ist jedoch ein höherer Umsetzungsaufwand zu erwarten. Hier muss schnellstmöglich eine Lösung gefunden werden.\r\n\r\nJuristisch deutlich weniger strittig, aber zeitlich mindestens genauso drängend ist die europarechtskonforme Auslegung zur Umsetzung, die innerhalb eines Gebäudes stattfindet. Für die rechtssichere Umsetzung von Mieterstromprojekten oder Projekten der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung ist eine Klarstellung im EnWG hier notwendig. Der BEE schlägt daher vor, eine neue § 3 Nr. 61 EnWG einzuführen, die wie folgt formuliert ist:\r\n\r\n§ 3 Nr. 61 EnWG (NEU)\r\n\r\n„61. Hausverteileranlagen: \r\n\r\nEnergieanlagen zur Abgabe von Energie, die sich auf einem Grundstück oder Gebäude befinden und mit einem Energieversorgungsnetz oder mit einer Erzeugungsanlage verbunden sind und die jedermann zum Zwecke der Belieferung der angeschlossenen Letztverbraucher im Wege der Durchleitung unabhängig von der Wahl des Energielieferanten diskriminierungsfrei und unentgeltlich zur Verfügung gestellt werden.“\r\n\r\nKlassischer Fall einer solchen Hausverteileranlage wäre die elektrische Anlage nach § 13 Abs. 1 Satz 1 NAV (Niederspannungsanschlussverordnung), also die „elektrische Anlage hinter der Hausanschlusssicherung“. Genauso wären Anlagen in Gebäuden im Sinne von § 3 Nr. 20a EnWG davon erfasst, also auch solche in „überdeckten alleinstehenden oder baulich verbundenen baulichen Anlagen, die von Menschen betreten werden können“, sodass auch Reihenhäuser über eine einzige Hausverteileranlage angeschlossen sein können. Schließlich wären auch auf demselben Grundstück angeschlossene Nebenanlagen zu Gebäuden über eine Hausverteileranlage in diesem Sinne gemeinsam anschließbar.\r\n\r\nDementsprechend braucht es Folgeänderungen im EnWG (und EEG) überall dort, wo bisher nur auf die Kundenanlagen nach § 3 Nr. 24a oder Nr. 24b EnWG verwiesen wird – also z. B. in § 3 Nr. 16 EnWG und § 20 Abs. 1d EnWG. So wird klargestellt, dass auch diese neuen Hausverteileranlagen keine Netze sind und dass auch in ihnen das Summenzählermodell (mit den entsprechenden Verantwortlichkeiten des vorgelagerten Netzbetreibers) zur Installation beantragt werden kann.\r\n\r\n1.2 Überragendes öffentliches Interesse für Energiespeicheranlagen – § 11c EnWG\r\nDer BEE begrüßt die verbliebene Priorität für die Errichtung und den Betrieb von Energiespeicheranlagen bei der Schutzgüterabwägung ausdrücklich. Gegenüber der bisherigen Fassung wird hier zusätzlich eine beschränkende Konkretisierung in zeitlicher Hinsicht (Satz 2) und in sachlicher Hinsicht (Satz 3) vorgenommen. Ob die Befristung bis zu dem Zeitpunkt, an dem „die Stromversorgung im Bundesgebiet im Jahr 2045 nahezu treibhausgasneutral ist”, allgemein zielführend ist, bleibt zu diskutieren. Jedoch muss zumindest die Frist weiter konkretisiert werden, um Konformität mit den nationalen Klimaplänen abzusichern. So lässt der Begriff der „Stromversorgung“ unnötig Interpretationsspielraum und sollte durch den Begriff „Stromerzeugung“ ersetzt werden, sodass neben der Zielsetzung zur Dekarbonisierung auch die Versorgungssicherheit und die möglichst hohe Importunabhängigkeit des Stromsystems adressiert werden. Der BEE schlägt daher eine Änderung der Entwurfsfassung von § 11c EnWG vor.[1]\r\n\r\nFür eine detaillierte Behandlung dieses Themas wird auf die Stellungnahme des BSW Solar verwiesen.\r\n\r\n1.3 Aufgaben der Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen; Festlegungskompetenz, Evaluation – § 14 EnWG\r\nDer BEE bewertet die im § 14 EnWG vorgesehenen Regelungen teilweise kritisch. Grundsätzlich steht dem Betreiber einer Anlage zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie ein finanzieller Ausgleich für abgeregelte Strommengen im Redispatch 2.0 zu. Der Zahlungsanspruch des Anlagenbetreibers auf die Zahlung der Marktprämie gegenüber dem Netzbetreiber sollte davon unberührt sein und nicht an den Direktvermarkter übergehen. Inwiefern ein pauschaler finanzieller Aufwendungsersatz für den bilanziellen Ausgleich darüber hinaus an den Anlagenbetreiber zu zahlen ist, ist fraglich.\r\n\r\nBei Anlagen, die sich in der Direktvermarktung befinden, betrifft eine Redispatch-Maßnahme i. d. R. den Bilanzkreis desjenigen Direktvermarkters, der die Marktrollen „Einsatzverantwortlicher“ (EIV) oder EIV und „Betreiber der Technischen Ressource“ (BTR) innehat. Mit der geplanten Regelung müsste bei einer negativen Redispatch-Maßnahme die Ausgleichsenergie weiterhin über eben jenen Direktvermarkter beschafft werden, während die finanzielle Kompensation einschließlich des Marktwerts und der Weiterreichung der Kosten direkt an den Anlagenbetreiber erfolgen soll. Dabei bliebe die Höhe der Ausfallarbeit Gegenstand der Abstimmung zwischen dem Direktvermarkter bzw. Betriebsführer als BTR und dem Netzbetreiber. Dies würde dazu führen, dass der Anlagenbetreiber zunächst keine Zahlungen erhält, sondern erst nach Klärung der Ausfallarbeit zwischen dem Direktvermarkter und dem Netzbetreiber entschädigt wird. Es ist zu erwarten, dass Ausgleichsenergiekosten zwischen Direktvermarkter und Anlagenbetreiber zeitnah verrechnet werden. Jedoch waren sowohl bei der Abstimmung zur Ausfallarbeit als auch bei den damit verbundenen Zahlungen von Redispatch-Maßnahmen in den letzten Jahren erhebliche Verzögerungen zu beobachten. Deshalb sieht der BEE hier ein signifikantes Risiko für Liquiditätsengpässe und einen doppelten Abstimmungsaufwand bei Anlagenbetreibern, wenn der zu entschädigende Marktwert ebenfalls an den Anlagenbetreiber ausgezahlt wird.\r\n\r\nInsgesamt bewertet es der BEE kritisch, dass „Die Regulierungsbehörde [...] die Anwendung insbesondere auf bestimmte Netzebenen, Anlagenarten und Anlagengrößen sowie auf bestimmte Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen beschränken [kann]”. Mit einer solch offenen Regelung droht die ohnehin schon komplexe Umsetzung des Redispatch 2.0 durch die Schaffung von Rechtsunsicherheiten zum Stillstand zu kommen. Es empfiehlt sich hier, die Bundesnetzagentur frühzeitig in einer Festlegung transparente und nachvollziehbare Kriterien für jedwede Beschränkung konsultieren zu lassen. Innerhalb der Erneuerbaren-Branche sind insbesondere Direktvermarktungsunternehmen, die bundesweit agieren, mit der Umsetzung der Prozesse in den Marktrollen EIV und im Falle von Solar- und Biogasanlagen auch mit der BTR-Marktrolle betraut. Unterscheidet die Umsetzungspraxis neben der Anlagengröße bzw. der Spannungsebene auch noch Anlagenarten oder beschränkt sie sich auf einzelne Netzgebiete, so erscheint es zum aktuellen Zeitpunkt fraglich, ob die beteiligten Stakeholder in einem derart stark diversifizierten System weiterhin tragfähige Geschäftsmodelle entwickeln und anbieten können.\r\n\r\nDer BEE empfiehlt daher, an den bewährten Prozessen und der bisherigen Rollenverteilung – insbesondere den Verantwortlichkeiten von EIV, BTR und Bilanzkreisverantwortlichem – festzuhalten. Der Anlagenbetreiber sollte nicht als zusätzliche Partei in den Prozess des finanziellen Ausgleichs des Marktwerts einbezogen werden.\r\n\r\n1.4 Planung und besondere Bedeutung des Verteilernetzausbaus; Festlegungskompetenz; Verordnungsermächtigung – § 14d EnWG\r\nDie Änderung von § 14d Abs. 10 EnWG sieht die Harmonisierung des überragenden öffentlichen Interesses innerhalb des EnWG vor. Die Formulierung im Referentenentwurf findet sich bereits heute in § 43 Abs. 3a EnWG. Demnach liegen die Errichtung und der Betrieb von Elektrizitätsverteilernetzen im überragenden öffentlichen Interesse und dienen der öffentlichen Gesundheit und Sicherheit. Bei der Schutzgüterabwägung sind die Belange des Verteilnetzausbaus und -betriebs den Belangen zur Sicherheit der Landes- und Bündnisverteidigung gleichgestellt.\r\n\r\nDer BEE begrüßt die Priorisierung des Verteilnetzausbaus und -betriebs bei der Schutzgüterabwägung ausdrücklich. Gleichwohl merken wir an, dass die Gleichrangigkeit mit den Interessen der Bundeswehr insbesondere im Bereich der Windenergie an Land häufig missbräuchlich verwendet wird und als Verhinderungsgrund bei diesen Projekten dient. Vor dem Hintergrund ist der Gesetzgeber angehalten, sicherzustellen, dass die Formulierung in § 14d Abs. 10 EnWG und § 43 Abs. 3a EnWG nicht zur flächendeckenden Verhinderung von Netzausbauprojekten führt. Der BEE schlägt aus diesem Grund eine Evaluation binnen der ersten zwei Jahre nach der Gesetzesänderung vor.\r\n\r\nDarüber hinaus ist die Befristung des überragenden öffentlichen Interesses bis zu dem Zeitpunkt, an dem „die Stromversorgung im Bundesgebiet im Jahr 2045 nahezu treibhausgasneutral ist”, nicht zielführend, da sie keine verbindliche zeitliche Einordnung erlaubt und die Sinnhaftigkeit einer Befristung generell fraglich scheint.  Erstens bedarf es für den Betrieb der Elektrizitätsverteilnetze regelmäßiger Instandhaltungsmaßnahmen, die unbefristet im überragenden öffentlichen Interesse liegen sollten. Zweitens ist die Formulierung „nahezu treibhausgasneutral“ nicht rechtssicher. Drittens sollte der Begriff „Stromversorgung“ durch den Begriff „Stromerzeugung“ ersetzt werden, sodass neben der Zielsetzung zur Dekarbonisierung auch die Versorgungssicherheit und die möglichst hohe Importunabhängigkeit des Stromsystems adressiert werden. \r\n\r\nDer BEE schlägt daher folgende Änderung des § 14d Abs. 10 S. 2 EnWG vor, um Konformität mit nationalen Klimaplänen abzusichern:\r\n\r\n„Bis die Stromversorgung Stromerzeugung im Bundesgebiet nahezu treibhausgasneutral ist, soll der beschleunigte Ausbau des Elektrizitätsverteilernetzes, einschließlich der für den Betrieb notwendigen Anlagen, als vorrangiger Belang in die jeweils durchzuführende Schutzgüterabwägung eingebracht werden.”\r\n\r\n1.5 Technische Vorschriften – § 19 EnWG\r\nZu § 19 Abs. 4 Nr. 1 EnWG:\r\n\r\nDer BEE muss hier anfragen, auf welche EU-Verordnung abgestellt werden soll – der Ratsbeschluss (EU) 2016/833 anlässlich der 54. Sitzung des Fachausschusses für die Beförderung gefährlicher Güter beinhaltet Absprachen über den internationalen Eisenbahnverkehr und umfasst in Gänze nur drei Artikel. Es ist nicht ersichtlich, welche Anforderungen hier durch den VDE e.V. erarbeitet werden sollen.\r\n\r\n1.6 Gemeinsame Internetplattform für die Abwicklung des Netzzugangs, Festlegungskompetenz – § 20b EnWG\r\nDer neu einzuführende § 20b EnWG (vormals § 20b EnWG [RefE Okt. 2024] und § 17c EnWG [RefE Okt. 2024]) geht auf das Konzeptpapier und die Bestrebungen zur Standardisierung und Digitalisierung des Netzanschlussverfahrens (NaV) zurück, welche im Rahmen des Branchendialogs zur Beschleunigung von Netzanschlüssen (BraBeNa) bereits durch den BEE kommentiert und in der gesamten Branche durchaus positiv aufgenommen wurden. Die hier dargestellten Digitalisierungsmaßnahmen waren in früheren Entwürfen des Ministeriums ein Teil der „Digitalisierungswelle”, die nach Umsetzung große Potenziale für einen schnellen und effektiven Netzzugang von Anschlussbegehren bis zum Betrieb einer Anschlussanlage darstellen würden.\r\n\r\nIn dem nun vorgelegten Entwurf soll mit der Verpflichtung zur Schaffung einer gemeinsamen und bundesweit einheitlichen, zentralen Internetplattform für den Datenaustausch bei der Abwicklung des Netzzugangs der erste Umsetzungsschritt erfolgen. Der BEE befürwortet die Wiederaufnahme dieses für den Netzanschluss wichtigen Instruments, verweist jedoch auf die bereits vollständig ausgearbeiteten Kriterien für eine wesentliche Beschleunigung des NaV, die im nun vorgelegten Referentenentwurf außer Acht gelassen wurden (vgl. § 17c EnWG [RefE Okt. 2024]).\r\n\r\nZu Abs. 1 und 2:\r\n\r\nDer BEE begrüßt die Initiative des BMWE, den im BraBeNa diskutierten Vorschlag, die zentrale digitale Plattform für die Abwicklung des NaV nun rasch gesetzlich zu verankern. Kritisch zu bewerten ist sowohl, dass der Wirkungsbeginn von 2 Jahren nach Inkrafttreten des Gesetzes verzögert ausfällt, als auch, dass für die Netzbetreiber wichtige Umsetzungshilfen wie die Implementierung einer standardisierten Schnittstelle (API) zum Abrufen aller relevanten Informationen nicht explizit im Gesetzentwurf angesprochen werden. Eine solche Schnittstelle ist für die sinnvolle digitale Bearbeitung des NaV zwingend notwendig und muss insbesondere die Einbindung in Projektmanagement-Tools erlauben.[2] Ebenfalls wäre eine Ausweisung des Anwendungsbereichs auf spezifische Netznutzer bzw. „die Konkretisierung berechtigter Nutzergruppen” wie bspw. Anlagen gemäß § 8 Abs. 1 Satz 3 EEG, vgl. § 17c EnWG [RefE Okt. 2024], zu begrüßen.\r\n\r\nZu Abs. 3:\r\n\r\nDie Beauftragung der BNetzA zur Festlegung bzw. Ausarbeitung der weiteren Anwendungsfälle ist sicher sachgemäß, wirkt aber zu diesem Zeitpunkt überraschend. Nach Auffassung der Erneuerbaren-Branche sollte Standardisierung vor Automatisierung behandelt werden, da sich bereits durch eine Vereinheitlichung der bestehenden Prozesse eine hohe Zeitersparnis erzielen lässt. Bei einer Ausgestaltung der Anwendungsfälle für die zentrale Plattform durch die BNetzA ist es zwingend notwendig, die Branche – insbesondere die projektierenden Unternehmen – umfassend einzubinden, um eine umsetzbare Implementierung zu gewährleisten.\r\n\r\nDer BEE begrüßt die Einrichtung einer bundesweit einheitlichen, zentralen Internetplattform grundsätzlich und weist gleichzeitig darauf hin, dass wesentliche Vereinfachungen und eine Beschleunigung beim Netzanschluss und im NaV nur durch eine echte Reform der Prozesse zu erreichen sind. Dafür braucht es im Vorfeld vor allem Vereinheitlichung und Entschlackung. Eine digitale Plattform, die über 800 verschiedene Bearbeitungsvarianten des NaV vereinen muss, ist nur geringfügig hilfreich, weswegen der Appell zur Standardisierung vor der Automatisierung so entscheidend ist.\r\n\r\n1.7 Veröffentlichungspflichten für Netzbetreiber – § 23c Abs. 2a – neu EnWG\r\nDie in § 23c EnWG vorgesehene Verpflichtung der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) zur stündlichen Veröffentlichung von Daten zum Anteil Erneuerbarer Energien im Netz sowie zu den durchschnittlichen Treibhausgasemissionen ist grundsätzlich zu begrüßen. Transparenz und Datenverfügbarkeit sind wichtige Bausteine für die Akzeptanz der Energiewende, die Steuerung von klimarelevanten Emissionen im Energiesektor sowie der Energieforschung.\r\n\r\nDer BEE weist jedoch ausdrücklich darauf hin, dass die ÜNB bei der Veröffentlichung der entstandenen Treibhausgasemissionen die Bioenergie mit Null-Emissionen ansetzen müssen. Diese Regelung trägt dem Umstand Rechnung, dass bei Biomasse das während des Wachstums gebundene CO₂ in etwa dem bei der Nutzung freigesetzten CO₂ entspricht und somit kein zusätzlicher Netto-Treibhausgasausstoß erfolgt.\r\n\r\n1.8 Lastvariable, tageszeitabhängige oder dynamische und sonstige Stromtarife sowie Festpreisverträge – § 41a EnWG\r\nDer BEE bewertet den Entwurf für lastvariable, tageszeitabhängige oder dynamische und sonstige Stromtarife sowie Festpreisverträge grundsätzlich positiv – die Informationspflicht entspricht im Wesentlichen der aktuellen Gesetzeslage. Als Neuerung wird lediglich die Aufklärung über Risiken auf Festpreistarife neben den dynamischen Tarifen ausgeweitet.\r\n\r\nVerbesserungswürdig ist die Ausnahmeregelung für Lieferanten, deren Portfolio ausschließlich aus dynamischen Tarifen besteht. Nach aktueller Rechtslage sind alle EVUs mit mehr als 100.000 Kund*innen verpflichtet, künftig einen dynamischen Tarif anzubieten. Dies betrifft heute bereits nahezu alle größeren Versorger. Vor diesem Hintergrund ist es für den BEE nicht nachvollziehbar, warum ausgerechnet diejenigen Anbieter ausgenommen werden sollten, die ausschließlich dynamische Tarife im Portfolio haben, also nicht auch klassische Festpreisprodukte anbieten. Gerade weil der Gesetzentwurf darauf abzielt, Verbraucher*innen vor potenziellen Risiken durch dynamische Tarife zu schützen, wäre es nur konsistent, alle Anbieter dynamischer Tarife einzubeziehen – unabhängig davon, ob es sich um Monoproduktanbieter handelt oder nicht.\r\n\r\n1.9 Gemeinsame Nutzung elektrischer Energie aus Anlagen zur Erzeugung von Elektrizität aus Erneuerbaren Energien (Energy Sharing) – § 42c EnWG\r\nWir begrüßen die Umsetzung der europäischen Vorgabe zur Förderung des Energy Sharing ausdrücklich. Die Einführung einer solchen Regelung mit richtiger Ausgestaltung stellt einen wichtigen Schritt in Richtung einer dezentralen und nachhaltigen Energieversorgung dar, die es vielfältigen Akteuren ermöglicht, aktiv am Energiemarkt teilzunehmen. Das Recht auf Energy Sharing wird im Artikel 15a der dazugehörigen EU-Richtlinie klar definiert und mit den entsprechenden Rechten und Pflichten versehen. Dies schafft Transparenz und Rechtssicherheit für alle Beteiligten.\r\n\r\nDer vorliegende Gesetzesentwurf bildet eine Grundlage für die Umsetzung des Energy Sharing in den Mitgliedstaaten. Wie es die Gesetzesbegründung bereits ausführt, bleiben jedoch mehrere wichtige Punkte ungeklärt, weshalb die Anwendbarkeit und somit der Nutzen von Energy Sharing begrenzt bleiben. Besonders kritisch ist, dass die Windenergiebranche aufgrund der gegenwärtigen Ausgestaltung in ihren Partizipationsmöglichkeiten stark begrenzt ist und nur unter erschwerten Bedingungen oder gar nicht an Energy Sharing teilnehmen kann. Aus Sicht des BEE ist es daher trotz der positiven Ansätze im Gesetzentwurf unerlässlich, eine angemessene Berücksichtigung aller relevanten Akteure sicherzustellen und gleichzeitig offene Fragen zu klären.\r\n\r\nDie zentrale Idee besteht darin, dass berechtigte Letztverbraucher anderen Letztverbrauchern (sogenannte „mitnutzende Letztverbraucher“) EE-Strom zur Verfügung stellen können. Letztverbraucher in diesem Kontext sind Haushalte, KMUs, öffentliche Einrichtungen sowie andere Endkundenkategorien. Große Unternehmen und Akteure, deren Haupttätigkeit in der Stromerzeugung liegt, sind von der Regelung ausgeschlossen. Verlangt werden u. a. eine viertelstundengenaue Messung und die Belieferung anhand eines festgelegten Schlüssels.\r\n\r\nDas vorgeschlagene Modell orientiert sich stark am Konzept der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung, wobei auch hier keine Vollversorgung der Letztverbraucher erforderlich ist. Der wesentliche Unterschied zur gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung liegt darin, dass der Strom hier über das Netz geliefert wird. Dies führt zu einer höheren Komplexität, da zusätzliche Verpflichtungen wie die Bilanzierung der eingespeisten und verbrauchten Energiemengen sowie die Zahlung von Steuern, Abgaben, Umlagen und Netzentgelten für den verbrauchten Strom hinzukommen. In der ersten Phase ist das Modell auf Lieferungen innerhalb eines Verteilnetzes beschränkt, in einer zweiten Phase soll es auch auf benachbarte Bilanzierungsgebiete ausgedehnt werden. Unter bestimmten Voraussetzungen können Teilnehmende zudem von den verbraucherschützenden Pflichten eines Stromlieferanten befreit werden, wie in § 42c Abs. 7 EnWG des Gesetzentwurfs vorgesehen.\r\n\r\nKonkret schlagen wir folgende Anpassungen vor:\r\n\r\nZu Abs. 1:\r\n\r\nSatz 6 legt fest, dass an jeder belieferten Verbrauchsstelle eine viertelstündliche registrierte Leistungsmessung (RLM) erfolgen muss. Dies würde bei pauschaler Handhabung die Kosten für den Messstellenbetrieb deutlich erhöhen und ist aus Umsetzungssicht nicht notwendig – eine einfache viertelstündliche Messung mit intelligenten Messsystemen wäre in den meisten Fällen ausreichend. Der BEE empfiehlt daher, wo möglich, eine entsprechende Anpassung:\r\n\r\n„der Strombezug wird an jeder belieferten Verbrauchsstelle entweder mit einer viertelstündlichen registrierenden Leistungsmessung oder, wenn möglich, mit einem intelligenten Messsystem erfasst…“\r\n\r\nZu Abs. 4:\r\n\r\nDerzeit sieht der Gesetzentwurf vor, dass die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen eine gemeinsame Nutzung von Energie nach Absatz 1 ab dem 1. Juni 2026 innerhalb des Bilanzierungsgebiets und ab dem 1. Juni 2028 zusätzlich in dem Bilanzierungsgebiet eines direkt angrenzenden Netzbetreibers derselben Regelzone ermöglichen.\r\n\r\nStatt einer so eng gefassten Definition schlägt der BEE einen Radius um die Erzeugungsanlage mit noch zu definierender Länge für eine gemeinsame Nutzung von Energie vor, anstatt Bilanzierungsgebiete von Elektrizitätsverteilernetzbetreibern zu definieren. Hierzu sei verwiesen auf die Stellungnahmen des Bundesverbands Windenergie e.V. (BWE) und des Bundesverbands Solarwirtschaft e.V. (BSW Solar). Die Notwendigkeit zur Anpassung des Gesetzentwurfs erschließt sich aus den nachfolgenden Gründen:\r\n\r\nNetzgebietsgröße\r\n\r\nWährend einige Netzgebiete nur eine Fläche in der Größe eines Dorfes oder einer kleineren Stadt haben, besitzen andere teilweise circa 10 Prozent der Fläche der gesamten Bundesrepublik. Demnach würde sich eine starke Ungleichbehandlung für Personen in kleineren Netzgebieten ergeben, was der Akzeptanz schaden würde.\r\n\r\nNetzgebietsränder\r\n\r\nAn den Rändern der Netzgebiete würde sich ebenfalls ein Akzeptanzproblem ergeben. Da mitunter nur wenige hundert Meter entscheiden könnten, ob Erneuerbare Anlagen mitnutzbar sind, wäre Energy Sharing z. T. selbst an Orten, an denen die Anlagen sichtbar sind (z. B. 5 bis 20 km Entfernung), nicht möglich.\r\n\r\nEinschränkung nur „eigenes Netzgebiet und angrenzendes Netzgebiet“\r\n\r\nIn Regionen mit vielen kleinen Bilanzierungsgebieten ist die Eingrenzung des Energy Sharing auf das eigene und angrenzende Netzgebiet praktisch kaum umsetzbar. Aufgrund des fehlenden Portfolioeffektes in der Ebene und der Anzahl der beteiligten Projekte und Letztverbraucher würden deutlich höhere Kosten entstehen. Ein Radius von 50 Kilometern würde hingegen eine flexiblere und effektivere Nutzung der vorhandenen Ressourcen ermöglichen und zudem Transparenz und Diskriminierungsfreiheit sicherstellen – insbesondere in ländlichen Regionen.\r\n\r\nZudem bleibt die genaue Definition der Bezeichnung „direkt angrenzend“ unter Punkt unklar. Es ist bspw. nicht erkenntlich, ob sich dies auf eine räumliche direkte Anbindung (horizontale Verbindung) oder über eine spannungstechnische Verbindung (vertikale Verbindung) bezieht.\r\n\r\nEin räumliches physisches Gebiet kann von mehreren Bilanzierungsgebieten unterschiedlicher Netzbetreiber bewirtschaftet und überlagert werden. Ein kleiner Netzbetreiber kann u. U. ein Niederspannungsnetz bewirtschaften, welches wiederum an der Mittelspannung über einen größeren Netzbetreiber mit einem eigenen Bilanzierungsgebiet angeschlossen ist. Dieser könnte wiederum über die Hochspannung mit einem Flächennetzbetreiber mit ebenfalls eigenem Bilanzierungsgebiet angeschlossen sein. So könnte der Fall auftreten, dass ein Letztverbraucher in der Niederspannung nicht den Strom eines Windparks auf Mittel- oder Hochspannung erhält, wenn die Mittel- bzw. die Hochspannung von anderen Netzbetreibern bewirtschaftet wird – unabhängig davon, ob der Windpark nur wenige Kilometer von seinem Haus entfernt steht oder deutlich weiter.\r\n\r\nWenn der „räumliche“ Bezug gemeint wäre, stellt sich die Frage, wie das Bilanzierungsgebiet des netzanschlussgebenden Netzbetreibers entsprechend in die anderen unterschiedlich ausgeprägten Bilanzierungsgebiete der höherspannigen Bilanzierungsgebiete anderer Netzgebiete integriert werden soll. Der Aufwand hierfür wäre vermutlich unangemessen hoch.\r\n\r\nLieferanten- und Informationspflichten\r\n\r\nFür ein stabiles Stromsystem ist es wichtig, dass zu jedem Zeitpunkt die Einspeisung der Ausspeisung aus dem Stromnetz entspricht. Hierfür ist definiert, dass dies vereinfacht in einem Viertelstundenzeitraum eingehalten werden muss. In dem nun vorliegenden Gesetzentwurf ist jedoch eine „Teilbelieferung“ vorgesehen, ohne dabei Lieferantenpflichten zu adressieren.\r\n\r\nEs bleibt offen, wie und wann der Reststromlieferant Informationen über die Einspeisung und Versorgung im Rahmen des Energy Sharing erhält, was zu erheblichen Risiken und somit höheren Kosten führt. Der BEE hat bereits mehrmals darauf hingewiesen, dass der Reststromlieferant den Lieferrahmen des Energy-Sharing-Lieferanten benötigt. Hier wäre z. B. eine Fahrplanübergabe denkbar, um die Reststromlieferung zu koordinieren und somit die eigene Viertelstundenbilanzierung zwischen Ein- und Ausspeisung anzupassen. Andernfalls könnten massive Bilanzierungsungleichgewichte entstehen, welche die Systemstabilität gefährden.\r\n\r\nGleiches gilt in diesem Zusammenhang für die fehlenden Informationspflichten zwischen dem Direktvermarkter der EE-Anlage und dem Energy-Sharing-Lieferanten. Letzterer zweigt einen Teil der Einspeisung zu seinem Endkunden ab, sodass die gemessene Einspeisung der EE-Anlage dem Direktvermarkter nicht vollständig für die Vermarktung zur Verfügung steht. Ohne dieses Wissen über Mindermengen ist es für den Direktvermarkter kaum möglich, Anpassungen an seiner Vermarktungsgröße vorzunehmen, was wiederum die gleiche Gefahr für die Systemstabilität darstellt wie im vorangegangenen Beispiel.\r\n\r\nEs ist nicht verständlich, weshalb im Gesetzentwurf vorgesehen ist, dass der Energy-Sharing-Lieferant Informationen über die Verfügbarkeit seiner Anlagen mit den Endkunden teilt, aber nicht mit dessen Reststromlieferanten. Damit verbleibt diese Information beim Endkunden, der sie nicht weitergeben muss und vermutlich auch nicht kann. Dadurch entstehen weitere Risiken für den Reststromlieferanten.\r\n\r\nDer BEE schlägt daher vor, die Information zu fehlenden Verfügbarkeiten der Energy-Sharing-Anlagen (und somit einen geänderten Fahrplan der Lieferung) entsprechend direkt an den Reststromlieferanten zu geben.\r\n\r\nAusschluss von Marktakteuren\r\n\r\nKritisch zu bewerten ist der Ausschluss von bestimmten Stakeholdern, da die infrage kommenden Anlagen „weder überwiegend der gewerblichen noch überwiegend der selbständigen beruflichen Tätigkeit des Betreibers“ dienen dürfen (vgl. Abs. 1 Nr. 5). Diese künstliche Einschränkung wäre zum Nachteil für mehrere Akteure, die sich bereits seit Langem für die Energiewende einsetzen. Zu nennen sind hier sowohl die Grünstromhändler mit eigenem Portfolio als auch größere Betreiber und Projektierer. Zudem werden bestimmte mittlere und größere Verbraucher von der Partizipation am Energy Sharing ausgeschlossen.\r\n\r\nDer BEE sieht es als ungerechtfertigt an, diese Marktakteure vom Energy Sharing auszulassen. Demnach sollte diese spezifische Einschränkung im Gesetzestext entfernt werden.\r\n\r\nDefinition des Aufteilungsschlüssels des ermittelten Anteils\r\n\r\nDer Gesetzentwurf gibt vor, dass der „Aufteilungsschlüssel“ beim Energy Sharing in einer Vereinbarung zwischen dem Energy-Sharing-Lieferanten und dem Energy-Sharing-Kunden enthalten sein muss, jedoch ohne diesen zu definieren. \r\n\r\nDen Aufteilungsschlüssel vorab festzulegen, bringt jedoch gleich mehrere Herausforderungen mit sich. Mit einem festen Schlüssel bliebe ungeklärt, was passiert, wenn der Endkunde diesen im definierten Zeitfenster nicht abnehmen kann. Zudem bräuchte es wiederholte Anpassungen des Aufteilungsschlüssels bei jedem Mal, wenn sich das Portfolio auf der Erzeugungs- oder Verbrauchsseite ändert oder erweitert wird.\r\n\r\nUnter der Annahme, dass mit dem Aufteilungsschlüssel kein fester Wert gemeint ist, sondern sich dieser stündlich aus dem Angebot und Verbrauch des Energy Sharing ergibt, wäre eine gesetzliche Vorgabe zum Aufteilungsschlüssel schlicht nicht notwendig und auch nicht zielführend. Der BEE bittet hier demnach um Klarstellung und ggf. Streichung der vorgesehenen Regelung.\r\n\r\nAbgabensituation bei Steuern, Umlagen usw.\r\n\r\nWie in Abs. 5 vorgeschlagen können Teile der Aufgaben (hier Erfassung und Weiterleitung von Steuern, Abgaben, Umlagen und Netzentgelten) auf Verlangen des Endkunden vom Reststromlieferanten übernommen werden. Dies entspräche einer Dienstleistung mit finanziellem Gegenwert, welcher seitens der Reststromlieferanten eingepreist werden würde. Damit einhergehend ergäben sich finanzpolitische Fragestellungen. Beispielsweise bliebe unklar, auf welcher Grundlage die Mehrwertsteuer zu erheben wäre. Ähnliche Unsicherheiten sind bereits zum Dienstleistungsentgelt bei direktvermarkteten erneuerbaren Anlagen in den Jahren 2012 und 2013 aufgetreten. Um solchen Schwierigkeiten und finanzpolitischen Unklarheiten mit dem neuen Gesetzentwurf zuvorzukommen, empfiehlt der BEE ein Einbeziehen des Bundesministeriums der Finanzen und eine entsprechende Anpassung.\r\n\r\nPositiv zu erwähnen ist die Reduktion der reinen Pflichten von § 5 und §§ 40 bis 42 EnWG für Kleinstprojekte im Energy Sharing, wie im Gesetzesentwurf unter Abs. 7 aufgenommen.\r\n\r\nDem Entwurf fehlen im Allgemeinen eine zentrale Anlaufstelle sowie die Bereitstellung von standardisierten Musterverträgen. Außerdem bleibt unklar, ob Energy Sharing wirtschaftlich tragfähig ist, da weder Netzentgeltreduzierungen noch finanzielle Anreize wie Prämien vorgesehen sind. Die Bundesnetzagentur und das Bundeswirtschaftsministerium sind nunmehr gefordert, durch untergesetzliche Regelungen einen niedrigschwelligen Zugang zum Energy Sharing zu ermöglichen.\r\n\r\n1.10 Übergangsregelung zur auslaufenden GasNZV – § 118 Nr. 4 – neu EnWG\r\nDie Einführung einer Übergangsregelung für die zum 31. Dezember 2025 auslaufende Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) ist sehr zu begrüßen. Bereits laufende Biomethanprojekte genießen damit Investitionsschutz.\r\n\r\nDies darf jedoch nicht darüber hinwegtäuschen, dass sich mit dem Auslaufen der GasNZV die Rahmenbedingungen für den Anschluss von Biomethananlagen radikal verschlechtern. Eine ersatzlose Streichung widerspräche damit zahlreichen politischen Vorgaben der EU. Herauszuheben sind hier die Biomethan-Ausbauziele im „RePowerEU“-Paket und die “Roadmap towards ending Russian energy imports” der EU-Kommission, die novellierte EU-Gasbinnenmarktrichtlinie (RL EU 2024/1789), die novellierte EU-Gasbinnenmarktverordnung (VO EU 2024/1789) sowie auf Bundeseben der Koalitionsvertrag der aktuellen Bundesregierung.\r\n\r\nDemnach sollte noch eine Nachfolgeregelung zur GasNZV ins EnWG eingefügt werden, die folgende Aspekte berücksichtigt:\r\n\r\nVorrangiger Gasnetzanschluss von Biogasanlagen\r\nBiogasanlagen müssen einen vorrangigen Anspruch auf die technische und wirtschaftliche Nutzung der Transport- und Verteilnetze inkl. Untergrundspeicher bekommen. Netzbetreiber müssen verpflichtet werden, die Transport- und Verteilnetze inkl. Untergrundspeicher ggf. entsprechend anzupassen.\r\n\r\nPrivilegierung von Biogasanlagen bei den Netzanschlusskosten\r\nDer überwiegende Teil der Netzanschlusskosten muss vom Netzbetreiber getragen werden. Dies gibt Netzbetreibern einen Anreiz für eine kosteneffiziente Durchführung des Anschlusses, berücksichtigt die spezielle finanzielle Situation kleinerer und mittlerer Unternehmen und beugt einer Verschlechterung der Wettbewerbsfähigkeit von Biomethan vor.\r\n\r\nErweiterung des Spielraums:\r\nAnlagen- und Netzbetreiber sollten die Möglichkeit erhalten, auf individueller vertraglicher Basis von den gesetzlichen Vorgaben abzuweichen. Eine größere Flexibilität bei der Vertragsgestaltung kann spezifischen Netzkonditionen vor Ort besser Rechnung tragen sowie betriebs- und volkswirtschaftliche Kosten senken.\r\n\r\nFür eine detaillierte Behandlung des Themas einer Nachfolgeregelung zur GasNZV wird auf die Stellungnahme vom Hauptstadtbüro Bioenergie (HBB) verwiesen.\r\n\r\n2. Zu Artikel 18 – Änderung des Messstellenbetriebsgesetzes\r\n2.1 Auswahlrecht des Anschlussnutzers – § 5 MsbG\r\nDie in Abs. 1 vorgeschlagene Einführung einer zweijährigen Haltefrist lehnt der BEE ab. Eine solche Frist würde das gesetzlich verbriefte Auswahlrecht der Anschlussnutzer unverhältnismäßig behindern bzw. für den genannten Zeitraum ganz aussetzen. Das widerspricht dem Gedanken, für einen schnelleren Rollout intelligenter Messsysteme den Wettbewerb an der Messstelle zu stärken. Für einen erfolgreichen und schnellen Rollout intelligenter Messsysteme braucht es attraktive, innovative Angebote und einen fairen Wettbewerb, der durch flexible Wechselmöglichkeiten sichergestellt wird. Das Auswahlrecht der Anschlussnutzer muss daher uneingeschränkt ab Ausstattung der Messstelle gelten.\r\n\r\nZudem braucht es eine Klarstellung von Sonderkündigungsrechten für zum Beispiel den Fall der weiteren Erhöhung von Preisobergrenzen oder anderen Anpassungen.\r\n\r\n2.2 Auswahlrecht des Anschlussnehmers; Folgen für das Auswahlrecht des Anschlussnutzers – § 6 MsbG\r\nUm das virtuelle Summenzählermodell im Rahmen von Mieterstromprojekten umsetzen zu können, wird nicht nur das intelligente Messsystem (iMSys) für PV-Anlagen benötigt, sondern alle Letztverbraucher in der Liegenschaft müssen mit intelligenten Messystemen ausgestattet werden. Diese sind jedoch im Vergleich zur PV-Anlage keine Pflichteinbaufälle nach dem Smart-Meter-Rollout. Um diese Einbaufälle dennoch mit verringertem bürokratischem Aufwand und kostengünstiger umsetzen zu können, schlagen wir folgende Anpassung vor:\r\n\r\nProblem\r\n\r\nBei der Ausstattung der Liegenschaft mit intelligenten Messsystemen muss sich der Anschlussnehmer bzw. der beauftragte Messstellenbetreiber nach § 6 Abs. 2 MsbG richten, falls in der Liegenschaft schon vereinzelt intelligente Messsysteme verbaut wurden. Dort wird geregelt, dass der Vertrag mit dem bisherigen Messstellenbetreiber einerseits mindestens seit fünf Jahren bzw. 50 % der Vertragslaufzeit laufen muss, damit keine Entschädigung für die Übernahme des Messstellebetriebs anfällt. Andererseits ist zu gewährleisten, dass der bisherige Messstellenbetreiber ein Gegenangebot für ein eigenes Bündelangebot zur Ausstattung mit intelligenten Messsystemen in der Liegenschaft unterbreiten kann. Hierfür wird dem betroffenen Messstellenbetreiber eine Frist von 6 Monaten gegeben. Zuzüglich der notwendigen Abfragen bei den Mietenden nach Nennung des bestehenden MSB, Nennung der Vertragslaufzeit, Nennung des Vertragsabschlusses und Feststellung, ob Zähler getauscht werden können (5 Jahre Betrieb bzw. 50 % Vertragslaufzeit) sind insgesamt bis zu 9 Monate zu erwarten, bis der Anschlussnehmer die Ausstattung der Liegenschaft mit iMSys beauftragen kann. Dies kann dazu führen, dass sich der Umsetzungszeitraum eines Mieterstromprojekts verdoppelt. Hierfür bedarf es einer deutlichen Beschleunigung des gesamten Prozesses.\r\n\r\nLösung\r\n\r\nDer § 6 Abs. 2 MsbG sollte gestrichen werden. Stattdessen braucht es eine Neuformulierung, die sich am Messstellenbetreiberrahmenvertrag des BDEW orientiert. In § 6 Abs. 1 MsbG ist festgehalten, dass die vorhandenen technischen Einrichtungen zum Kauf oder zur Nutzung angeboten werden sollten, sodass der zu beauftragende Messstellenbetreiber diese dann vom betroffenen Messstellenbetreiber übernehmen kann. Die Kosten hierfür richten sich im Falle des Kaufes nach dem Sachzeitwert. Im Falle der Nutzung wird höchstens dasjenige monatliche Entgelt aufgerufen, das der bisherige Messstellenbetreiber seinerseits bislang als Entgelt für die betreffende technische Einrichtung verlangt hat.\r\n\r\n2.3 Smart-Meter-Gateway-Administrator – § 25 MsbG\r\nIn § 25 Abs. 1 Satz 1 MsbG wird darauf verwiesen, dass der Smart-Meter-Gateway-Administrator einen zuverlässigen technischen Betrieb des iMSys, die Konfiguration von Smart-Meter-Gateways (SMGWs) und Steuerungseinrichtungen sowie diesbezügliche Zusatzleistungen gewährleisten und organisatorisch sicherstellen muss.\r\n\r\nIm Zuge der geplanten verpflichtenden Einführung von SMGWs sollte daher klar festgelegt werden, dass der jeweilige SMGW-Administrator bei Schadensfällen für die entstehenden Kosten verantwortlich ist. Insbesondere die Frage nach den Folgekosten bei Nichtverfügbarkeit des SMGW ist in diesem Zusammenhang relevant. Dieser Punkt kann nicht den Vertragsparteien zur Regelung durch Service Level Agreements (SLA) überlassen werden, da hier von beiden Parteien kein Einfluss auf die Funktionalität des SMGW genommen werden kann.\r\n\r\nAus Sicht des BEE ist zu befürchten, dass ohne eine solche Verantwortungszuweisung der Anlagenbetreiber die betrieblichen Risiken durch den vorgeschriebenen Einsatz des SMGW einseitig zu tragen hat. Der Verband empfiehlt deshalb, diese Verantwortungszuweisung im Hinblick auf Investitionssicherheit und Wirtschaftlichkeit insbesondere kleinerer Anlagen im Gesetzentwurf zu ergänzen.\r\n\r\n2.4 Ausstattung von Messstellen mit intelligenten Messsystemen, Steuerungseinrichtungen und modernen Messeinrichtungen – § 29 MsbG\r\nUm das virtuelle Summenzählermodell im Rahmen von Mieterstromprojekten umsetzen zu können, wird nicht nur das iMSys für die PV-Anlagen benötigt, sondern alle Letztverbraucher in der Liegenschaft müssen mit iMSys ausgestattet werden. Diese sind jedoch im Vergleich zur PV-Anlage keine Pflichteinbaufälle nach dem Smart-Meter-Rollout.\r\n\r\nDa bei einem Mieterstromprojekt nur die PV-Anlage im Rahmen des Smart-Meter-Rollouts unter den Pflichteinbauvorgaben fällt, aber wie beschrieben nicht die Letztverbraucher, fallen hier zusätzliche Kosten und Aufwände an, die sich aus den Preisobergrenzen des dann optionalen Einbaufalls ergeben und zusätzlich über den Kosten der Pflichteinbaufälle liegen. Außerdem ist dies mit zusätzlichen bürokratischen Aufwänden verbunden, für jeden Letztverbraucher die Ausstattung zu bestellen. Dies ist insbesondere deshalb nur schwer begründbar, da der grundzuständige Messstellenbetreiber so oder so aufgrund der PV-Anlagen ein intelligentes Messsystem verbauen muss.\r\n\r\nUm diese Einbaufälle dennoch mit verringertem bürokratischem Aufwand und kostengünstiger umsetzen zu können, schlägt der BEE vor, dass nicht nur die PV-Anlage einer Mieterstromanlage bzw. einer gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung von dem Pflichteinbaufall umfasst werden sollte. Stattdessen sind alle Letztverbraucher in der Liegenschaft bzw. im Gebäude einzubeziehen. Somit könnte der grundzuständige Messstellenbetreiber, der ohnehin den Einbau des iMSys für die PV-Anlage übernehmen muss, die komplette Ausstattung übernehmen. Im Gesetzentwurf müsste dafür der folgende Teil neu hinzugefügt werden:\r\n\r\n§ 29 Abs. 1. S. 3. MsbG (NEU)\r\n\r\n„3. mit intelligenten Messsystemen bei Letztverbrauchern in Gebäuden, die eine Belieferung mit Mieterstrom nach § 42a EnWG und virtuellem Summenzähler bzw. eine Belieferung im Rahmen der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung nach § 42b EnWG erhalten.“\r\n\r\n2.5 Informationspflichten des grundzuständigen Messstellenbetreibers – § 37 MsbG\r\nIn § 37 Abs. 2 MsbG wird die Informationspflicht des grundzuständigen Messstellenbetreibers zur Möglichkeit der freien Wahl eines Messstellenbetreibers auf sechs Wochen verkürzt. Gleiches gilt für die Möglichkeit, auf die Mindestvertragslaufzeit von zwei Jahren ab der Ausstattung der Messstelle mit einem iMSys oder mit einem iMSys und einer Steuerungseinrichtung hinzuweisen. Diese Frist hält der BEE in beiden Fällen für zu kurz.\r\n\r\nFür die Beauftragung eines alternativen Messstellenbetreibers oder für den Fall, dass der Messstellenbetrieb durch den Anlagenbetreiber selbst erfolgt, würde eine deutlich längere Vorlaufzeit benötigt. Eine Frist von drei Monaten entspricht den sonst üblichen Bearbeitungszeiten, die für Marktpartner als Standard gelten. Für die erforderliche Kundenkommunikation und Vorbereitungen wäre eine Vorlaufzeit von sechs Wochen auch für den Lieferanten zu kurz bemessen. Der BEE plädiert daher für eine Beibehaltung der bisher gültigen Frist von drei Monaten.\r\n\r\n2.6 Festlegungen der Bundesnetzagentur – § 47 MsbG\r\nMit dem neu formulierten § 47 MsbG verlagert sich die Festlegungskompetenz vom zuständigen Ministerium – bisher verordnungsermächtigt nach § 95 Abs. 2a EEG – zur Bundesnetzagentur, die dann im Einvernehmen mit dem Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) weitreichende Eingriffe in den Anlagenbetrieb festlegen kann.\r\n\r\nOhne klar definierte inhaltliche Leitplanken drohen in diesem Zusammenhang Regelungen, die nachträglich den Umfang energiewirtschaftlich relevanter Mess- und Steuerungsvorgänge verändern können. Dies schafft Unsicherheit für alle Marktakteure und kann dringend notwendige private Investitionen in moderne, flexible Energieanwendungen ausbremsen. In der Praxis könnte dies dazu führen, dass alle Kommunikationsprozesse verpflichtend über das SMGW laufen müssen. Damit würden bestehende sowie künftige innovative Anwendungen – etwa dezentrale Energiemanagementlösungen oder nutzerfreundliche Geräte-Apps – an einer technischen Engstelle ausgebremst. Die SMGW-Performanz  ist einfach nicht ausreichend, um moderne Anforderungen über diesen Kommunikationspfad erfüllen zu können. Außerdem könnten z. B. netzorientierte Batterieeinsätze oder virtuelle Kraftwerke betroffen sein, wodurch deren systemdienliche Eigenschaften eingeschränkt würden. Ermessensvorschläge des BSI oder ein pflichtgemäßes Ermessen der BNetzA stellen keine ausreichend präzisen Kriterien dar, um entsprechende Risiken aus Sicht der Marktakteure abschätzen zu können. Die geforderte Einvernehmlichkeit beider Akteure bildet dabei eine zusätzliche Unsicherheit.\r\n\r\nNeben der Verlagerung der Festlegungskompetenz weg vom BMWE und hin zur BNetzA verändert sich auch der Umfang der Festlegungskompetenz. Im Absatz 3 werden die Befugnisse über die Festlegung energiewirtschaftlich relevanter Daten hinaus ausgedehnt auf den Schutz vor einem Datenabfluss sowie einer Fremdkontrolle durch unbefugte Dritte.\r\n\r\nSolche weitreichenden Eingriffsbefugnisse sollten nicht allein Behörden überlassen werden, sondern wie bisher unter Einbeziehen des Bundestages in der Verantwortung des BMWE verbleiben, denn ein derart schwerwiegender Eingriff in die Grundrechte von Betreibern und Herstellern bedarf eines Parlamentsbeschlusses. Der BEE empfiehlt daher, dass die Eingriffe wie bisher im § 95 Abs. 2a EEG durch eine Verordnung des BMWE erfolgen sollten.\r\n\r\n2.7 Verbrauchsinformationen für den Anschlussnutzer bei intelligenten Messsystemen und modernen Messeinrichtungen – § 61 MsbG\r\nDie Visualisierung von Verbrauchsdaten ist eine sinnvolle Ergänzung und wird ausdrücklich befürwortet. Um Missverständnisse zu vermeiden, sind jedoch in zwei Fällen Konkretisierungen notwendig.\r\n\r\nBei einer Veröffentlichung durch den Messstellenbetreiber (MSB) selbst sollte die Datenfreigabe im Auftrag des Kunden oder Lieferanten erfolgen.\r\n\r\nDarüber hinaus sollte klargestellt werden, dass der Lieferant gegenüber dem MSB ein Anrecht auf die kostenfreie Bereitstellung der 15-Minuten-Werte über eine standardisierte Schnittstelle hat. Für den Lieferanten sollte die Veröffentlichung der Werte jedoch auf Freiwilligkeit beruhen und nicht verpflichtend sein.\r\n\r\n3. Zu Artikel 24 – Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes\r\n3.1 Ausführung und Nutzung des Anschlusses – § 10 EEG\r\nGrundsätzlich ist die bundesweite Anerkennung von Installateuren in § 13 Abs. 2 Satz 4 Niederspannungsanschlussverordnung (NAV) geregelt. Dennoch scheint die Umsetzung in der Praxis schwierig, da es für Installateure bisher nicht ausreichend ist, in einem Installateursverzeichnis eines Netzbetreibers eingetragen zu sein. Vielmehr müssen Installateure mit Arbeitsaufträgen in mehreren Netzgebieten verschiedener Netzbetreiber in jedem Installateursverzeichnis des jeweiligen Netzbetreibers hinterlegt sein. Dies liegt vor allem daran, dass es kein geeignetes Nachweisverfahren für eine Anerkennung bei anderen Netzbetreibern gibt.\r\n\r\nDaher bewertet der BEE die Aufnahme der bundesweiten Anerkennung bzw. Identifikation von Installateuren im BraBeNa äußerst positiv. Die Arbeitsergebnisse des Dialogs und damit die Lösung für das derzeit bestehende Problem müssten nun auch im Gesetzentwurf aufgenommen werden.\r\n\r\nDie Klarstellung der Anwendung der NAV in § 10 Abs. 1 EEG ist begrüßenswert. Jedoch wird durch diesen Verweis die Identifikation der Installateure aus fremden Netzgebieten nicht adressiert und beherbergt weiterhin das benannte Problem – Installateure müssen sich in jedem Netzgebiet eintragen lassen.  Der BEE empfiehlt daher die schnelle und praxistaugliche Einführung eines niedrigschwelligen Identifikationsprozesses.\r\n\r\n4. Ergänzende Maßnahmen\r\n4.1 Beihilferechtliche Genehmigung des Solarpaket I ermöglichen\r\nDie fehlende beihilferechtliche Genehmigung des Solarpakets I verhindert den Markthochlauf innovativer Technologien wie Agri-PV-Anlagen, blockiert wichtige Marktimpulse für das Gewerbedachsegment und führt zu Planungsunsicherheiten, insbesondere beim Repowering von Dachanlagen. Darüber hinaus ist auch die Flexibilisierung der Batteriespeicher aus dem Stromspitzengesetz (Pauschaloption), die zur Glättung der PV-Spitzen dringend nötig ist, von der beihilferechtlichen Genehmigung abhängig.\r\n\r\nNach dem Beschluss des Solarpakets I im Jahr 2024 sind zahlreiche Unternehmen in Erwartung einer schnellen, beihilferechtlichen Genehmigung in Vorleistung bei der Planung neuer Anlagen gegangen. Die seit mehr als einem Jahr anhaltende Verzögerung der Anwendbarkeit der im Bundestag beschlossenen Maßnahmen verursacht damit hohe betriebswirtschaftliche Verluste durch nicht realisierte oder nicht in Betrieb genommene Anlagen. Dies senkt wiederum die Akzeptanz der Energiewende und das Vertrauen in die Gesetzgebung, z. B. bei der Realisierung kleiner hofnaher Agri-PV-Anlagen in der Landwirtschaft.\r\n\r\nDer von der EU-Kommission geforderte Abschöpfungsmechanismus sollte zügig und minimalinvasiv (produktionsabhängig) sowie in Vereinbarkeit mit den ab 2027 geltenden Vorgaben der EU-Strommarktrichtlinie in Form eines klassischen zweiseitigen Contract for Difference (CfD) mit Marktwertkorridor in den PV-Ausschreibungen umgesetzt werden.\r\n\r\nEs wird auf das Positionspapier des Bundesverbands Solarwirtschaft (BSW Solar) verwiesen.\r\n\r\n4.2 Beihilferechtliche Genehmigung des Biomassepakets ermöglichen und um ein Biomassepaket 2.0 ergänzen\r\nDie vergangene Bundesregierung hat ein Biomassepaket auf den Weg gebracht, das im Januar von Bundestag und Bundesrat parteiübergreifend beschlossen wurde. Es hat Biogasanlagen klar die Rolle eines flexiblen Strom- und Wärmeerzeugers zugewiesen. Mit der im Biomassepaket beschlossenen Anhebung der Ausschreibungsvolumina und des Flexibilitätszuschlags wurden wesentliche Meilensteine für die Flexibilisierung des Anlagenbestands vorgenommen. Zudem wurde die dramatische Situation vieler Bestandsanlagen adressiert, deren EEG-Vergütung jetzt ausläuft, die aber noch keinen Zuschlag für die Anschlussvergütung haben.\r\n\r\nLeider wurde das Biomassepaket immer noch nicht von der EU-Kommission genehmigt. Die Bundesregierung muss sich dringend für eine schnellstmögliche Genehmigung einsetzen, damit das erhöhte Ausschreibungsvolumen und der Flexibilitätszuschlag zeitnah Anwendung finden können.\r\n\r\nDarüber hinaus schöpft das Biomassepaket das volkswirtschaftliche Potenzial biogener KWK-Anlagen nicht vollständig aus und sollte deshalb so schnell wie möglich um ein Biomassepaket 2.0 ergänzt werden. Für eine umfassende Darstellung dieser und weiterer Vorschläge zur Änderung des EEG wird auf das entsprechende Positionspapier der Bioenergieverbände verwiesen.\r\n\r\nAufgreifen der Instrumente des Branchendialogs\r\nFür die Dekarbonisierung des Energiesektors zur Erreichung der nationalen Klimaziele ist ein weiteres Voranschreiten des EE-Ausbaus zwingend notwendig. Verzögerungen oder Rechtsunsicherheiten gilt es dabei zu vermeiden. Insbesondere beim NaV besteht in der Praxis immer wieder Dissens durch unterschiedliche Auslegung von gesetzlichen Vorgaben. Uneinheitliche Anforderungen an Anschlussnehmer und eine Fülle verschiedenster Prozesse im NaV selbst stellen alle Beteiligte – Netzbetreiber wie Anschlusspetenten – vor Herausforderungen und führen zu langwierigen Verzögerungen, die sich i. d. R. in zusätzlichen finanziellen Belastungen ausdrücken.\r\n\r\nAus den vorangegangenen Gründen verwundert es, dass relevante Punkte eines vorangegangenen Branchendialogs, an dem Verbände der Netzbetreiber und Erzeuger gemeinsam beteiligt waren, im aktuellen Gesetzgebungsverfahren nicht aufgegriffen werden. Die Branche hat in den vergangenen Jahren in Zusammenarbeit mit dem Wirtschaftsministerium dringend benötigte Instrumente zur Vereinfachung, Vereinheitlichung und Digitalisierung von Netzanschlüssen ausgearbeitet und Lösungsansätze abgeleitet. Die daraus resultierenden Umstellungen in den jeweiligen Gesetzen konnten bisher nicht umgesetzt werden und fehlen nun auch im Entwurf des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie. Während in einigen Vorschlägen des aktuellen Entwurfs Wortlaute aus der Drucksache 20/14199 vom 13. Dezember 2024 übernommen wurden, fehlen die schon fertigen Textpassagen zur Verbesserung der Bedingungen beim Netzanschluss für Netzbetreiber und Anschlusspetenten fast vollständig. Daher empfiehlt der BEE die Berücksichtigung der aus der Branche gemachten Fortschritte im NaV aus Drucksache 20/14199 in den Punkten:\r\n\r\nNetztransparenz durch unverbindliche Netzanschlussauskunft erhöhen (§ 17b EnWG-E):\r\nDie Regelungen im Gesetzentwurf stellen ein wichtiges und notwendiges Mittel zur Verfügung, um sich vor dem Stellen eines Netzanschlussbegehrens zu informieren und somit gezielte Anschlussbegehren stellen zu können. Die Regelungen sollten allerdings die gestrichene Kostenschätzung der Netzanbindung wieder aufnehmen, die einen entscheidenden Mehrwert durch mehr Transparenz über die Wirtschaftlichkeit unterschiedlicher Projektvarianten bedeuten würde. Zudem sollte die Regelung um die Hochspannung sowie die Umspannebenen von Hochspannung zu Höchstspannung erweitert werden, da Anschlussbegehren immer häufiger an die Hochspannung verwiesen werden.\r\n\r\nReservierungsmöglichkeit für Netzkapazitäten schaffen (§ 8e EEG-E):\r\nDie geplante Regelung schafft Planungs- und Investitionssicherheit für Projektierer und vereinheitlicht die bereits bestehenden Reservierungsmechanismen einiger Netzbetreiber.\r\n\r\nNetzanschlussbegehren digitalisieren (§ 14e Abs. 2 und Abs. 2a EnWG-E, § 17c EnWG-E):\r\nDie Regelung trägt zur Vereinfachung, Standardisierung und Digitalisierung des bisherigen Wildwuchses an unterschiedlichen Netzanschlussprozessen (per Hand/Post, Mail, Online-Portale etc.) bei.\r\n\r\nFristen im Netzanschlussprozess universell gestalten (§ 17a EnWG-E):\r\nDie universelle Gestaltung von Fristen beim Netzanschlussprozess ist zu begrüßen und umzusetzen. In einem weiteren Schritt muss ein Instrument zur Überprüfung der Einhaltung von Fristen implementiert werden.\r\n\r\nVorgaben zu flexiblen Netzanschlussverträgen konkretisieren (§ 8 Abs. 2 EEG, § 8a EEG und § 17 Abs. 2b EnWG):\r\nAnlagenbetreiber brauchen das Recht auf einen flexiblen Netzanschlussvertrag, sodass Anschlusspetenten die Möglichkeit bekommen, mit innovativen Konzepten oder Überbauungskonzepten ins Netzanschlussbegehren zu gehen.\r\n\r\nDiese Regelungen sollten schnellstmöglich umgesetzt werden, um die anderweitig benötigten Personalkapazitäten der Netzbetreiber zu entlasten. Zudem geht die Branche mit Vorschlägen zur Umsetzung aktiv in Vorarbeit. So sind zum Beispiel die Handlungsempfehlungen des BEE zur Ausgestaltung einheitlicher Reservierungsmechanismen zu beachten, welche bereits mit der Branche konsultierte erzeugerspezifische, einheitliche Reservierungsschritte und -fristen definieren.\r\n\r\n \r\n\r\n[1] vgl. Kapitel 1.4 Planung und besondere Bedeutung des Verteilernetzausbaus; Festlegungskompetenz; Verordnungsermächtigung - § 14d EnWG.\r\n\r\n[2] vgl. BEE-Stellungnahme zum Konzeptpapier des BMWE zur Standardisierung und Digitalisierung des Netzanschlussverfahrens."},"recipientGroups":[{"recipients":{"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":"2025-07-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0018523","regulatoryProjectTitle":"Ausgestaltung des Entwurfes des Geothermie-Beschleunigungsgesetzes (GeoBG)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/72/ec/589635/Stellungnahme-Gutachten-SG2507230016.pdf","pdfPageCount":11,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Das Wichtigste in Kürze\r\nDer Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. begrüßt den vorliegenden Gesetzesentwurf sehr, denn er zielt darauf ab, den Aufbau dringend benötigter Infrastruktur für Geothermie, Wärmepumpen und Wärmespeicher zu beschleunigen\r\nDie Festlegung dieser Infrastruktur als überragendes öffentliches Interesse trifft bei uns auf große Zustimmung und schließt eine gesetzliche Lücke.\r\n\r\nGesetz auf alle technischen Varianten der Quellenerschließung von Wärmepumpen ausweiten\r\nSowohl im GeoBG (§ 1, § 2, § 3) als auch in der vorgesehenen Änderung des Wasserhaushaltsgesetzes (Art. 3 Nr. 1) werden Begriffe nicht weit genug gefasst, um dem Zweck des Entwurfs zu entsprechen, den Ausbau von (Groß-)wärmepumpen in verschiedenen technischen Ausprägungen zu entbürokratisieren. Zuvorderst betrifft das die Formulierung von § 2 GeoBG, welche Nebenanlagen und Bohrungen unter den Anwendungsbereichen der anschließend aufgezählten Anlagen fasst, aber nicht weit genug greift, um alle Arten von Quellenanlagen umfassend abzudecken.\r\n\r\nGesetz auf gesamten Prozess der Erdwärmegewinnung ausweiten\r\nDie Erleichterungen des GeoBG sollten auch für Explorations- und Aufsuchungsmaßnahmen sowie für Anlagen zur Nutzbarmachung von Erdwärme (Wärmetauscher, Vorrichtungen zur Einspeisung in das Wärmenetz, ORC-Anlagen zur Umwandlung in elektrischen Strom) gelten.\r\n\r\nErgänzung um weitere wichtige Optionen zur Dekarbonisierung der Wärmeversorgung wie die Flusswärme (Aquathermie) und kalte Nahwärme\r\nDie Nutzung der Flusswärme unserer Fließgewässer birgt signifikante Potenziale und einen enormen Hebel für das Gelingen der Wärmewende mit Erneuerbaren Energien in Deutschland. Diese wichtige Technologie wird in dem Gesetzesentwurf derzeit jedoch noch nicht ausreichend adressiert.\r\n\r\n1 Vorbemerkungen\r\nDer Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. bedankt sich für die Möglichkeit einer Stellungnahme und begrüßt den vorliegenden Gesetzesentwurf sehr, dessen Ziel es ist, den Aufbau dringend benötigter Infrastruktur für Geothermie, Wärmepumpen und Wärmespeicher zu beschleunigen. Die Festlegung dieser Infrastruktur als überragendes öffentliches Interesse trifft bei uns auf große Zustimmung und schließt eine gesetzliche Lücke.\r\n\r\nDie Erschließung von Geothermie und weiteren Wärmequellen haben derzeit aufgrund teils komplexer Genehmigungsverfahren je nach Umfang einen Umsetzungszeitraum von mehreren Jahren, der durch eine Verfahrensvereinfachung stark verkürzt werden kann. Die im Entwurf vorgesehenen Fristsetzungen für Behörden werden einen wichtigen Beitrag hierzu leisten.\r\n\r\nBesonders für den Bereich der Geothermie stellt der Gesetzesentwurf einen Meilenstein dar, da diese Technologie mit enormem Potenzial zur Defossilisierung der Wärme- und Kältebereitstellung bisher nicht die notwendige politische Aufmerksamkeit erhalten hat.\r\n\r\nDennoch gibt es in dem Entwurf noch ein gewisses Ausbaupotenzial, um die Chance, die das GeoBG für die Beschleunigung der Wärmewende darstellt, umfassend zu nutzen. So betrachtet der Gesetzentwurf den Bürokratieabbau für den Wärmepumpenausbau vor Allem mit Blick auf oberflächennahe Geothermie und benachteiligt damit weitere technische Varianten der Wärmequellenerschließung. Zwar werden Wärmespeicher im Gesetzestitel benannt, sie werden jedoch im GeoBG zu wenig berücksichtigt, ebenso wie die Aquathermie als Technologie zur Nutzung der Wärmepotenziale unserer Fließgewässer.\r\n\r\nZusätzliche bürokratische Hürden bestehen bei weiteren Technologien der Wärme aus Erneuerbaren Energien, die in diesem Sinne adressiert werden sollten. Detaillierte Ausführungen dieser Ergänzungsvorschläge finden Sie unter “Weitere Maßnahmen für die Beschleunigung der Wärmewende”. Bitte zögern Sie nicht, uns mit Rückfragen zu kontaktieren.\r\n\r\n2 Änderungsvorschläge im Detail\r\n2.1 Zweck und Ziel des Gesetzes um Quellenanlagen erweitern\r\nDas Gesetz dient bereits der Erschließung von Quellen im Bereich der Tiefengeothermie, der oberflächennahen Geothermie und der Oberflächengewässer. Zweck und Ziel des Gesetzes sollten daher die Quellenerschließung ausdrücklich benennen. Diese explizite Nennung ist entscheidend, denn häufig geht von diesen Nebenanlagen eine Umweltwirkung aus (Geräusche, Wärme-/Kälteeintrag, Wasserentnahme), die einer Güterabwägung oder einer sonstigen Entscheidung durch eine Verwaltungsbehörde bedarf. Nicht selten sind Quellenanlagen örtlich von der Wärmepumpe getrennt und müssen somit auch getrennt von dieser abgewägt werden.\r\n\r\nBEE-Vorschlag:\r\n\r\n§ 1 Zweck und Ziel des Gesetzes\r\n\r\nZweck dieses Gesetzes ist die Schaffung rechtlicher Rahmenbedingungen für den vereinfachten und beschleunigten Auf- und Ausbau einer Infrastruktur für die Aufsuchung, Gewinnung und Nutzung von Erdwärme sowie den Ausbau von Wärmepumpen sowie ihrer Quellenanlagen und Wärmespeichern. (…)\r\n\r\n2.2 Anwendungsbereich (§ 2 GeoBG)\r\nWie bereits ausgeführt, sollte das Gesetz die Quellenerschließung für Wärmepumpen insgesamt umfassen, soweit diese Erneuerbare Energie oder unvermeidbare Abwärme nutzen. Der Verweis auf Bohrungen und Nebenanlagen reicht nicht aus.\r\n\r\nIn der gegenwärtigen Fassung wären insbesondere Anlagen zur Nutzung von Flusswärme und kalte Nahwärmenetze nicht ausreichend abgedeckt. Für die Flusswärme ist es wichtig, unterschiedliche technische Konstellationen zu beachten, etwa wenn Flusswasser entnommen und einer Wärmepumpe zugeleitet wird.\r\n\r\nBeim Versorgungskonzept der kalten Nahwärme bildet das Leitungsnetz nicht nur die Verteilung niedertemperierter Wärme (häufig aus Erdsonden oder Abwasser). Neben der Verteilung sammelt das Leitungsnetz als Kollektor zusätzliche Erdwärme ein. Daher ist es streng genommen nicht als Wärmeleitung, sondern eher als Teil einer geothermischen Anlage zu beachten. Da das kalte Leitungsnetz aber räumlich von der primären Wärmequelle getrennt sein kann, ist auch hier unklar, ob die kalte Nahwärme unter die aufgezählten Teile des Anwendungsbereichs (oder der Nebenanlagen) zählt.\r\n\r\nBEE-Vorschlag:\r\n\r\nAnwendungsbereich (§ 2 GeoBG)\r\n\r\nIm Sinne dieses Gesetzes bedeutet:\r\n\r\n3. einer Wärmepumpe einschließlich der Quellenanlage\r\n\r\n2.3. Begriffsdefinitionen (§ 3 GeoBG)\r\nDie Begriffsdefinition von Wärmeleitungen schließt nach aktuellem Stand nicht kalte Nahwärmenetze mit ein, da diese meist nicht reines Wasser, sondern ein Glykol-Wasser-Gemisch führen. Dieses Versorgungskonzept ist in Neubauquartieren bereits etabliert und gewinnt auch bei der energetischen Sanierung von Bestandsquartieren zunehmend an Bedeutung. Über ein Verteilnetz wird niedertemperierte Wärme in einem Quartier bereitgestellt und in den angeschlossenen Gebäuden durch Wärmepumpen angehoben.\r\n\r\nBEE-Vorschlag:\r\n\r\n5. „Wärmeleitung“ eine Rohrleitungsanlage zur Beförderung von Dampf -oder Warmwasser eines Wärmeträgers zur thermischen Nutzung (Lieferung von Wärme oder Kälte) oder zur Wärmespeicherung\r\n\r\n2.4. Überragendes öffentliches Interesse (§ 4 GeoBG)\r\nEs ist ausdrücklich zu begrüßen, dass Geothermieanlagen und Wärmespeichern ein überragendes öffentliches Interesse zugeordnet wird. Damit schließt das Gesetz auch eine Lücke, da eine entsprechende Beimessung für Güterabwägungen bereits in § 1 Abs. 3 GEG für die Versorgung von Gebäuden postuliert wurde, und nun auch für die Versorgung von Wärmenetzen und Gewerbe/Industrie ergänzt wird. Um diesen Einklang mit dem GEG noch zu erweitern, sollten auch Wärmeleitungen mit einem hohen Anteil Erneuerbarer Energien (≥ 65 %) als im überragenden öffentlichen Interesse liegend aufgenommen werden.\r\n\r\nDer BEE schlägt außerdem vor, die Jahreszahl 2045 zu streichen, da die Treibhausgasneutralität das Ziel ausreichend beschreibt und es zu Unsicherheiten führen könnte, falls diese nicht wie geplant bis 2045 erreicht werden sollte.\r\n\r\nBEE-Vorschlag:\r\n\r\nDie Errichtung, der Betrieb oder die Änderung einer Anlage nach § 2 Nummer 1 bis 4 sowie Wärmeleitungen mit einem Anteil Erneuerbarer Energien von mindestens 65 % liegen bis zum Erreichen der Netto- Treibhausgasneutralität im Jahr 2045 im überragenden öffentlichen Interesse und dienen der öffentlichen Gesundheit und Sicherheit.\r\n\r\n2.5 Duldungspflichten (§ 7 GeoBG)\r\nDer BEE begrüßt die Duldungspflicht für Eigentümer und Nutzungsberechtigte von seismischen Explorationen zur Ermittlung des Geothermiepotenzials. Dies wird zu einer erheblichen Erleichterung in der Explorationsphase von Projekten führen und somit den Ausbau von Geothermieanlagen beschleunigen.\r\n\r\n2.6 Änderung Wasserhaushaltsgesetz in ihrer Anwendung ausweiten (Art. 5)\r\nIn dieser Regelung geht es um die Entnahme von Wasser aus Grundwasser oder Oberflächengewässern (Seen, Flüssen, Hafenbecken) zum Zwecke der Erzeugung von Wärme oder Kälte mittels Wärmepumpen. Das Ansinnen, die Wasserbehörden zu einem beschleunigten Verwaltungsverfahren anzuhalten, ist begrüßenswert.\r\n\r\nEin beschleunigtes Verwaltungsverfahren erscheint weniger für die Errichtung einer Großwärmepumpe relevant (diese ist i.d.R. nicht genehmigungspflichtig), sondern für die Entnahme und Nutzung des Mediums Wasser durch die Quellenanlage einer Wärmepumpe. Dabei sei darauf verwiesen, dass die Begriffsdefinition von Großwärmepumpen unter § 2 GeoBG jedenfalls zu korrigieren ist und es sich eher anbietet, auf die Quellenanlagen von Wärmepumpen im Allgemeinen zu verweisen (s.o.).\r\n\r\nNeben der Nutzung von Wärme aus Erneuerbaren Energien ist auch die Kältenutzung aus dem Grundwasser für die Dekarbonisierung unserer Energieversorgung relevant. Deshalb sollte neben dem Heizen mit Grundwasser bzw. Erdwärme auch das Kühlen mit Grundwasser bzw. Erdwärme erleichtert werden.\r\n\r\nUm die Dekarbonisierung der Wärmeversorgung weiter voranzubringen, wird vorgeschlagen, neben der Beschleunigung der Genehmigungsverfahren für die oberflächennahe und die Tiefen-Geothermie auch die Beschleunigung von Genehmigungen weiterer Optionen Erneuerbarer Wärmeversorgung zu nutzen. Dazu sollte der Gesetzentwurf des GeoBG um die o. a. Regelungen zur Genehmigungserleichterung für die Aquathermie ergänzt werden.\r\n\r\nDie Nutzung von Flusswärme bietet signifikante Potenziale, sowohl für das Gelingen der Wärmewende als auch zur Verbesserung der Gewässerökologie. Die großen Chancen dieser Technologie sollten genutzt und gefördert werden. Weitere Informationen finden Sie auch in der Stellungnahme des Bundesverbands Deutscher Wasserkraftwerke e.V. (BDW).\r\n\r\nBEE-Vorschlag:\r\n\r\nIn § 11a WHG Abs. (1) wird in Satz 1 Nr. 2 die folgende Ergänzung vorgenommen:\r\n\r\n“2. Errichtung und Betrieb von Anlagen zur Gewinnung von Flusswärme und Erdwärme, wenn ein bergrechtlicher Betriebsplan nicht erforderlich ist.”\r\n\r\nIn § 36 WHG wird nach Abs. (1) folgender neuer Satz 4 angefügt:\r\n\r\n„4. Die Entnahme- und Wiedereinleitungsbauwerke zur Gewinnung von Flusswärme, die gleichzeitig auch zu einer Abkühlung des Gewässers beitragen.“\r\n\r\nIn § 36 WHG wird nach Abs. (3) folgender neuer Abs. (4) angefügt:\r\n\r\n„(4) Entnahme- und Wiedereinleitungen zum Zwecke der Flusswärmegewinnung, die gleichzeitig zur gewässerökologisch gewünschten Abkühlung des Gewässers beitragen, sind nach den allgemein anerkannten Regeln der Technik zu errichten, zu betreiben und zu unterhalten. Steht die Flusswärmegewinnung und Gewässerabkühlung in Verbindung mit einer bestehenden Gewässerbenutzung, so ist keine gesonderte Genehmigung erforderlich.“\r\n\r\n§ 46 Absatz 1 Satz 1wird wie folgt geändert\r\n\r\nIn Nummer 1 wird nach der Angabe „Haushalt“ die Angaben „inklusive Wärme- und/oder Kälteversorgung über den Entzug und die Einleitung von Wärme aus dem Wasser“ eingefügt.\r\n\r\n3 Weitere Maßnahmen für die Beschleunigung der Wärmewende\r\nWärmespeicher haben bei der Nutzung von Erneuerbaren Energien in vielerlei Hinsicht eine besondere Bedeutung, nicht nur im Zusammenhang mit der Nutzung von Umweltwärme und Tiefengeothermie. Auch bei anderen Erneuerbaren Energien gibt es regulatorische Hürden für die Errichtung von Wärmespeichern, die mit dem GeoBG adressiert werden sollten.\r\n\r\n3.1 Bauplanungsrechtliche Privilegierung von Behälter-Wärmespeichern im Außenbereich (§ 35 BauGB)\r\nSolarthermie bietet CO2-freie Wärme bis 400° C. Sie kann damit weite Teile der Industrie mit Prozesswärme versorgen und bietet als Bestandteil eines Wärmenetzes dauerhaft günstige und planbare Energie. Um die Verfügbarkeit der Wärme bei begrenzter Zahl an Sonnenstunden zu erhöhen, ist die Integration von Wärmespeichern essentiell. Wärmespeicher werden dabei als Leistungsspeicher für kurzfristige Einspeicherung von überschüssiger Leistung oder als Energiespeicher für längerfristige Speicherung von Wärme eingesetzt. Dazu sind je nach Bedarfsprofil und Deckungsgrad entweder Tages-, Mehrtages- oder Saisonalspeicher mit dem Solarfeld verbunden. Dank der Integration von Wärmespeichern kann ein hoher solarer Deckungsgrad von bis zu 75 % erreicht werden.\r\n\r\nFlexible Bioenergieanlagen sind ein hervorragendes dezentrales Back-Up für den Ausgleich der Schwankungen der Stromerzeugung aus Wind- und Solarenergie. Die meisten Bioenergieanlagen laufen jedoch in Kraft-Wärme-Kopplung (KWK), d.h. sie produzieren neben Strom auch Wärme. Damit Bioenergieanlagen ihre Stromerzeugung flexibel an die Stromeinspeisung von Wind- und Solaranlagen anpassen und gleichzeitig die Wärmeversorgung aufrechterhalten können, müssen Strom- und Wärmeerzeugung zeitlich entkoppelt werden. Diese Funktion erfüllen Wärmespeicher. Im Bereich der Biogas-KWK gibt es jedoch regulatorische Hemmnisse für die Errichtung von Wärmespeichern und damit für die Flexibilisierung von Biogasanlagen, die mit dem GeoBG adressiert werden sollten.\r\n\r\nWärmeverbraucher liegen im Normalfall nicht unmittelbar am Standort der Biogasanlage. Um Biogas effizienter zur Wärmeversorgung nutzen zu können, werden Biogas-BHKW deshalb öfter vom Standort der Biogaserzeugung abgesetzt und am Standort des jeweiligen Wärmeverbrauchers oder eines Nahwärmenetzes errichtet (so genannte „Satelliten-BHKW“). Das Biogas wird dann über eine Rohrbiogasleitung von der Biogaserzeugungsanlage zum Satelliten-BHKW transportiert.\r\n\r\nDer Privilegierungstatbestand für Biomasseanlagen in § 35 Abs. 1 Nr. 6 Baugesetz (BauGB) ermöglicht die Errichtung solcher Satelliten-BHKW im Außenbereich nicht. Mit der am 01. Januar 2024 in Kraft getretenen Sonderregel in § 246d Abs. 4 Nr. 2 BauGB soll diese regulatorische Lücke beseitigt und die Errichtung von Satelliten-BHKW im Außenbereich ermöglicht werden. Mehr Informationen hierzu finden Sie auch in der Stellungnahme des Hauptstadtbüro Bioenergie zur laufenden BauGB-Novelle.\r\n\r\nUm die Wärmewende und den Ausbau der Solarthermie zu beschleunigen sowie die grundlegenden Zielsetzungen – Flexibilisierung der Stromerzeugung aus Biogas und Wärmewende – zu vereinen, bedarf es jedoch eines weiteren Schrittes, denn der Wärmespeicher, der für die Flexibilisierung des Satelliten-BHKWs und für das volle Ausschöpfen des Solarthermie-Potenzials notwendig wäre – kann aktuell nicht privilegiert im Außenbereich errichtet werden.\r\n\r\nBEE-Vorschlag:\r\n\r\nMit dem GeoBG sollte ein neuer Privilegierungstatbestand für Behälter- und ggf. auch für kleine Erdbecken-Wärmespeicher in § 35 BauGB eingeführt werden.\r\n\r\n3.2 Bauplanungsrechtliche Privilegierung von Geothermie und Solarthermie-Freiflächenanlagen im Außenbereich (§ 35 BauGB)\r\nDie Privilegierung von Tiefengeothermievorhaben im bauplanungsrechtlichen Außenbereich wird zwar in der Praxis und von der Rechtsprechung meist bejaht, sie kann aber im Einzelfall immer noch in Zweifel gezogen werden. Hier sollte durch einen besonderen gesetzlichen Privilegierungstatbestand für die Geothermie klargestellt werden, dass die Nutzung der Erdwärme im Außenbereich genauso wie die Nutzung der Windkraft bauplanungsrechtlich privilegiert ist.\r\n\r\nNeben der Geothermie ist die Solarthermie eine weitere Technologie, die ohne Brennstoff und mit minimalem Stromeinsatz für die Anlagen auskommt. Auch sie liefert jahrzehntelang Wärme, die keinen Preisschwankungen und Lieferengpässen unterliegt.\r\n\r\nIm Außenbereich sind Solarthermieanlagen bisher nur als Anlagen in, an oder auf Gebäuden oder längst von Autobahnen und bestimmten Schienenwegen privilegiert. Der dafür maßgebliche § 35 Abs. 1 Nr. 8 BauGB gilt für Solaranlagen sowohl zur Wärme- als auch zur Stromerzeugung. Weitere Freiflächen-Solaranlagen werden als Agri-Photovoltaikanlagen durch Nr. 9 nur dann privilegiert, wenn sie der Stromerzeugung dienen. Für die dringend anstehende Transformation der Wärmeerzeugung, insbesondere für die Versorgung größerer Wärmeverbraucher (Wärme- und Gebäudenetze, Industrie- und Gewerbebetriebe), muss auch das Potenzial von Freiflächen-Solarthermieanlagen kurzfristig erschlossen werden. Sie können einen wesentlichen Beitrag zur treibhausgasneutralen Wärmeerzeugung leisten.\r\n\r\nAnders als bei solaren Stromerzeugungsanlagen kann die erzeugte Energie bei Freiflächen-Solarthermieanlagen nicht über große Entfernungen transportiert werden, sondern muss in der Nähe der Erzeugungsanlage verbraucht werden. Der Transport von Wärme ist deutlich kostenintensiver als der von Strom. Den Besonderheiten von Freiflächen-Solarthermieanlagen soll daher durch einen zusätzlichen Privilegierungstatbestand Rechnung getragen werden.\r\n\r\nDie Privilegierung soll dann greifen, wenn ihre Errichtung den Ausweisungen der kommunalen Wärmeplanung entspricht oder wenn ein bestehender bzw. in Vorbereitung befindlicher kommunaler Wärmeplan dem Vorhaben nicht entgegensteht.\r\n\r\nBEE-Vorschlag:\r\n\r\nSolarthermieanlagen für Gebäude- und Wärmenetze sowie zur Versorgung von Industrie und Gewerbe sollten ebenfalls in § 35 BauGB privilegiert werden, wenn sie der jeweiligen kommunalen Wärmeplanung entsprechen bzw. dieser nicht entgegenstehen.\r\n\r\nEinen konkreten Formulierungsvorschlag hat der Bundesverband Solarwirtschaft e.V. (BSW) in seiner Stellungnahme unterbreitet."},"recipientGroups":[{"recipients":{"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":"RV0019732","regulatoryProjectTitle":"Ausgestaltung der Änderung des Energiesteuer- und Stromsteuergesetzes 2025","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c7/16/617350/Stellungnahme-Gutachten-SG2508270017.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":"Das Wichtigste in Kürze\r\nDer BEE begrüßt die vorgesehene Verstetigung der Steuerentlastung in § 9 ausdrücklich. Die ausschließlich für Industrie und Landwirtschaft vorgesehene Senkung greift allerdings zu kurz. Auch private Haushalte und kleinere Betriebe, insbesondere das Handwerk, haben mit der Strompreissenkung gerechnet. Die Sektorenkopplung bekäme damit einen Schub. Die Absenkung der Stromsteuer für alle Verbraucherinnen und Verbraucher ist daher notwendig.\r\nDie Streichung von „Deponiegas, Klärgas und Biomasse“ aus der Definition von Erneuerbaren Energieträgern in § 2 Nr. 7 StromStG steht im Widerspruch zu europäischem Recht (z. B. RED III) und nationalem Recht (z. B. EEG), in denen Biomasse explizit als Erneuerbare Energiequelle definiert wird. Das StromStG sollte diesen bestehenden Definitionen folgen.\r\nDer BEE begrüßt die Klarstellungen zur Steuerschuldnerschaft bei bidirektionalem Laden. Die Regelung, dass für Strom, der ohne Netznutzung vor Ort verbraucht wird (Vehicle-to-Home), keine Steuer anfällt, wird positiv bewertet. Jedoch kritisiert der BEE die weiterhin bestehende Doppelbesteuerung bei der Einspeisung ins öffentliche Netz (Vehicle-to-Grid), da dies das enorme Potenzial von Batteriespeichern in E-Fahrzeugen zur Flexibilisierung des Stromnetzes blockiert.\r\nDie Steuerbefreiung des Verbrauchs von Stromerzeugungsanlagen ist grundsätzlich positiv für eine Vielzahl von Energieerzeugern. Der bürokratische Aufwand im Zusammenhang mit Meldepflichten sollte allerdings dringend weiter und deutlicher reduziert werden. Der Bürokratieabbau sollte im Vordergrund neuer gesetzlicher Regelungen stehen.\r\nDer BEE hält eine steuerfreie Drittbelieferung bei sog. „Insellösungen“ für notwendig und sinnvoll, insbesondere vor dem Hintergrund des Weiterbetriebes von Windkraftanlagen nach dem Auslaufen der EEG-Vergütung.\r\nVorbemerkungen\r\nAm 5. August 2025 hat das Bundesministerium der Finanzen (BMF) den Referentenentwurf zu Änderungen im Strom- und Energiesteuerrecht zur Verbändekonsultation gestellt. Der BEE bedankt sich für die Möglichkeit, Stellung zu nehmen, und kommentiert im Folgenden die Erneuerbaren-Branche betreffenden Punkte.\r\n\r\n \r\n\r\n1. Zu Artikel 1 – Änderung des Stromsteuergesetzes (StromStG)\r\n1.1 Zu § 2 Abs. 7 Definition Strom aus Erneuerbaren\r\nStreichung von „Deponiegas, Klärgas und Biomasse“ aus der Definition von EE-Strom\r\n\r\nDie in der Gesetzesbegründung zur Neufassung des § 2 Nr. 7 StromStG getroffene Aussage, dass Biomasse nicht mehr unter den Begriff der „erneuerbaren Energieträger“ im Sinne des Stromsteuerrechts fällt, steht im Widerspruch zu unionsrechtlichen sowie nationalen Bestimmungen.\r\n\r\nGemäß Art. 2 Nr. 1 der Richtlinie (EU) 2018/2001 („RED II“), zuletzt geändert durch die Richtlinie (EU) 2023/2413 („RED III“), wird Biomasse explizit als Erneuerbare Energiequelle definiert. Diese Definition gilt unionsweit einheitlich und ist unmittelbar bindend für Mitgliedstaaten, auch im Kontext beihilferechtlicher Differenzierungen. Eine nationale Abweichung im Stromsteuerrecht, die die Förderfähigkeit oder Steuerbefreiung ausschließlich auf Wind, Sonne, Wasser und Geothermie beschränkt, läuft dem unionsrechtlichen Verständnis entgegen. Zudem widerspricht es dem systematischen Ziel der Steuerbefreiung für dezentrale Eigenversorgung aus Erneuerbaren Quellen und dem faktischen Gleichbehandlungsgrundsatz im Steuerrecht.\r\n\r\nBiomasse wird nicht nur im EU-Recht, sondern auch in zentralen deutschen Rechtsakten (z. B. EEG) eindeutig als Erneuerbarer Energieträger geführt. Die Herausnahme aus dem Stromsteuerrecht untergräbt diese einheitliche Systematik und stellt einen Bruch mit bewährten energie- und klimapolitischen Zielsetzungen dar – etwa der Flexibilisierung und Netzstabilisierung durch dezentrale Biomasseanlagen.\r\n\r\nIn der Gesetzesbegründung wird zur Rechtfertigung der Änderung auf das EU-Beihilferecht verwiesen. Dieses erlaubt jedoch ausdrücklich Steuerermäßigungen und Entlastungen für Strom aus Biomasse, sofern die Anforderungen an Nachhaltigkeit gemäß der Richtlinie (EU) 2018/2001 (RED II) in der Fassung der Richtlinie (EU) 2023/2413 (RED III) erfüllt sind.\r\n\r\nAuch das vorgebrachte Argument, dass für Anlagen mit einer elektrischen Nennleistung von mehr als 2 MW bzw. einer FWL von über 7,5 MW ein „nicht verhältnismäßiger Bürokratieaufwand“ entstünde, wenn der Strom aus Biomasse weiterhin von der Stromsteuer befreit würde, hält einer faktischen Prüfung nicht stand. So müssen Betreiber solcher Anlagen bereits heute die RED-III-Nachhaltigkeitskriterien erfüllen, etwa im Rahmen der Treibhausgasminderungspflichten nach Artikel 29 RED II/III bzw. nach Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung (BioSt-NachV). Diese Anlagen sind zertifiziert (z. B. nach REDcert oder SURE) und verfügen über dokumentierte Lieferkettennachweise gemäß den Anforderungen der EU-Kommission. Eine separate Nachweissystematik allein für das Stromsteuerrecht ist nicht notwendig, da auf bestehende Zertifizierungen zurückgegriffen werden könnte. Es wäre daher ohne zusätzlichen Verwaltungsaufwand möglich, bestehende Nachhaltigkeitsnachweise im Stromsteuerrecht anzuerkennen, anstatt Biomasse pauschal auszuschließen. Die geplante Änderung ist somit nicht erforderlich, um dem EU-Beihilferecht zu genügen.\r\n\r\nBEE-Empfehlung: \r\n\r\nDie Erneuerbaren-Branche fordert aus oben genannten Beweggründen, die Definition Erneuerbarer Energieträger anzupassen. So sollte Strom aus Anlagen unter den relevanten Größenschwellen der RED bzw. BioSt-NachV weiterhin uneingeschränkt als Erneuerbarer Energieträger gelten. Für Anlagen über 2 MW bzw. 7,5 MW FWL sollte die Eigenschaft mit dem Nachweis der Nachhaltigkeit im Sinne der BioSt-NachV verknüpft werden. Gleichermaßen sollte bei der Wasserkraft die Reduzierung auf Kraftwerke mit einer Leistung von unter zehn Megawatt entfallen.\r\n\r\n§ 2 StromStG Nummer 7 (Änderung):\r\n\r\nStrom aus erneuerbaren Energieträgern: Strom, der ausschließlich aus\r\n\r\na) Wasserkraft, ausgenommen Strom aus Wasserkraftwerken mit einer installierten Generatorleistung über zehn Megawatt,\r\n\r\nb) Windkraft,\r\n\r\nc) Sonnenenergie,\r\n\r\nd) Erdwärme,\r\n\r\ne) aus Biomasse und Biogas/Biomethan, soweit die jeweilige Biomasse nicht dem Geltungsbereich der BioSt-NachV unterliegt\r\n\r\nf) aus Biomasse und Biogas/Biomethan, soweit die jeweilige Biomasse unter den Geltungsbereich von § 1 BioSt-NachV fällt und die Nachhaltigkeitskriterien und die Kriterien für Treibhausgaseinsparungen der BioSt-NachV erfüllt, erzeugt wird.\r\n\r\nBegründung:\r\n\r\nAus Sicht des BEE ist die Anwendung bestehender Zertifizierungssysteme zum Nachweis der Einhaltung von Nachhaltigkeitsanforderungen sowie Anforderungen zur Treibhausgasminderung durchaus als verhältnismäßig und ohne zusätzlichen Bürokratieaufwand für Wirtschaft und Verwaltung zu betrachten, sofern für den Anlagenbetreiber bereits Verpflichtungen nach § 1 BioSt-NachV bestehen. Es ist schlicht nicht vermittelbar, dass Bioenergieanlagen eine umfangreiche Nachweisführung im Rahmen der BioSt-NachV erfüllen müssen und dies dann nicht bei der Anwendung des Stromsteuerrechts anerkannt wird.\r\n\r\nZur Nachweisführung wird vorgeschlagen, dass die Hauptzollämter das Nachhaltigkeitszertifikat für den jeweiligen Zeitraum verlangen können. Alle Bioenergieanlagen müssen regelmäßig und lückenlos ein Zertifikat besitzen. Diese in der Regel zwei Dokumente pro Jahr könnten zur Nachweisführung dienen.\r\n\r\n \r\n\r\n1.2 Zu § 5 Abs. 4 Entstehung der Steuer, Steuerschuldner\r\n§ 5 Abs. 4 StromStG regelt die Besteuerung von gespeichertem Strom. Es sollte klargestellt werden, wie die Abgrenzung und Bilanzierung der Strommengen, die von der Befreiung der Stromsteuer erfasst werden, erfolgen soll.\r\n\r\nAußerdem ist nach Einschätzung des BEE die folgende Formulierung im letzten Satz des aktuellen Entwurfs des § 5 Abs. 4 nicht zielführend: „Erfolgt die Rückumwandlung der im Stromspeicher zwischengespeicherten Energie in Strom unter Nutzung einer Anlage zur Stromerzeugung, findet für die Stromerzeugung § 9 Absatz 1 Nummer 2 Anwendung.“ Im Ergebnis wäre hier Strom zur Umsetzung der Einspeicherung und Energieerhaltung kein Strom zur Stromerzeugung. Es wäre praxisgerechter, den Betrieb eines Speichers insgesamt von der Stromsteuer zu befreien.\r\n\r\nBEE-Empfehlung:\r\n\r\nEin bewährtes System findet sich in der Regelung des § 21 Abs. 4 EnFG, weshalb wir einen Verweis auf diese Regelung begrüßen würden. Dieser Verweis könnte direkt im Gesetzeswortlaut als neuer Satz 4 oder auch in der Begründung zum Gesetzesentwurf erfolgen. Es würde sich anbieten, den Satz: „Hinsichtlich der Bilanzierung und Abgrenzung der Strommengen wird auf § 21 Abs. 4 EnFG verwiesen.“ (in der Begründung auf S. 68 oder als § 5 Abs. 4 S. 4) hinzuzufügen. Der sehr allgemeine Satz „Eine bilanzielle Betrachtung der Strommengen in Bezug auf das jeweilige Veranlagungsjahr ist dabei zulässig.“ in der Begründung auf S. 75 könnte dafür gestrichen werden.\r\n\r\nAußerdem sollte der letzte Satz des aktuellen Entwurfs des § 5 Abs. 4 gestrichen und der § 9 Abs. 1 Nr. 2 um: „Strom, der zur Stromerzeugung oder zur Aufrechterhaltung der Fähigkeit, elektrischen Strom zu erzeugen, oder zur Aufrechterhaltung des Betriebs eines Stromspeichers entnommen wird.“ ergänzt werden.\r\n\r\n \r\n\r\n1.3 Zu § 5a Steuerliche Behandlung von Ladepunkten\r\nDer BEE begrüßt die Klarstellungen zur Rolle des Versorgers und zur Steuerschuldnerschaft in § 5a Nr. 1 und 2. Auch die Regelung, dass gem. § 5a Nr. 3 für Fälle des Verbrauchs des rückgespeisten Stroms vor Ort und ohne Nutzung des Netzes (Vehicle-to-Home) keine Steuer entsteht, ist aus Sicht des BEE positiv zu bewerten.\r\n\r\nWird jedoch darüber hinaus Strom ins öffentliche Stromnetz zurückgespeist (Vehicle-to-Grid), besteht weiterhin das Problem der doppelten Besteuerung. Dadurch werden die Potentiale, die bidirektionales Laden als Flexibilität für das Stromnetz haben könnte, weiterhin nicht ausgeschöpft. \r\n\r\nBEE-Empfehlung:\r\n\r\nBetreibern von Ladepunkten sollte es zum Zwecke der Auflösung dieses Problems ermöglicht werden, Stromsteuer, die durch Netzbezug zustande gekommen ist, bei Rückeinspeisung von Strom an diesem Ladepunkt wieder zurückerstattet zu bekommen. Entsprechende Regelungen könnten in einen neu hinzuzufügenden § 5a Abs. 4 aufgenommen werden und sollten nicht im Widerspruch zu den Regelungen in § 19 EEG stehen, indem die Zahlungsansprüche bei Zwischenspeicherung in einem Stromspeicher geregelt werden.\r\n\r\n \r\n\r\n1.4 Zu § 9 Abs. 1 Punkt 1\r\nDer BEE hält auch eine steuerfreie Drittbelieferung bei sog. „Insellösungen“ für notwendig und sinnvoll, insbesondere vor dem Hintergrund des Weiterbetriebes von Windkraftanlagen nach dem Auslaufen der EEG-Vergütung. Bisher waren Konstellationen, in denen ein Windpark keinen Anschluss an das öffentliche Netz hatte, selten. Folglich war auch die Einordnung als „Insellösung“ und die Stromsteuerbefreiung von daraus resultierenden Drittbelieferungen selten.\r\n\r\nFür die Zeit nach der EEG-Vergütung (gerade ab dem Jahr 2020) werden die Anlagenbetreiber neue Vermarktungskonzepte erschließen müssen. Hierzu werden Direktbelieferungen von Dritten zählen. Ohne eine stromsteuerliche Befreiung sind vielfach sinnvolle und praktikable Versorgungsmethoden über direkte Leitungen betriebswirtschaftlich nicht darstellbar.\r\n\r\nWenn die Stromentnahme in diesem Fall aus einer ausschließlich mit Erneuerbaren Energien gespeisten Leitung erfolgt, sollte hier eine Stromsteuerbefreiung gewährt werden.\r\n\r\nDies stünde nicht im Widerspruch zu europarechtlichen Regelungen und ist auch unter folgenden Überlegungen sinnvoll: Die Bundesregierung hat sich darauf verständigt, den Anteil Erneuerbarer Energien erheblich zu erhöhen.\r\n\r\nDer Ausbau der Windenergie an Land wird beim Erreichen der nationalen Energie- und Klimaziele eine zentrale Rolle spielen. Es wird jedoch nicht ausreichen, lediglich den im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) definierten jährlichen Ausbaupfad zu realisieren. Es bedarf hingegen deutlich größerer Anstrengungen. Denn einerseits wächst der Bedarf an  CO₂-freiem Strom, da dieser zukünftig auch zur Defossilisierung der anderen Sektoren (Wärme, Mobilität, Industrie) herangezogen werden wird. Andererseits werden neue Flächen vielerorts nur zögerlich ausgewiesen und Genehmigungsverfahren verlangsamen sich. Neubauprojekte weisen daher zunehmend eine lange Planungsdauer auf oder werden gar nicht realisiert.\r\n\r\nIm Sinne einer effizienten Flächennutzung muss deshalb neben dem Neubau von Anlagen auch ein ambitioniertes Repowering, also der Ersatz alter durch neue Anlagen, angestrebt und der Weiterbetrieb von Windenergieanlagen nach Ende ihrer Vergütungsdauer in den Blick genommen werden.\r\n\r\nAn Standorten ohne Repoweringoption – etwa, weil die Flächen außerhalb heute definierter Vorranggebiete liegen oder aufgrund restriktiver planungs- und genehmigungsrechtlicher Regelungen wie bspw. erweiterter Abstandsvorgaben – stellt der Weiterbetrieb die einzige Möglichkeit zur weiteren Nutzung der Fläche und dort bestehender Infrastruktur dar.  Windenergieanlagen im Weiterbetrieb weisen auch nach Ablauf ihrer Vergütungsdauer einen beträchtlichen Nutzen für das Gesamtsystem auf. Sie genießen überwiegend eine hohe Akzeptanz in der Bevölkerung, leisten einen wichtigen Beitrag zum Klimaschutz und schonen Ressourcen durch die weitere Nutzung bestehender Infrastruktur. Nicht zuletzt verschafft der Weiterbetrieb Politik und Planungsbehörden Zeit für die Ausweisung neuer Flächen, für die Beschleunigung von Genehmigungsverfahren und den Ausbau der Netzinfrastruktur.\r\n\r\nDer Weiterbetrieb von Windkraftanlagen nach dem Ausscheiden aus der EEG-Vergütung ist daher volkswirtschaftlich und zugunsten des Gesamtsystems geboten. Die Anlagen sind überwiegend weiterhin betriebsfähig und können nicht immer durch neue Anlagen ersetzt werden. Ein Weiterbetrieb ist jedoch nur dann möglich, wenn die Betreiber ihre Betriebskosten am Markt erwirtschaften können. Durch das Herausfallen aus der EEG-Vergütung kann für die fraglichen Anlagen auch nicht von einer beihilferelevanten Überförderung ausgegangen werden.\r\n\r\nBEE-Empfehlung:\r\n\r\nWir schlagen daher folgende finale Formulierung in § 9 Absatz 1 Nummer 1 vor:\r\n\r\n„Strom, der in Anlagen mit einer elektrischen Nennleistung von mehr als zwei Megawatt aus Erneuerbaren Energieträgern erzeugt und\r\n\r\na. vom Betreiber der Anlage am Ort der Erzeugung zum Selbstverbrauch,\r\n\r\nb. in anderen Anlagen zur Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energieträgern mit elektrischer Nennleistung von mehr als zwei Megawatt, die über denselben Verknüpfungspunkt mit dem Netz verbunden sind,\r\n\r\nc. von Neben- und Hilfsanlagen der Anlage oder anderer Anlagen zur Stromerzeugung mit einer elektrischen Nennleistung von mehr als zwei Megawatt aus Erneuerbaren Energieträgern, die über denselben Verknüpfungspunkt mit dem Netz verbunden sind, oder\r\n\r\nd. aus einer direkten, ausschließlich mit Erneuerbaren Energieträgern gespeisten Leitung entnommen wird.\r\n\r\nIn der Gesetzesbegründung könnte zusätzlich noch erläutert werden, wann eine „grüne Leitung“ im Sinne des § 9 Absatz 1 Nr. 1 StromStG gegeben ist. Kernpunkte dürften sein, dass weder tatsächlich noch kaufmännisch-bilanziell Graustrom in die Leitung gelangen kann, was zumeist nur bei „echten Insellösungen“ der Fall sein dürfte.\r\n\r\nFolgendes Positivbeispiel könnte aufgenommen werden: Windstrom aus einem Park wird an einen Dritten geliefert und für den Engpass, dass die Windenergieanlagen nicht genügend Strom produzieren, wird ein Pflanzenöl-BHKW eingesetzt. Dessen Produktion würde etwaigen Stromengpässen der WEA entgegenwirken, sodass immer Grünstrom vorhanden ist.\r\n\r\nEs wäre im Rahmen dieser Änderung zu überlegen, ob es nicht sinnvoll wäre, ebenfalls im § 9 Absatz 1 Nummer 3 die Wörter „räumliche Nähe“ als Kriterium herauszunehmen, um einen gleichlautenden Bezug zu Anlagen, die unter § 9 Abs. 1 Punkt 1 laufen, herzustellen.\r\n\r\n \r\n\r\n1.5 Zu § 9 Abs. 1 Punkt 2\r\nDie Neuregelung des § 9 Absatz 1 Nummer 2 begrüßen wir sehr, da somit klargestellt ist, dass auch Strom, der zur Sicherstellung der Betriebsbereitschaft von Anlagen benötigt wird, als Kraftwerkseigenverbrauch anzusehen ist und daher von der Steuer befreit ist. Trotzdem möchte der BEE eine Erweiterung der Nummer 2 vorschlagen, damit auch folgende Konstellation unter die Nummer 2 subsumiert werden kann:\r\n\r\nEinspeisesituation mit Querlieferungen (Pooling-Parks)\r\n\r\nProblematisch bleiben die Stromsteuerbefreiungstatbestände für erneuerbare Parks, in denen mehrere Anlagen von verschiedenen juristischen Personen betrieben werden, welche die Infrastruktur des erneuerbaren Parks gemeinsam nutzen (meist über eine gemeinsame Infrastrukturgesellschaft), alle Anlagen am gleichen Netzverknüpfungspunkt angebunden sind und die Betreiber gemeinsam über die Infrastruktur/Umspannwerksgesellschaft mit Strom aus dem öffentlichen Netz versorgt werden.\r\n\r\nFür die weiteren Ausführungen soll dies anhand von Windparks näher erläutert werden, aber sich auch auf andere Technologien in einem erneuerbaren Park bzw. auf Mischparks unterschiedlicher erneuerbarer Technologien beziehen.\r\n\r\nDiese Anlagen versorgen sich genau wie in jedem anderen Park in bestimmten Situationen mit Strom. Da hierbei aber nicht von einem „Selbstverbrauch“ gesprochen werden kann (verschiedene Anlagen, auch über Gesellschaftsgrenzen hinweg, versorgen sich nach Notwendigkeit und Möglichkeit gegenseitig mit Strom, was allerdings in direkter räumlicher Nähe geschieht), würden diese Konstellationen nicht unter die Befreiung der Nummer 2 fallen.\r\n\r\nPraktisch bedeutet dies, dass die Anlagenbetreiber den untereinander gelieferten Strom gegenüber dem Hauptzollamt als stromsteuerpflichtigen Strom melden müssten, um sich anschließend davon befreien zu lassen (ausgehend von der Annahme, diese Konstellation falle unter § 1a Absatz 7 StromStV).  Der überwiegende Teil dieser Stromlieferungen dürfte nach § 9 Absatz 1 Nummer 2 von der Stromsteuer befreit sein. Allein über die einzelnen Verbraucher der Windenergieanlage, z. B. Befahranlage oder Beleuchtung, wird aktuell immer wieder mit den Hauptzollämtern gestritten. Aber auch bei diesen Strommengen handelt es sich praktisch um minimale Verbräuche bzw. dienen diese zumindest mittelbar der Sicherstellung der Betriebsbereitschaft der Anlagen.\r\n\r\nAuch bezüglich der Verantwortung der Infrastrukturgesellschaften ergeben sich in der Praxis größere Anwendungsprobleme und Verwaltungsaufwände: Infrastruktur-/UW-Gesellschaften dürften gemäß § 1a Absatz 1a StromStV häufig nicht mehr als Versorger für den Bezugsstrom aus dem Netz gelten. Sie treten in der Regel gegenüber dem Versorger als Verbraucher auf, leiten Strom nur an Windparkgesellschaften weiter und rechnen ihnen gegenüber ab (Kostenerstattung). Insoweit gelten dann auch die „nachgelagerten“ WEA-Betreiber als Letztverbraucher (§ 1a Absatz 4 Nr. 2 StromStV). Das bedeutet, dass für den Strombezug aus dem Netz auch in solchen Konstellationen allein der externe Stromlieferant „stromsteuerrechtlich zuständig“ bleibt. Er hat den Strom dann grundsätzlich versteuert zu liefern. Dies ändert aber ausdrücklich nichts an der Möglichkeit der WEA-Betreiber, für den Bezugsstrom Entlastungsanträge nach § 12a StromStV zu stellen (§ 1a Absatz 1a Satz 3 StromStV), da der Strom hier wiederum zur Stromerzeugung eingesetzt wird.\r\n\r\nIn der Konstellation der Pooling-Windparks besteht ein hoher Verwaltungsaufwand für die Hauptzollämter und die Betreiber, ohne dass die Hauptzollämter merklich Stromsteuer generieren würden. Dies beruht darauf, dass beide Versorgungsformen – externer Bezug und interner Austausch – stromsteuerlich erfasst und formal bearbeitet werden müssen, was aufgrund der Struktur (Formalisierung und redundante Vorgänge, zudem durch komplexe Anforderungen und Formulare verstärkt), ein Mengen- und Qualitätsproblem generiert, das den Steuerpflichtigen oftmals aufgrund formaler Widersprüche oder Fehler in die Situation bringt, dass ihm inhaltlich zustehende Erstattungen nicht gewährt werden. Diese Situation ist unbefriedigend. Es wäre daher sinnvoll, diese Konstellationen auch unter Nummer 2 zu definieren. Dies ist möglich, indem man folgende Ergänzung in den Gesetzestext aufnimmt:\r\n\r\n BEE-Empfehlung:\r\n\r\nStrom, der in Anlagen mit einer elektrischen Nennleistung von mehr als zwei Megawatt aus Erneuerbaren Energieträgern erzeugt und\r\n\r\nvom Betreiber der Anlage am Ort der Erzeugung zum Selbstverbrauch,\r\nin anderen Anlagen zur Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energieträgern mit elektrischer Nennleistung von mehr als zwei Megawatt, die über denselben Verknüpfungspunkt mit dem Netz verbunden sind,\r\nvon Neben- und Hilfsanlagen der Anlage oder anderer Anlagen zur Stromerzeugung mit einer elektrischen Nennleistung von mehr als zwei Megawatt aus Erneuerbaren Energieträgern, die über denselben Verknüpfungspunkt mit dem Netz verbunden sind, entnommen wird.“\r\nDie Erweiterung der Ausnahme der Befreiung von der Stromsteuerpflicht beim „Kraftwerkseigenverbrauch“ auf den beschriebenen Erzeugungssachverhalt würde an die Grundsätze des Stromsteuerrechts anknüpfen und dürfte daher auch aus europarechtlicher Beihilfesicht unproblematisch sein.\r\n\r\nFür problematisch halten wir den neuen § 9 Abs. 1b StromStG. Unserer Einschätzung nach scheint hier eine weitere Unklarheit in das Gesetz eingeführt zu werden, ob versteuert bezogener Strom weiterhin (wenigstens) zur Entlastung i. S. d. § 12a StromStV angemeldet werden kann. Durch die Verwendung des Wortes „unwiderruflich“ scheint dies ausgeschlossen zu sein, auch wenn dies gemäß Begründung nicht die Intention sein soll.\r\n\r\n \r\n\r\n1.6 Zu § 9a und 9b Steuerentlastung für Unternehmen\r\nDer BEE begrüßt die vorgesehene Verstetigung der Steuerentlastung gemäß § 9b StromStG auf den unionsrechtlichen Mindeststeuersatz in Höhe von 0,50 €/MWh für Unternehmen des produzierenden Gewerbes sowie der Land- und Forstwirtschaft grundsätzlich.\r\n\r\nGleichwohl ist klarzustellen, dass es sich bei der Entlastung nach § 9b StromStG nicht um eine gleichwertige Alternative zur vollständigen Steuerbefreiung gemäß § 9 Abs. 1 und 3 StromStG handelt. Vielmehr ist sie – trotz des abgesenkten Steuersatzes – mit einem erheblichen administrativen und betriebswirtschaftlichen Aufwand verbunden. Denn Unternehmen müssen die volle Stromsteuer zunächst entrichten und können die Entlastung erst nachgelagert im Wege des Antragsverfahrens geltend machen. Dies bindet Liquidität und verursacht Mehraufwand in der Buchführung, Nachweisführung und Kommunikation mit der Zollverwaltung. Für viele mittelständische und kleinere Betriebe der Branche stellt dies eine spürbare Belastung dar.\r\n\r\nEine geringere Stromsteuer für alle Verbrauchenden kann die weitere Elektrifizierung im Verkehrs- und Wärmesektor vorantreiben. Parallel dazu ist es notwendig, auch den Einsatz der anderen erneuerbaren, nicht strombasierten Optionen im Verkehrs- und Wärmesektor zu stärken und ein Level-Playing-Field für den Einsatz aller Erneuerbaren sicherzustellen.\r\n\r\nWir begrüßen es, dass die Steuerentlastung auf Antrag für Elektrolyseure weiterhin gewährt wird. Um die gesamte Wasserstoffwertschöpfungskette steuerlich gleichzustellen und Investitionen zu fördern, sollte die Stromsteuerbefreiung ausgeweitet werden auf:\r\n\r\nalle Nebenprozesse der Elektrolyse\r\ndie Weiterverarbeitung von Wasserstoff (z. B. Komprimierung, Verflüssigung)\r\ndie Verarbeitung von Wasserstoffderivaten (z. B. Ammoniak, Methanol).\r\n \r\n\r\n2. Zu Artikel 2 – Änderung des Energiesteuergesetzes (EnergieStG)\r\nDurch die Dienstvorschrift Energiesteuern N 09 2014 Nr. 29 wird aktuell nur Wasserstoff in Brennstoffzellen (FCEV) von der Energiesteuer befreit. Wasserstoff in Verbrennungsmotoren (H2-ICE) wird wie Erdgas besteuert (derzeit 0,55 €/kg, ab 2027: ca. 1,25 €/kg). Diese steuerliche Ungleichbehandlung bremst die Entwicklung von H2-ICE-Fahrzeugen – besonders im Schwerlastverkehr – und führt zu unnötigem Mehraufwand bei Tankstellen.\r\n\r\nWir empfehlen die Gleichbehandlung von Wasserstoff in FCEV und H2-ICE-Fahrzeugen. Um den Einsatz von Wasserstoff zu stärken, sollte die Besteuerung von Wasserstoff auf dem EU-Mindestsatz für Erdgas (aktuell 0,31 €/kg) liegen, unabhängig vom Verwendungszweck. Um mehr Anreize für Wasserstoffeinsatz im Schwerlastverkehr zu schaffen, empfehlen wir eine Steuerbefreiung für die ersten 25.000 FCEV-Lkw über deren Nutzungsdauer (in der Regel sieben Jahre).\r\n\r\nFür die H2-ICE-Besteuerung könnten unbürokratische Übergangslösungen genutzt werden, z. B. durch\r\n\r\neine Steuerabführung auf Basis einer jährlichen Meldung der vertankten H₂-Mengen\r\nKontrolle durch Stichproben.\r\ndie Einführung elektronischer Nachweissysteme spätestens bis 2030.\r\n \r\n\r\n3. Zu Artikel 3 – Änderung der Stromsteuer-Durchführungsverordnung (StromStV)\r\n3.1 Zu § 8 Absatz 5\r\nGenerell ist nochmal zu betonen, dass die richtige Lösung für Biomasseanlagen die Klarstellung wäre, dass Biomasse auch weiterhin als Erneuerbare Energie im Rahmen des Stromsteuerrechts gelten kann (siehe oben). Unabhängig davon begrüßen die Bioenergieverbände, dass hocheffiziente KWK-Anlagen mit einer elektrischen Nennleistung bis weniger als 1 Megawatt keine förmliche Erlaubnis mehr benötigen, sondern lediglich die Anlage korrekt im Markstammdatenregister registriert sein muss. \r\n\r\nFür Anlagen mit einer elektrischen Nennleistung ab 1 Megawatt ist zudem zu begrüßen, dass keine Jahresnutzungsgradberechnung mehr vorzulegen ist. Allerdings sehen die Bioenergieverbände Probleme mit dem Hocheffizienznachweis, welcher auf der Grundlage und nach den Rechenmethoden des Anhangs III der Richtlinie (EU) 2023/1791 zu führen ist. Die meisten Anlagen/BHKW wurden bereits vor 2023 in Betrieb genommen und verfügen daher nur über einen älteren Nachweis auf Basis der Vorgaben der Richtlinie 2012/27/EU, welcher auch im Rahmen des EEG 2023 (siehe auch §3 Nr. 29a EEG 2023) ausreichend und maßgeblich ist.\r\n\r\nZudem sollte klargestellt werden, dass bereits vorgelegte Nachweise und erteilte Erlaubnisse Ihre Gültigkeit behalten.\r\n\r\nDie Zielsetzung des Gesetzesvorhaben ist es, Biomasseanlagen bis zu einer elektrischen Nennleistung von 2 Megawatt eine bürokratiearme Möglichkeit zu eröffnen, weiterhin die Stromsteuerbefreiung nach § 9 Abs. 1 Nr .3 nutzen zu können. Dies würde aber durch höhere bzw. geänderte Anforderungen an den Hocheffizienznachweis konterkariert werden. Viele Anlagenbetreiber könnten dadurch automatisch ausgeschlossen sein. Daher muss klargestellt werden, dass bei Biomasseanlagen auch weiterhin die Nachweise auf Basis der Richtlinie 2012/27/EU, die auch für das EEG 2023 ausreichend sind, genügen und bereits erteilte Erlaubnisse weiterhin Gültigkeit behalten. Dies reduziert auch den bürokratischen Aufwand bei Betreibern und den zuständigen Hauptzollämtern.\r\n\r\n BEE-Empfehlung:\r\n\r\nAn § 8 Absatz 5 StromStV wird folgender Satz angefügt:\r\n\r\nDie Einhaltung der allgemein anerkannten Regeln der Technik wird bei Anlagen, die Strom aus Biomasse erzeugen, vermutet, wenn ein Sachverständigengutachten oder der Herstellernachweis die Einhaltung der Kriterien des Anhangs II der Richtlinie 2012/27/EU des Europäischen Parlaments und des Rates vom 25. Oktober 2012 zur Energieeffizienz, zur Änderung der Richtlinien 2009/125/EG und 2010/30/EU und zur Aufhebung der Richtlinien 2004/8/EG und 2006/32/EG (ABl. L 315 vom 14.11.2012, S. 1; L 113 vom 25.4.2013, S. 24), die durch die Richtlinie 2013/12/EU (ABl. L 141 vom 28.5.2013, S. 28) geändert worden ist, in der jeweils geltenden Fassung nachweist.\r\n\r\n \r\n\r\n3.2 Zu § 11 und 12\r\nDer Wegfall von § 12 Abs. 2 könnte in der Praxis zu erheblichen Schwierigkeiten führen. Betreibern, die Kunden versorgen, wird hier die Schätzbefugnis entzogen, den Strom zur Stromerzeugung vom sonstig verbrauchten Strom abzugrenzen. Selbst wenn in der Praxis Klarheit darüber herrschen würde, welcher Strom nun ein solcher zur Stromerzeugung ist, führt die Streichung zu der Herausforderung, diesen Strom nunmehr messen zu müssen. § 11 Nr. 11 StromStG beinhaltet auch in seiner geänderten Form die Verordnungsermächtigung für die Umsetzung der Schätzerlaubnis. Die Schätzung zur Abgrenzung von (steuerfreien) Mengen zur Stromerzeugung auch für Versorger sollte unbedingt erhalten bleiben.\r\n\r\n3.3 Zu § 12b Anlagenbegriff und räumlicher Zusammenhang\r\n§ 12b Abs. 2 StromStV verschärft die Problematik des Lieferkettenmodells zusätzlich. Nach § 9 Abs. 1 Nr. 3 b StromStG ist nur der Strom aus Kleinanlagen bis maximal 2 MW von der Stromsteuer befreit, der von demjenigen, der die Anlage betreibt oder betreiben lässt, an Letztverbraucher geliefert wird.\r\n\r\nDas bedeutet: Ein PV-Mieterstromlieferant, der den Strom an den Mieter liefert, muss zur Inanspruchnahme der Stromsteuerbefreiung weiterhin entweder selbst der Betreiber der PV-Anlage sein oder derjenige, der die Anlage betreiben lässt. Gerade im Lieferkettenmodell beim Mieterstrom ist dies jedoch nicht der Fall: Hier ist in der Regel der Vermieter Anlagenbetreiber, während der Mieterstromlieferant lediglich als vom Vermieter beauftragter Enabler fungiert. Dieser übernimmt die EVU-Pflichten und die Abwicklung der Stromlieferverträge und -abrechnungen mit dem Mieter, um die Mieterstromversorgung überhaupt zu ermöglichen. Häufig fehlt es in diesem Modell zudem an einem „Betreibenlassen“ der PV-Anlage durch den Mieterstromlieferanten.\r\n\r\nBEE-Empfehlung:\r\n\r\nEine mögliche Lösung wäre, § 12b Abs. 2 StromStV so zu ändern, dass die Stromsteuerbefreiung auch im Lieferkettenmodell als Regelfall gilt. Alternativ könnte in § 9 Abs. 1 Nr. 3 StromStG eine Regelung ergänzt werden, die das Lieferkettenmodell ausdrücklich gleichstellt und damit ebenfalls von der Stromsteuer befreit."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-08-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019733","regulatoryProjectTitle":"Ausgestaltung des Standortfördergesetzes (StoFöG) 2025","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/db/ea/617352/Stellungnahme-Gutachten-SG2509100006.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":"Das Wichtigste in Kürze\r\nWir begrüßen es, dass die Bundesregierung, dem Koalitionsvertrag entsprechend, mehr Spielraum für private Investitionen in Erneuerbare Energien und dazugehörige Infrastrukturen schaffen will. Das StoFöG kann einen erheblichen Beitrag dazu leisten.\r\nDer Entwurf kreiert neue und erhöhte Investitionsmöglichkeiten für Spezialfonds und REITs in EE-Anlagen und Infrastrukturen.\r\nDer Entwurf schafft Rechtssicherheit durch die einheitliche Definition im Kapitalanlagegesetzbuch § 1 Absatz 19 Nummer 6a mit Verweis auf das EEG.\r\nDamit insbesondere kleine und mittlere Akteure der Energiewende gezielt gestärkt werden, empfiehlt der BEE im Rahmen des StoFöG (Artikel 21), das bestehende Schwarmfinanzierungs-Privileg nach § 2a VermAnlG auf Bürgerenergie-Gesellschaften in der Rechtsform GmbH oder GmbH & Co. KG auszuweiten.\r\nUm sicherzustellen, dass die Möglichkeiten für gesteigerte Investitionen in EE vollumfänglich genutzt werden können, empfiehlt der BEE, die Infrastruktur-Quote von der Immobilienquote zu entkoppeln und eine eigenständige Quote für Infrastruktur zu schaffen, die insbesondere Investitionen in Erneuerbare Energien gezielt fördert.\r\nDer BEE sieht in den geplanten Änderungen des REIT-Gesetzes, Investmentsteuergesetzes und KAGB eine Chance, Investitionen in Erneuerbare Energien effizienter zu gestalten. Gleichzeitig zeigt der Entwurf des Standortfördergesetzes, dass durch die Vielzahl an neuen Melde-, Dokumentations- und Reportingpflichten das Ziel einer schlanken Verwaltung und des Bürokratieabbaus aktuell gefährdet ist.\r\n \r\n\r\nVorbemerkungen\r\nAm 22. August 2025 hat das Bundesministerium der Finanzen (BMF) den Referentenentwurf eines Gesetzes zur Förderung privater Investitionen und des Finanzstandorts (Standortfördergesetz, StoFöG) zur Verbändekonsultation gestellt.\r\n\r\nDer Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) begrüßt ausdrücklich die Zielsetzung des Referentenentwurfs, Investitionen in Erneuerbare Energien und in die dazugehörige Infrastruktur zu stärken. Mit 63 Artikeln, unter anderem zu Änderungen im REIT-Gesetz, Investmentsteuergesetz, Kapitalanlagegesetzbuch sowie dem Vermögensanlagengesetz, stellt der Entwurf einen umfangreichen ersten Ansatz dar, institutionelles Kapital für Investitionen nutzbar zu machen. Gleichzeitig sehen wir: Für eine wirklich starke und zielgerichtete Förderung Erneuerbarer Energien sind weitere Maßnahmen erforderlich.\r\n\r\nDie Schaffung attraktiver Rahmenbedingungen für privates Kapital ist eine zentrale Voraussetzung, um die ambitionierten Klimaziele der Bundesregierung zu erreichen und die Energiewende erfolgreich umzusetzen. Bereits im Koalitionsvertrag wurde das Ziel formuliert: „Zur Vergabe von Eigen- und Fremdkapital bei Investitionen wollen wir im Zusammenspiel von öffentlichen Garantien und privatem Kapital einen Investitionsfonds für die Energieinfrastruktur auflegen.“ (Zeile 1011)\r\n\r\nDie vorgesehenen Anpassungen im Standortfördergesetz (u.a. REIT-Gesetz, im Investmentsteuergesetz, im KAGB sowie im Vermögensanlagengesetz) sind ein erster wichtiger Schritt, um Investitionsspielräume für Erneuerbare Energien zu eröffnen. Wir sehen in diesen Regelungen die Chance, institutionelles Kapital in deutlich größerem Umfang für die Finanzierung von Projekten im Bereich der Erneuerbaren Energien nutzbar zu machen. Zugleich ist zu berücksichtigen, dass der Referentenentwurf zwar den Zugang zu Kapital für Investitionen verbessert, jedoch besteht ohne gezielte Maßnahmen zur Regionalisierung die Gefahr, dass die Wertschöpfung zunehmend ins Ausland abfließt. Dies hätte nicht nur wirtschaftliche Auswirkungen, sondern auch negative Effekte auf die gesellschaftliche Akzeptanz der Energiewende.\r\n\r\nGleichzeitig identifizieren wir Herausforderungen, die eine Nachjustierung erforderlich machen. Statt eines Abbaus von Bürokratie und Verwaltungsaufwand – wie es die Zielsetzung des Gesetzes nahelegt – besteht derzeit die Gefahr, dass zusätzliche Melde-, Dokumentations- und Compliance-Pflichten entstehen. Aus Sicht des BEE ist es entscheidend, dass die neuen Regelungen so ausgestaltet werden, dass sie den Marktzugang für Investitionen in Erneuerbare Energien erleichtern und nicht durch übermäßige Komplexität hemmen. Auch mit Blick auf künftige Anpassungen darf das Ziel des Bürokratieabbaus nicht aus den Augen verloren werden.\r\n\r\nDarüber hinaus sind flankierende Maßnahmen erforderlich, die über das StoFöG hinausgehen. So müssen Banken nach aktueller Regulierung (CRR II, Art. 132 Abs. 3) für Infrastruktur-Eigenkapitalinvestitionen eine sehr hohe Eigenkapitalunterlegung (bis zu 250 %) vorhalten. Diskutierte Entlastungen wie ein Infrastructure Supporting Factor oder Green Supporting Factor sind auf EU-Ebene bislang nicht umgesetzt. Die Bundesregierung sollte dieses Thema adressieren und ergänzend nationale Instrumente wie KfW-Garantien prüfen, um die Finanzierungskosten für Infrastruktur zu reduzieren.\r\n\r\nDer BEE bedankt sich für die Möglichkeit, Stellung zu nehmen und kommentiert im Folgenden die Erneuerbaren-Branche betreffenden Punkte.\r\n\r\n \r\n\r\n1. Zu Artikel 21 - Änderung des Vermögensanlagengesetzes (VermAnlG)\r\n1.1 Zu § 2a – Ausweitung der Schwarmfinanzierungs-Privilegien auf Bürgerenergie\r\nUm sicherzustellen, dass insbesondere kleine und mittlere Akteure der Energiewende gezielt gestärkt werden, empfiehlt der BEE im Rahmen des StoFöG (Artikel 21), das bestehende Schwarmfinanzierungs-Privileg nach § 2a VermAnlG auf Bürgerenergie-Gesellschaften in der Rechtsform GmbH oder GmbH & Co. KG auszuweiten. Diese Gesellschaften sollen bis zu einem Gesamtvolumen von 500.000 Euro innerhalb von zwölf Monaten Kapital aufnehmen können, wobei der Anteil eines einzelnen Investors maximal 10 % des Emissionsvolumens betragen darf. Zudem sollen mindestens 60 % der Investoren natürliche Personen aus der Region sein, beispielsweise innerhalb eines Radius von 25 Kilometern zum Projektstandort. Die Unternehmen müssen überwiegend in der Errichtung, dem Betrieb, der Speicherung oder Verteilung erneuerbarer Energien tätig sein.\r\n\r\nZur Sicherstellung von Transparenz, Rechtssicherheit und Vergleichbarkeit der Angebote schlägt der BEE die Einführung standardisierter Informationsblätter und Musterverträge vor. Ein kompaktes Informationsblatt soll wesentliche Angaben zu Mittelverwendung, Risiken, Kosten und Rendite enthalten, ergänzt durch einen jährlichen Kurzbericht von zwei Seiten an die Anlegerinnen und Anleger. Die Platzierung soll über ECSP-lizenzierte Plattformen oder registrierte Vermittler erfolgen, einschließlich Treuhand-Escrow bis zum Erreichen eines Mindestbetrags und einem 14-tägigen Widerrufsrecht. Zusätzlich sollen standardisierte Vertragsmuster wie Nachrangdarlehen oder Genussrechte zur Verfügung gestellt werden, um den Verwaltungsaufwand zu reduzieren und Investitionen effizienter zu gestalten.\r\n\r\nDie Inhalte des Informationsblatts sollten mindestens folgende Punkte abdecken:\r\n\r\nWas wird angeboten? (Instrument, Stückelung, Ziel-/Mindestvolumen, Zeichnungsfenster)\r\nEmittent & Projekt (Rechtsform, Sitz, Kurzbeschreibung Anlage/Standort, Status, Genehmigungen)\r\nMittelverwendung (Prozentaufteilung oder feste Zahlen; ggfs. Sperrkonto)\r\nLaufzeit & Rückzahlung (Fälligkeit, Kündigungsrechte, vorzeitige Rückzahlung)\r\nRendite/Verzinsung & Ausschüttung (fix/variabel, Indexierung, Bedingungen)\r\nKosten für Anleger*innen (einmalig/laufend/erfolgsabhängig – in € und %)\r\nWesentliche Risiken (Top-5: Bau-/Ertrags-/Zins-/Preis-/Genehmigungsrisiken, Nachrang)\r\nErtragsszenarien (günstig/neutral/ungünstig – Annahmen + Rück-/Auszahlungsprofil)\r\nRechte der Anleger*innen (Informations-/Berichtsrechte, ggfs. Beirat/Aufsichtsrat, Interessenkonflikte)\r\nZeichnungsweg & Widerruf (Plattform/Vermittler, 14-Tage-Cooling-Off)\r\nSteuer-Hinweis & Kontakt (Kurzsatz, keine Steuerberatung; Emittenten-Kontakt)\r\nZiel dieser Maßnahmen ist es, die Finanzierung von Bürgerenergieprojekten zu erleichtern, die Kostensituation für kleine Platzierungen zu verbessern und die Beteiligung regionaler Akteure sicherzustellen. Gleichzeitig wird eine Gleichbehandlung mit bestehenden Genossenschaftsmodellen erreicht. Durch diese klaren, praxisnahen Leitplanken soll gewährleistet werden, dass lokale Investitionen in Erneuerbare Energien effektiv umgesetzt werden können, ohne dass der Zugang zu Kapital überwiegend großen, eigenkapitalstarken Gesellschaften vorbehalten bleibt.\r\n\r\n \r\n\r\n2. Zu Artikel 24 – Änderung des REIT-Gesetzes\r\n2.1 Zu § 3 Absatz 2 – REIT-Dienstleistungsgesellschaften: Öffnung für Streubesitz und den Betrieb von EE\r\nWir begrüßen die Neuregelungen in § 3 Absatz 2 ausdrücklich. Die Erweiterung der Anteilsmöglichkeiten und die Erlaubnis, das REIT-Gesellschaften z.B. PV-Dachanlagen oder Ladestationen betreiben und nutzen können, kann umfangreiche private Investitionen in Erneuerbare Energien anreizen.\r\n\r\nUm ein Level-Playing-Field für verschiedene „saubere Fahrzeugtypen“ zu schaffen, würden wir es begrüßen, wenn neben dem Betrieb von Ladesäulen auch der „Betrieb von Tankinfrastruktur für Erneuerbare Kraftstoffe“ für REIT-Dienstleistungsgesellschaften ermöglicht würde. Diese Gleichbehandlung ist in der Alternative Fuels Infrastructure Regulation AFIR (Regulation (EU) 2023/1804) explizit vorgesehen. Auch diese Infrastruktur leistet einen wichtigen Beitrag zur Defossilisierung von Fahrzeugflotten und sollte entsprechend berücksichtigt werden. Entsprechend sollte auch § 3 Absatz 7 angepasst werden.\r\n\r\n2.2 Zu § 12 – Anpassung Höchstgrenzen für Aktiva/Umsätze\r\nDie in § 12 vorgesehen Anpassung der Höchstgrenzen für Aktiva und Umsätze halten wir für angemessen, um die Investitionen in Anlagen zur Bewirtschaftung von Erneuerbaren Energien im Sinne von § 1 Absatz 19 Nummer 6a abzudecken.\r\n\r\n \r\n\r\n3. Zu Artikel 48 – Änderung des Kapitalanlagegesetzbuchs\r\n3.1 Zu § 1 Absatz 19 Nummer 6a – Definition von Erneuerbaren Energien\r\nWir begrüßen, dass der Gesetzesentwurf Rechtssicherheit schafft und auf die einheitliche Definition von Erneuerbaren Energien, entsprechend des § 3 Nummer 21 des EEG, sowie Wärme aus Erneuerbaren Energien, entsprechend § 3 Absatz 1 Nummer 15 des Wärmeplanungsgesetzes, setzt.\r\n\r\n3.2 Zu § 231 – Öffnung des Immobilienkapitals für EE\r\nDie Öffnung des Immobilienkapitals für Erneuerbare Energien (§ 231 KAGB) begrüßen wir ausdrücklich, da sie erstmals Investitionen von Immobilienfonds in Projekte der Erneuerbaren Energien ermöglicht. Zugleich sehen wir jedoch eine erhebliche Einschränkung: Infrastrukturinvestments werden weiterhin zusammen mit Immobilien in einer gemeinsamen Anlagequote (§ 260 KAGB) geführt. Für Erneuerbare Infrastruktur, wie Wind- oder Solarparks, Stromnetze oder Ladeinfrastruktur, bedeutet dies, dass vorhandene Kapazitäten der Immobilienquote bereits ausgeschöpft sein können, bevor ausreichende Mittel für EE-Projekte bereitstehen. Auf diese Weise wird Kapital nicht optimal in die Energiewende gelenkt, obwohl diese politisch priorisiert ist.\r\n\r\nVor diesem Hintergrund fordert der BEE, die Infrastruktur-Quote von der Immobilienquote zu entkoppeln und eine eigenständige Quote für Infrastruktur zu schaffen, die insbesondere Investitionen in Erneuerbare Energien gezielt fördert. Eine solche Regelung würde den Kapitalfluss in EE-Projekte sichern, die Investitionssicherheit erhöhen und die Umsetzung der Klimaziele der Bundesregierung unterstützen. Zudem sollte klargestellt werden, dass Investitionen in Personengesellschaften nicht automatisch als gewerblich für Pensionskassen gewertet werden, da dies sonst zusätzliche aufsichtsrechtliche Einschränkungen auslösen würde und Investitionen in Erneuerbare Infrastruktur unnötig erschwert.\r\n\r\nDarüber hinaus empfiehlt der BEE, in § 231 für ein Level-Playing-Field der verschiedenen „sauberen Fahrzeugtypen“ zu sorgen. So sollten wie in Absatz 3 vorgesehen, auch Gegenstände erworben werden dürfen, die zum „Betrieb von Tankinfrastruktur für Erneuerbare Kraftstoffe erforderlich sind“. Diese Gleichbehandlung ist in der Alternative Fuels Infrastructure Regulation AFIR (Regulation (EU) 2023/1804) explizit vorgesehen.  Auch diese Infrastruktur leistet einen wichtigen Beitrag zur Defossilisierung von Fahrzeugflotten und sollte entsprechend berücksichtigt werden. Dieser Empfehlung entsprechend sollte auch der neue § 231 Absatz 6 angepasst werden.\r\n\r\n \r\n\r\n4. Weitere Anmerkungen\r\n4.1 Bürokratieabbau\r\nDer BEE sieht in den geplanten Änderungen des REIT-Gesetzes, Investmentsteuergesetzes und KAGB eine Chance, Investitionen in Erneuerbare Energien effizienter zu gestalten. Außerdem zeigt der Entwurf des Standortfördergesetzes, dass durch die Vielzahl an neuen Melde-, Dokumentations- und Reportingpflichten das Ziel einer schlanken Verwaltung aktuell gefährdet ist.\r\n\r\nBesonders relevant ist dies für Fonds, die nun neben Immobilien auch in Infrastruktur und Erneuerbare Energien investieren dürfen: Die zusätzlichen Pflichten zur Berichterstattung, Compliance und Dokumentation erhöhen den administrativen Aufwand erheblich. Aus Sicht des BEE ist es entscheidend, dass diese Vorgaben zweckmäßig und proportional ausgestaltet werden, damit der Fokus auf die tatsächlichen Investitionen in die Energiewende gerichtet bleibt und nicht durch unnötige Bürokratie abgeschwächt wird.\r\n\r\nEine angemessene Absicherung der Investitionen ist dabei immer wichtig, darf jedoch nicht zu unverhältnismäßiger Bürokratie führen. Ziel muss es sein, den administrativen Aufwand für Fonds und Investoren so gering wie möglich zu halten, damit das StoFöG seine Wirkung als Impulsgeber für private Investitionen voll entfalten kann."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-08-29"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019734","regulatoryProjectTitle":"Handlungsempfehlungen für einheitliche Kriterien im Reservierungsmechanismus für Netzanschlusskapazitäten gem. § 8e EEG-E (Kabinettsbeschluss 2024)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/df/7b/617354/Stellungnahme-Gutachten-SG2509230010.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":"Vorbemerkungen\r\nDer Hochlauf der Energiewende und die damit einhergehende sektorenübergreifende Dekarbonisierung bedeuten einen steigenden Aufwand bei Verteilnetzbetreibern (VNB), da sowohl mehr dezentrale Erzeugungseinheiten, Energiespeicher als auch eine Vielzahl an Verbrauchern (Ladeinfrastruktur, Wärmepumpen, Elektrolyseure) Anschlüsse und die Integration in ihre Netze erfordern. Die Belastung bei der Bearbeitung von Netzanschlussbegehren ist in den letzten Jahren stark gestiegen und wird sich in den kommenden Jahren auf einem konstant hohen Level verstetigen. Die Zunahme der Anschlussanfragen führte bereits jetzt schon zu langen Wartezeiten im gesamten Netzanschlussprozess. So konnte die gesetzliche Frist von 8 Wochen zur Beantwortung von Netzanschlussbegehren (i.S. von § 8 Abs. 6 EEG) von vielen VNBs oftmals nicht eingehalten werden. Zur Identifikation der Herausforderungen beim Netzanschluss initiierte das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) im Juni 2022 den Branchendialog zur Beschleunigung von Netzanschlüssen. Innerhalb dieses Branchendialoges wurde die Fokus-Agenda erarbeitet, welche zentrale Themen rund um den Netzanschluss aufgriff und dazu praxistaugliche und zielorientierte Lösungen erarbeitete.\r\nEin relevantes Thema, die einheitliche Ausgestaltung von Mechanismen zur Reservierung von Netzkapazität, wurde in Anknüpfung eines Entschließungsantrages des Deutschen Bundestages vom November 2023 im Rahmen des Branchendialoges aufgenommen.\r\nEntscheidende Themen zur Beschleunigung von Netzanschlüssen konnten zuletzt nicht umgesetzt werden. Jedoch existieren die Gesetzesentwürfe im Ministerium (vgl. Kabinettsentwurf zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung vom 21.11.2024). Der Bundesverband Erneuerbare Energien e.V. setzt sich für eine gesetzliche Umsetzung der Arbeitsergebnisse des Branchendialogs zur Beschleunigung von Netzanschlüssen ein und zielt mit diesem Papier auf die Ausgestaltung einheitlicher Mechanismen zur Reservierung von Netzkapazität.\r\n1 Notwendigkeit für einheitliche Reservierungskriterien\r\nGrundsätzlich konkurrieren Vorhabenträger um Flächen und Netzkapazitäten. Um die steigenden Anfragen nach Netzkapazität in einem Prozess abbilden zu können, etablierten sich in der Praxis bei den Netzbetreibern Systeme zur Reservierung von Netzanschlusskapazität. Zusätzlich veröffentlichte das Forum Netztechnik/ Netzbetrieb im Verband Deutscher Elektrotechniker (VDE FNN) im Jahr 2021 das Hinweispapier „Ermittlung Netzanschlusspunkt für Anlagen nach EEG/KWKG“, welches unter anderem dieses Thema aufnahm und Eckpunkte zur Leistungsreservierung in Abhängigkeit zum Projektfortschritt bzw. mit Nachweis der Planungsreife beschrieb. Die Sinnhaftigkeit einer zeitlichen Befristung der Reservierung wurde hier schon angemerkt, aber nicht weiter präzisiert. Das Hinweispapier führte bislang leider nicht zur aus der Branche der Anschlussbegehrenden gewünschten einheitlichen und verpflichtenden Ausgestaltung der Reservierungsmechanismen bei den Netzbetreibern.\r\nLange Zeit war umstritten, ob die Reservierung von Netzanschlusskapazität eine rechtmäßige Form der Umsetzung oder Verstoß gegen das Recht auf unverzügliche und vorrangige Herstellung des Netzanschlusses nach § 8 Abs. 1 EEG darstellt. 2023 wurde die Rechtssicherheit von Reservierungsmechanismen durch ein Urteil des Bundesgerichtshofs bestätigt. Im Urteil wurde auf das Erfordernis eines transparenten, diskriminierungs- und willkürfreien Verfahrens hingewiesen. Der Netzbetreiber muss zudem sicherstellen, dass das Reservierungsverfahren den Ausbau der erneuerbaren Energien nicht entgegen der obigen Zielsetzung behindert, was etwa Anlass geben dürfte, Reservierungen in geeigneter Weise zu befristen.\r\nBereits die vergangenen Jahre haben gezeigt, dass die erfolgreiche Reservierung von Netzanschlusskapazitäten eine kritische Phase für viele Projekte ist, unter anderem auch weil keine homogene Regelung besteht. Projektierer, die deutschlandweit tätig sind, müssen derzeit die vielfältigen Anforderungen und teils stark unterschiedlichen Reservierungsprozesse berücksichtigen bzw. damit umgehen, dass es Netzbetreiber gibt, die gar keine Reservierungsprozesse anbieten. Weiter steigende Ausbauzahlen werden dieses Problem zunehmend verschärfen, sodass es die Branche der Erneuerbaren Energien (EE) begrüßt, wenn an dieser Stelle ein Stakeholder übergreifender, bundeseinheitlicher Konsens gefunden wird, der das Problem entschärfen kann. Das Ziel sollte es dabei sein, durch standardisierte Reservierungsverfahren mehr Investitionssicherheit für neue Projekte zu schaffen, ohne einerseits Kapazitäten durch zu niedrigschwellige Nachweise von Projektfortschritten unnötig zu blockieren und andererseits die Ernsthaftigkeit der nachzuweisenden Projektfortschritte nachvollziehbar abzubilden. Daher ist vor allem die Befristung von Reservierungsansprüchen ein wichtiges Mittel, um unnötig vorgehaltene Kapazitäten in Kürze wieder freizugeben. Die mangelnde Transparenz von verfügbaren und reservierten Netzanschlusskapazitäten drängt Projektierer dazu, mehr Netzanschlussbegehren zu stellen, als sie letztendlich realisieren können. Der Reservierungsmechanismus (ResMech) muss deshalb dringend von Maßnahmen zur Steigerung der Netztransparenz begleitet werden - so wird die Möglichkeit zur Synchronisierung von Netzausbau und Erzeugungsanlagen geschaffen, was Kapazitäten freisetzen und in gewissem Umfang Netzausbau reduzieren kann. Die dabei mögliche Umsetzung der freiwilligen Offenlegung von bestehenden Netzanschlussbegehren kann zudem zu einer Vernetzungsfunktion von Projektierern von Erzeugungsanlagen und Speichern fungieren, und so eine netzentlastende Lokalisierungs- bzw. Steuerungsfunktion für Speicheranlagen darstellen.\r\n2 Gesetzlicher Rahmen\r\nBisher gibt es keinen geltenden gesetzlichen Rahmen und die in der letzten EnWG/EEG-Novelle geplante Schaffung eines solchen, konnte leider nicht mehr umgesetzt werden. Der BEE spricht sich weiterhin für die Einführung eines einheitlichen ResMech aus und fordert die künftige/neue Bundesregierung auf, die beschlussfähige Gesetzesnovelle schnellstmöglich zu verabschieden. Um die Umsetzung des Mechanismus voranzubringen, geht die EE-Branche in Vorleistung und formuliert schon jetzt, welche Kriterien ein zukünftiger ResMech zur Zielerreichung erfüllen muss und welchen Nachweis eines Projektfortschritts Projektierer der unterschiedlichen Energieträger zum jeweiligen Zeitpunkt im Projekt leisten können. Der Kabinettsentwurf sah folgende Kriterien für die Ausgestaltung einheitlicher Mechanismen zur Reservierung von Netzkapazität vor:\r\n1.\r\nDauer der Reservierungsabschnitte (zwischen 6 bis 24 Monaten)\r\n2.\r\nGeeignete Nachweise für den Projektfortschritt\r\n3.\r\nBesonderheiten bei Ausschreibungsanlagen1\r\n4.\r\nÜbergangsregeln für bereits bestehenden Reservierungen\r\nDie Ausgestaltung dieser Kriterien soll für Anlagen mit einer installierten Leistung ab 135 kW gelten und dafür den ermittelten Netzverknüpfungspunkt nach § 8 EEG verbindlich vorhalten. Die Vorgaben sollen differenziert nach Art der Anlagen getroffen werden. Die Anforderungen sollen von den Netzbetreibern unter Einbindung der betroffenen Verbände und unter angemessener Berücksichtigung der Belange von Netzanschlussbegehrenden entwickelt werden.\r\nDabei ist die Antwort des Netzbetreibers auf das Netzanschlussbegehren nach § 8 EEG gleichzusetzen mit dem Beginn der 1. Stufe der Reservierung der Netzanschlusskapazität - sollte vom Anschlusspetenten eine mögliche flexible Netzanschlussvereinbarung oder ein alternativer NVP gewählt werden (vgl. § 8 Abs. 2 EEG), wird die Reservierung mit der entsprechenden vertraglichen Leistung auf den entsprechend vereinbarten NVP umgewidmet - an deren Ende ein rechtsgültiger Netzanschlussvertrag steht.2\r\nUnter diesem schon skizzierten Rahmen stellt der Bundesverband Erneuerbare Energien e.V. transparente und diskriminierungsfreie Vorgaben der Anschlussbegehrenden für die einheitliche Gestaltung von Reservierungsmechanismen für Netzkapazität nach § 8 EEG-E Absatz 1 und 2 vor.\r\nDabei legen wir den durch den BEE und seine Mitgliedsverbände bereits ausgearbeiteten mehrstufigen Mechanismus zu Grunde.3\r\n1 Die Befristung der Reservierungsabschnitte ist zielführend und entspricht Sinn und Zweck der Reservierung, wie durch das BGH-Urteil bestätigt. Ab dem Zeitpunkt der Zuschlagserteilung ist aus Sicht der Branche jedoch keine Befristung notwendig. Anlagenbetreiber haben durch die Pönalisierung bei ausbleibender Inbetriebnahme nach 30 Monaten nach der Zuschlagserteilung einen ausreichend starken Anreiz, die Anlagen schnellstmöglich in Betrieb zu nehmen.\r\n2 Ziel ist es hier, den nach Wahl eines alternativen NVP nun obsoleten gewordenen Anschlusspunkt nicht ungenutzt zu reservieren und so nicht benötigte Anschlusskapazitäten schnellstmöglich wieder frei zu geben.\r\n3 Vgl. BEE-Stellungnahme zum Reservierungsmechanismus Netzkapazität.\r\n2.1 Fristverlängerung in besonderen Ausnahmetatbeständen\r\nAnschlusspetenten sind beim Nachweis der Planungsreife in hohem Maße auf Dritte angewiesen. Insbesondere beim Einholen behördlicher Genehmigungen (z.B. nach BImSchG oder im Rahmen von Bebauungsplänen) oder der Bestellung vorhabenbezogener Komponenten (z.B. Anlagenkomponenten, Umspannwerke und Transformatoren) kann es immer wieder zu unvorhersehbaren Verzögerungen kommen, auf die die Anschlusspetenten bzw. Anlagenerrichter keinen Einfluss haben. Durch diese Abhängigkeiten können Fristen im ResMech durch das Verschulden Dritter versäumt werden. Für diese Fälle schlägt der BEE eine Härtefallregelung vor – etwa durch die Vorlage eines Nachweisschreibens des betreffenden Dritten oder vorhandener Korrespondenz, die belegt, dass interne Abläufe beim Dritten zu Verzögerungen führten und mit einer Umsetzung bis zu einem bestimmten Datum zu rechnen ist.\r\n2.2 Transparenz im Netzanschlussprozess\r\nVNBs sehen sich einer gestiegenen Zahl von Netzanschlussbegehren ausgesetzt, zu deren Beantwortung sie richtigerweise verpflichtet sind. Die Ursache dafür liegt nicht nur in der steigenden Anzahl von Netzanschlüssen, die der Energiewende immanent sind. Projektierer sehen sich mangels Transparenz von Netzdaten dazu gezwungen, Informationen zu verfügbaren Netzanschlusskapazitäten durch eine große Anzahl an Netzanschlussbegehren einzuholen, die die tatsächlich realisierbare Anzahl an Projekten übersteigt.\r\nDie Einführung eines bundesweit einheitlichen und verpflichtenden ResMech für Netzanschlusskapazität muss zwingend mit einer Verbesserung der Netztransparenz und der unverbindlichen, digitalen Voranfragetools einhergehen. Wird die Beantwortung von Netzanschlussbegehren an den Nachweis eines Projektfortschritts geknüpft, so müssen Projektierer unbedingt anderweitig Informationen zu verfügbaren Netzanschlusskapazitäten, bestehenden Reservierungen, Netzausbauplänen und den Rahmenbedingungen für flexible Netzanschlussvereinbarungen (Art & Auslegung der Erzeugungsanlagen am NVP, ggf. Einspeisefenster) erhalten können.\r\nDer Kabinettsentwurf sah hierzu die Einführung einer digitalen, automatisierten und unverbindlichen Netzanschlussauskunft vor, um das Problem des Informationsdefizites wesentlich zu entschärfen. Damit der ResMech für Netzanschlusskapazität zu einer spürbaren Entlastung der VNBs führen kann, muss das Instrument durch verbesserte Netztransparenz komplementiert werden. Die flächendeckende Nutzung der “schnellen Netzanschlussprüfung” (SNAP-Tool) in allen Spannungsebenen oder die rechtlich unverbindliche Netzanschlussauskunft können dies leisten. Bislang ist der Nutzen des SNAP-Tools durch die Beschränkung auf Anfragen von 10.000 kW Leistung stark eingeschränkt.\r\n3 ResMech/-dauer je Erzeuger\r\nUm den unterschiedlichen Charakteristika der Projektentwicklung bei verschiedenen Energieträgern Rechnung zu tragen, schlägt der BEE differenzierte Nachweise des Projektfortschritts nach Erzeugungsarten vor. Die in unterschiedliche Reservierungsstufen aufgelisteten Nachweise zum Projektfortschritt müssen nicht zwangsläufig beim Nachweis eines Projektfortschrittes einen Wechsel der Reservierungsstufe beinhalten, vielmehr soll es möglich sein auch innerhalb einer Reservierungsstufe zu verlängern.\r\nDer BEE schlägt zudem vor, die Nachweise zum Projektfortschritt in regelmäßigen Abständen durch einen von der Regulierungsbehörde angesetzten Prozess, der die Belange und Interessen der Anschlusspetenten objektiv, transparent und diskriminierungsfrei berücksichtigt, überarbeiten zu lassen. Beispielsweise können bedeutende Änderungen in genehmigungsrechtlichen Verfahren umgesetzt werden, sodass die Anschlusspetenten keine Nachweise nach veralteten Kriterien liefern können, oder der Netzausbau zu deutlichen Verzögerungen der Projekte führt, die entsprechend in der Reservierungsdauer zu berücksichtigen sind. Der BEE empfiehlt die Kriterien alle 2 Jahre zu überprüfen.\r\n3.1 Wind\r\nDie Planungs- und Genehmigungsprozesse für Windenergieanlagen (WEA) sind im Durchschnitt deutlich länger als die anderer Erneuerbare-Energien-Anlagen (EEA). Der Entwurf des ResMech sah deshalb richtigerweise eine Differenzierung nach Erzeugungsart vor. Die Ausgestaltung des Mechanismus muss demnach sicherstellen, dass Wind- und PV-Anlagen gleichermaßen Reservierungszusagen für Netzanschlusskapazität erhalten können. Dafür ist insbesondere die erste Reservierungsstufe von entscheidender Bedeutung.\r\nGleichzeitig muss gerade der Nachweis des Projektfortschritts für die erste Reservierungsstufe eine ausreichend hohe Hürde darstellen, um die „Verstopfung“ von reservierten Netzanschlusskapazitäten durch mehrfach angefragte Projekte zu vermeiden. Im Falle von Windenergieanlagen wird dies durch folgende Grundvoraussetzung erreicht: Zusätzlich zum konkreten Nachweis aus der ersten Reservierungsstufe muss sich das Projekte in einem (im Entwurf befindlichen) Windvorranggebiet liegen müssen und bereits ein unterschriebener Pachtvertrag vorgelegt werden. Für Repowering Projekte nach § 16b BimSchG muss der neue Anlagenstandort nicht in einem Windvorranggebiet liegen.\r\nDer Zubau von Erneuerbare-Energien-Anlagen sollte im Sinne einer integrierten Netzplanung vor allem in ausgewiesenen Flächen stattfinden. Davon abgesehen können bei Repowering-Projekten im Einzelfall auch Standorte außerhalb von Windvorranggebieten projektiert werden. Beispielsweise kann die höhere Anlagenhöhe dazu führen, dass eine größere Entfernung zu anliegenden Siedlungen eingehalten werden muss, weshalb ein Repowering-Projekt auf Flächen außerhalb des Windvorranggebiets, in dem sich die Bestandsanlage befand, ausweichen müssen. Ähnliches gilt für Gemeinden, welche die durch die Gemeindeöffnungsklausel nach § 245e Absatz 5 BauGB zusätzlich zum Windvorranggebiet weitere Flächen der Gemeinde ausweisen möchten.\r\nFür Bürgerenergieprojekte sollten gegebenenfalls Ausnahmeregelungen getroffen werden. Bei diesen Projekten schließen sich Bürgerinnen und Bürger zu sogenannten Bürgerenergiegesellschaften nach § 3 Nummer 15 EEG zusammen. In der Regel werden hier kleine Projekte mit wenigen oder einzelnen Anlagen mit privatem Kapital realisiert. Die Dauer der einzelnen Projektierungsabschnitte ist deutlich länger – beispielsweise durch Wartezeiten auf Gutachter, die von größeren Projektierungsunternehmen im Voraus gebucht werden – und sollte in einem Kapazitätsreservierungsmechanismus berücksichtigt werden.\r\n3.2 Photovoltaik\r\nDer Nachweis des Projektfortschritts für Photovoltaikanlagen kann nicht einheitlich erfolgen, da sich die Möglichkeit zur Erlangung von Nachweisen unter anderem davon unterscheidet, ob die Anlagen auf Dächern oder in der Freifläche geplant werden. Da es bezogen auf diese beiden Anwendungsbeispiele starke Abweichungen im Projektverlauf gibt, sollen getrennte Kriterien für einen einheitlichen ResMech für die jeweilige Anlagenart eingebracht werden.\r\n3.2.1 Aufdach\r\nPhotovoltaik-Aufdachanlagen sind in den meisten Fällen genehmigungsfrei, nur bei der integrierten Baugenehmigung von Neubauvorhaben kann eine Aufdachanlage Bestandteil eines Genehmigungsverfahrens werden. Daher scheint hier der Nachweis des Projektfortschrittes kritischer als bei anderen Anlagentypen.\r\n3.2.2 Freifläche\r\nFür Photovoltaik-Anlagen ergeben sich durch unterschiedliche Verfahren ebenfalls kritische Phasen im Nachweis des Projektfortschrittes. Hier sind die nach § 35 Abs. 1 Nr. 8 und 9 BauGB verfahrensfreien und damit nicht genehmigungspflichtigen Freiflächenanlagen zu nennen. Zusätzlich sind Änderungen in den Landesbauordnungen zu beachten. So hat Baden-Württemberg seine Landesbauordnung hinsichtlich der Planungs-, Genehmigungs- und Umsetzungsbeschleunigung am 13.03.2025 neu beschlossen. Zukünftig werden Freiflächenanlagen verfahrensfrei und benötigen keine Baugenehmigung. Da geltendes Recht immer wieder angepasst werden kann, soll hier nochmal auf eine rhythmische Überprüfung der Reservierungsmechanismen bzw. beim Nachweis des Projektfortschrittes hingewiesen werden.\r\n3.3 Biogasanlagen\r\nDa Biogasanlagen in der Regel von Einzelunternehmern an einem bestimmten Standort errichtet werden, kommen für die meisten Projekte keine unterschiedlichen Konstellationen in Frage, sodass in diesem Technologiebereich ohnehin nicht mit einem Massenaufkommen von Anfragen zu rechnen ist.\r\nWeiterhin ist zu beachten, dass im Rahmen der Anlagenflexibilisierung häufig an bereits bestehenden Anlagenstandorten inkl. bestehenden Netzverknüpfungspunkten Erweiterungen der Anschlussleistung nachgefragt werden, wobei die eingespeiste Arbeit im Wesentlichen konstant bleibt.\r\n3.4 Batteriespeicheranlagen (BESS)\r\nBatteriespeicher stellen im Umgang mit Netzanschlussanfragen eine eigene Kategorie dar, da sie sowohl Erzeugungs- als auch Entnahmekapazität anfragen. In der bisherigen Praxis führte das zur Absage von Anschlussanfragen, weil eines der beiden Kriterien (aktuell Entnahmekapazität) nicht erfüllt werden kann. Somit wird für Batteriespeicher in diesem Kontext ein Voranfrage-Tool notwendig, welches auch Entnahmekapazitäten abbildet.\r\nDie Absage wegen fehlender Entnahmekapazität wird aktuell vor allem wegen gegeneinanderlaufender Definitionen eines alten Energiesystems begründet. Netzbetreiber begründen Absagen bezogen auf die Entnahmeleistung von BESS mit der fehlenden Möglichkeit, diese in Engpasssituationen nach § 13a EnWG im Leistungsbezug reduzieren zu können. Das wird vor allem aus der Zahlung von Baukostenzuschüssen für Speicher-Anlagen und der damit einhergehenden Einstufung als Industrieanlage mit Energiebereitstellungsverpflichtung der vollen Kapazität für 24/7 am Netzanschlusspunkt argumentiert.\r\nDa Batteriespeicher einen günstigen Mehrwert für unser Energiesystem darstellen, sollten folgende Kriterien bei der Bearbeitung von Reservierungsmechanismen beachtet werden:\r\na)\r\nZukünftig sollten für Speicher im Hinblick auf Entnahmekapazität, die Möglichkeit von Zeitfenstern bzw. die Einbindung in flexible Netzanschlussvereinbarungen (§ 17 Abs. 2b EnWG) bezogen auf die Bezugsleistung ermöglicht und vereinfacht angeboten werden, um eine Absage wegen mangelnder dauerhaft bereitzustellender Entnahmekapazität zu vermeiden.\r\nb)\r\nSollten sich Batteriespeicher an bestehenden Netzanschlüssen anbinden oder im Zusammenhang mit einer Erzeugungsanlage angefragt werden, so sollte hier eine priorisierte Vergabe von Bezugskapazität erfolgen, da sich diese Projekte zumindest im Hinblick auf die Erzeugung und im Sinne der Überbauung von Netzverknüpfungspunkten (i.S.d. §8a EEG), keine weitere Belastung für das Netz darstellen.\r\nc)\r\nEs sollte regelmäßig bereits vergebene bzw. vorgehaltene Bezugskapazitäten (bspw. Erweiterung von Industriegebieten) überprüft und einem Realitätscheck unterzogen werden, um nicht genutzte Kapazitäten im Bezug freizugeben.\r\nd)\r\nZum Nachweis des Projektfortschrittes können dann die Kriterien für die PV-Freiflächen überführt werden.\r\nSollten Netzbetreiber bevorzugte Netzregionen zur sinnvollen Ansiedlung von Speichern definieren, sollen diese im Voranfragetool oder in einer anderen passenden Form veröffentlicht werden.\r\n3.5 Übergang Bestandsanlagen in den gesetzlichen Mechanismus\r\nDa es bereits einige Netzbetreiber gibt, die Mechanismen zur Reservierung von Netzanschlusskapazität verwenden, ist eine Übergangsregelung für Bestandsanlagen zwingend erforderlich - Anschlusspetenten, die zum Zeitpunkt der Einführung der einheitlichen Reservierungsmechanismen schon innerhalb eines individuellen Verfahrens integriert sind. Diesen muss der barrierefreie Wechsel in das einheitliche Verfahren ermöglicht werden, wobei hierbei darauf zu achten ist, dass bereits eingereichte Nachweise des Projektfortschrittes nicht mehrfach genutzt werden können. Eine zusätzliche Karenzzeit für den verpflichtenden Wechsel in den neuen Mechanismus ist hier angeraten."},"recipientGroups":[{"recipients":{"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":"2025-07-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019985","regulatoryProjectTitle":"Ausgestaltung des nationalen Risikovorsorgeplans nach Artikel 10 der Verordnung (EU) 2019/941 zur Risikovorsorge im Elektrizitätssektor","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/3c/10/622583/Stellungnahme-Gutachten-SG2509300097.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":"Vorbemerkungen\r\nDer Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) begrüßt, dass das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) am 24. Juli 2025 den Entwurf eines Risikovorsorgeplans 2025 (RVP) im Elektrizitätssektor zur Konsultation gestellt hat und sich dadurch mit einer krisenresistenten Ausgestaltung des Energiesystems befasst, welche sowohl Präventions- als auch Re-aktionsmaßnahmen beinhaltet.\r\nDie Konsultation wird in der Verordnung (EU) 2019/941 gefordert, wonach die Mitgliedstaaten der EU-Kommission einen Entwurf zur Verfügung stellen müssen und diesen parallel zur laufenden europäischen Konsultation auch national konsultieren müssen. In der EU-Verordnung ist in Artikel 10 Abs. 1 vorgesehen, dass das zuständige Ministerium u. a. „die maßgeblichen Erzeuger oder deren Fachverbände“ konsultiert. Der BEE nimmt diese Rolle als Vertretung der Erneuerbare-Energien-Branche in Deutschland gerne wahr.\r\nFür ein zukunftsfähiges Stromsystem braucht es auf der Erzeugungs-, Transport- und Verbrauchsseite Anlagen und Infrastruktur, die der Versorgungssicherheit, Bezahlbarkeit und Umweltverträglichkeit des Stromsystems ein hohes Maß an Resilienz hinzufügen, um auch zukünftige Krisen aller Art möglichst unbeschadet zu überstehen. Die dafür notwendigen strategischen Vorbereitungen und die dazugehörigen Maßnahmen müssen getroffen werden, bevor neue Ernstfälle eintreten. Da kommende Krisen jedoch nicht vorausgesagt werden können, ist der Zeit- und Handlungsdruck zur Ausarbeitung und Umsetzung des RVP besonders hoch.\r\nDas vorliegende Dokument ist in erster Linie als eine Zusammenfassung und Konkretisierung bereits geltender Gesetzgebung zu verstehen. Außerdem gleichen sich einige Teile des Dokuments mit der Vorgängerversion. Die vorhandenen Neuerungen, z. B. die ausführlichere Definition von Cyberkriminalität oder die Umbenennung von kritischen Infrastrukturen und Kontrollzentren in kritische Betriebsmittel und Vermögenswerte, sieht der BEE weitgehend unkritisch.\r\nWichtig ist jedoch, was der Risikovorsorgeplan nicht berücksichtigt, denn eine einseitige Fokussierung auf den Elektrizitätssektor wird den komplexen Schnittmengen und Interdependenzen zwischen allen Sektoren des Energiesystems nicht gerecht. Der BEE plädiert dafür, in allen strategischen Überlegungen die Energiewende als ein ganzheitliches Projekt zu verstehen, das das Ziel von 100 Prozent Erneuerbarer Energie (EE) in den Sektoren Strom, Wärme und Mobilität verfolgt. Demnach braucht es eine Risikovorsorge für all diese Bereiche.\r\nIm Folgenden legt der BEE seine vorläufige Einschätzung des Entwurfs dar.\r\n\r\n1\r\nKrisenszenarien\r\nDas laufende Jahrzehnt ist geprägt von multiplen Krisen, zu denen u. a. internationale Konflikte, aufstrebender Extremismus in mehreren Ländern, Folgen des Klimawandels und die Corona-Pandemie zählen. All diese Szenarien wirken sich direkt oder indirekt auf das deutsche Stromsystem aus, wobei die Energiekrise in Folge des vollumfänglichen russischen Angriffskriegs auf die Ukraine wohl das eindeutigste Beispiel darstellt. Aus diesen Erfahrungen nun Konsequenzen zu ziehen, indem konkrete Krisenszenarien definiert und entsprechende Vor-sorgemaßnahmen getroffen werden, wird dem bestehenden sowie zukünftigen Energiesystem in Deutschland zweifelsfrei zugutekommen.\r\nDer BEE kann die Beschreibungen der Szenarien im vorliegenden Risikovorsorgeplan unter-stützen. Zum Szenario „Extremsommer“ ist anzumerken, dass aus der Beschreibung die richtigen und vollständigen Schlüsse gezogen werden müssen. Der Entwurf registriert, dass hohe Wassertemperaturen und niedrige Wasserstände in Hitzeperioden bereits Kraftwerkskapazitäten geschmälert haben. Dies ist auf den hohen Kühlwasserbedarf großer, zentraler thermischer Kraftwerke zurückzuführen. Eine solche Anfälligkeit stellt einen Nachteil dar, der bei beispielsweise Biogasanlagen nicht vorliegt. Demnach muss in die Priorisierung der Risikovorsorgemaßnahmen aufgenommen werden, dass das Vorhalten von dezentralen, kleineren, steuerbaren EE-Anlagen der Resistenz gegenüber Extremsommern äußerst dienlich ist.\r\n2\r\nZuständigkeiten\r\nIm Krisenfall ist es entscheidend, auf Vorkommnisse schnell und direkt reagieren zu können. Demnach fällt exakt definierten Zuständigkeiten eine besondere Bedeutung zu, damit Adressaten für Anfragen und Prozesse zur Entscheidungsfindung nicht erst geklärt werden müssen, wenn schon die Reaktionszeit läuft. Im RVP werden vor allem das BMWE und die Bundesnetzagentur (BNetzA) mit zentralen Aufgaben betraut.\r\nDem BMWE fällt beim Eintreten eines Krisenfalls die Rolle der zuständigen Behörde zu, so-dass dort die notwendigen Koordinationstätigkeiten gebündelt werden. Dabei muss eine reibungslose Kommunikation mit der Europäischen Union, den Energieerzeugern, den Verbänden, den Netzbetreibern und weiteren Beteiligten gewährleistet sein. Außerdem fällt dem BMWE die Verantwortung zu, Vorsorgemaßnahmen umzusetzen, auch dabei schon die multi-laterale Kommunikation sicherzustellen und nachträglich Evaluierungen durchzuführen. Der BEE befürwortet diese Zuständigkeiten.\r\nDie BNetzA fungiert im Sinne des RVP als unterstützende Institution zur fachlichen Einordnung der Vorgaben und Maßnahmen. Dazu gehört die Mitwirkung an regionalen Szenarien einer Stromkrise sowie die Bestimmung von nationalen Szenarien für Stromversorgungskrisen. Auch diese Zuständigkeiten befürwortet der BEE.\r\n\r\n3\r\nVerfahren und Maßnahmen in einer Stromversorgungskrise\r\nEs ist im Angesicht der Schwere möglicher Folgen äußerst begrüßenswert, dass als Gegenmittel für Stromversorgungskrisen sowohl präventive als auch reaktive Maßnahmen geplant wer-den. Für Letztere sind aus Sicht des BEE insbesondere die Aufgaben der Krisenkoordinierungs-stelle herauszuheben. Im Folgenden ist beschrieben, wie bedeutsam es für die Maßnahmen zur Bekämpfung von Stromversorgungskrisen ist, ein breites, vollumfängliches Verständnis von gesicherter Leistung und Prognosegrundlagen in den RVP einzubeziehen.\r\nGesicherte Leistung wird im RVP und in der laufenden politischen Debatte oft gleichgesetzt mit Kraftwerken, die fossile Energieträger wie Erdgas oder Kohle verwenden. Soll Vorsorge für eine Stromversorgungskrise betrieben werden, ist ein Vorhalten von ausschließlich diesen Energieträgern jedoch ein lückenhafter Ansatz. Es gibt andere physische Speicherkonzepte, die z. B. Biomethan, Wasserstoffderivate oder andere Erneuerbare Energieträger verwenden, und damit zur Risikovorsorge beitragen, ohne auf Importabhängigkeiten zu basieren. Gleiches gilt für das Vorhalten von Reserveanlagen, denn steuerbare EE oder mit grünem Wasserstoff betriebene Gaskraftwerke können diese Aufgabe genauso erfüllen wie fossile Kraftwerke.\r\nUm Prognosen zu erstellen, müssen Annahmen für zukünftige Entwicklungen getroffen werden. Sind diese Annahmen nicht realistisch, so werden die Prognosen verfälscht. Dies zeigt sich z. B. bei der Netzausbauplanung, die maßgeblich dadurch beeinflusst wird, welche Schätzungen für die Interkonnektorenleistung abgegeben werden. Wenn die Ausgleichspotenziale im europäischen Strombinnenmarkt zu hoch angesetzt sind, kann dies die Ausbaudynamik von Stromnetzen und Flexibilitäten innerhalb Deutschlands schwächen, worunter wiederum deren Krisenfestigkeit leidet. Das gleiche Risiko besteht bei den Schlussfolgerungen, die aus Monitoring- und Analyseprozessen gezogen werden. Beispielsweise beeinflusst das Monitoring zur Versorgungssicherheit den Zubau von Flexibilitäten auf negative Weise, wenn die netzdienlichen Potenziale von Flexibilitäten nicht ausreichend Berücksichtigung finden. Realistische Annahmen sind also essenziell, um Maßnahmen angemessen dimensionieren zu können. Demnach muss es Teil der Risikovorsorge sein, dass die Potenziale von Systembestandteilen nicht in einer Weise falsch eingeschätzt werden, die zu negativen Auswirkungen auf die Krisenfestigkeit anderer Systembestandteile führt."},"recipientGroups":[{"recipients":{"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":"2025-09-30"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0021034","regulatoryProjectTitle":"Novellierung des Erneuerbare-Energie-Gesetzes (EEG) 2026","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/61/6a/647951/Stellungnahme-Gutachten-SG2512030016.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":"EEG-Novelle 2026 – Klimaneutralität im Stromsektor für Wohlstand und Unabhängigkeit\r\nMit dem Stromeinspeisegesetz hat sich Deutschland bereits 1990 auf den Weg gemacht, die Stromerzeugung dezentral und erneuerbar zu organisieren. Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) schuf dafür im Jahr 2000 einen neuen Rahmen. Mit dem gesamtgesellschaftlich verhandelten Ausstieg aus Atomkraft und Kohle übernehmen Erneuerbare Energien sukzessive die Verantwortung für das gesamte Stromsystem. Die Politik hat wichtige Weichen im Bereich des Planungs- und Genehmigungsrechts neu justiert, um parallel zum Ausstieg aus fossilen Energieträgern den Einstieg in alle Erneuerbaren Technologien zu beschleunigen. Daran knüpft der Koalitionsvertrag der aktuellen Bundesregierung an.\r\nDer russische Überfall auf die Ukraine und die dadurch ausgelöste Krise der fossilen Energiewirtschaft hat deutlich unterstrichen, dass neben der Klimaneutralität auch die Versorgungssicherheit essenziell für den Ausbau der Erneuerbaren Energien ist. Die Erneuerbaren sichern bereits über 50 % der Nachfrage im Stromsektor und müssen auch in den Bereichen Mobilität und Wärme ihre Leistungskraft zunehmend mehr entfalten können.\r\nDie Handelskonflikte mit den USA und China sowie der weiter bestehende Krieg in der Ukraine stellen enorme Herausforderungen für die deutsche und europäische Wirtschaft dar. Mit dem Ausbau der Erneuerbaren Energien wächst die Chance, sich von diesen Konfliktherden zu lösen und die deutsche Volkswirtschaft resilienter zu gestalten. Den Erneuerbaren Energien kommt in Kombination mit Speichern in diesem Sinne eine Schlüsselrolle für die Sicherung von Wohlstand, Wettbewerbsfähigkeit und Unabhängigkeit zu.\r\nSechs Lösungsvorschläge der Erneuerbaren-Verbände\r\nDer Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) nimmt die 10 aus dem Energiewende-Monitoring der Bundesregierung abgeleiteten wirtschafts- und wettbewerbsfreundlichen Schlüsselmaßnahmen als Gesprächsangebot für einen Lösungsdialog an. Wir schlagen vor, starke Leitplanken zu implementieren, um Klimaneutralität, Wohlstand und Unabhängigkeit miteinander zu verbinden und die Energiewende richtig zu machen.\r\n1.\r\nKurs halten: Planungssicherheit gewährleisten\r\nDer Koalitionsvertrag bekennt sich zu den Klimaschutzzielen. Der Zubau der Erneuerbaren Energien erfolgt aktuell zeitverzögert. Auch die Stromnachfrage hat noch nicht die im EEG definierte Zielmarke erreicht. Ein Wiederanspringen des Wirtschaftswachstums, die zunehmende Dekarbonisierung der Industrie, die steigende Nachfrage im Bereich der Elektromobilität und der strombasierten Wärmeversorgung und Klimatisierung sowie neue Technologien im Bereich KI und Digitalisierung lassen eine steigende Stromnachfrage erwarten.\r\nDeshalb gilt es, die Ziele im Bereich des Ausbaus aller Erneuerbaren Energien\r\nund der Sektorenkopplung stringent weiter zu verfolgen. Ein Nachlassen beim\r\nAusbaupfad würde bedeuten, später Versäumtes zu einem hohen Preis\r\nnachholen zu müssen.\r\n2. Leitplanken für die erfolgreiche Energiewende neu ausrichten\r\nDie Vorgabe der Europäischen Union, einen Förderrahmen für Wind- und\r\nSolarenergie aus einem zweiseitigen Contract for Difference (CfD) und einem\r\nClawback-Mechanismus aufzustellen, lässt sich als Weiterentwicklung des\r\nEEG zügig umsetzen. Dieser Absicherungsmechanismus schafft die Basis für\r\ndie Finanzierbarkeit der Investitionen in den weiter notwendigen Zubau\r\nErneuerbarer Energien.\r\nDer künftige Förderrahmen für Wind-, Solar- und Bioenergie muss verknüpft\r\nwerden mit der Umsetzung einer Flexibilitätsagenda, die die Nutzung\r\nErneuerbarer Energien vor der Netzeinspeisung systemdienlich vorantreibt. Die\r\nAkteursvielfalt und Möglichkeit der Bürger und Unternehmen, an der\r\nEnergiewende zu partizipieren, sollte durch die Beibehaltung eines\r\nverlässlichen Förderrahmens auch für kleine EE-Anlagen, wie PV-Dachanlagen,\r\ngewährleistet bleiben. Eine zusätzliche Flankierung durch die\r\nUmstellung von einer zeit- zu einer mengenbasierten Absicherung sowie\r\nmengenunabhängige Zahlungen für Bioenergie unterstützt die netzdienliche\r\nEinspeisung, stabilisiert die Marktwerte und macht die aus dem Bundeshaushalt\r\nabgesicherten Differenzkosten berechenbarer.\r\nEin in dieser Art erneuerter Förderrahmen muss gleichzeitig direkte\r\nLieferbeziehungen zwischen Erzeugern und insbesondere mittelständischen,\r\nindustriellen Abnehmern über die Direktvermarktung und langfristige\r\nStromlieferverträge (PPAs) gewährleisten.\r\nWo die bisherige Regulatorik einer besseren Netznutzung im Weg steht, sollte\r\ndiese korrigiert werden. Dies betrifft neben der Netzentgeltsystematik\r\n(„Bandlastprivileg“) z. B. auch bisherige Fehlanreize im Referenzertragsmodell\r\nfür Wind (zu dichte Bebauung von Flächen). Insgesamt muss es darum gehen,\r\nbei der fluktuierenden Energieerzeugung höhere Volllaststundenwerte zu\r\nerreichen und damit mehr Kilowattstunden mit weniger Netzausbaubedarf zu\r\nermöglichen.\r\n3.\r\nSystemeffizienz stärken durch Transparenz, Digitalisierung und Flexibilisierung\r\nDas deutsche Stromnetz lässt sich über alle Netzebenen besser nutzen. Dafür braucht es echte Transparenz im Bereich der Regulatorik zum Netzanschluss und Netzbetrieb, eine Standardisierung von Netzkomponenten (u. a. Trafos, Schaltschränke, Kabel) und der Kapazitäten der Netzanschlusspunkte. Der Ausbau insbesondere der Verteilnetze bleibt trotzdem unerlässlich. Er lässt sich durch Erleichterungen in den Planungs- und Genehmigungsverfahren deutlich beschleunigen.\r\nGleichzeitig ist eine durchgreifende Digitalisierung sämtlicher Prozesse erforderlich. Die stellen u. a. die Voraussetzung für einen beschleunigten Hochlauf von Smart-Metern, einem für alle Akteure anwendbaren Energy Sharing, diskriminierungsfrei zugänglichen Handelsplattformen für alle Strommengen, aber auch eine Internetplattform für die Abwicklung des Netzzugangs dar.\r\nKennzeichen einer dezentralen und erneuerbar getragenen Energiewirtschaft ist Flexibilisierung auf der Erzeugungs-, Transport- und Verbrauchsseite. Notwendig ist, alle Flexibilitätsoptionen nutzbar zu machen. Die Prozesse der Direktvermarktung sollten vereinfacht, vollständig digitalisiert und massengeschäftstauglich ausgestaltet werden. Auf der Erzeugungsseite sind insbesondere die Erneuerbaren Flexibilisierungspotenziale der Bioenergie, Wasserkraft und Geothermie nutzbar zu machen und um Speicherlösungen zu ergänzen. Dafür muss der Genehmigungsstau beim Netzanschluss von Großbatteriespeichern aufgelöst werden.\r\n4.\r\nVersorgungssicherheit mit dezentralem Back-up sicherstellen\r\nEine sichere und unterbrechungsfreie Versorgung mit günstigem Strom ist entscheidend für die Wettbewerbsfähigkeit und den Wirtschaftsstandort Deutschland. Wir werben dafür, für das erforderliche Back-up-System die vorhandenen Potenziale der steuerbaren Erneuerbaren Energien, wie Wasserkraft, Biogas, Biomethan und Holz, zu aktivieren. Stromspeicher und heimisch erzeugter grüner Wasserstoff ergänzen dieses System. Damit lassen sich große Mengen gesicherter Leistung zu günstigen Preisen bereitstellen. Der stärkere Fokus auf inländisch und europäisch erzeugten Energieträgern stärkt gleichzeitig die Resilienz. Damit wird das deutsche Stromsystem unabhängiger von internationalen Krisen und fossilen Preisschocks. Bei der Umsetzung eines möglichen Kapazitätsmechanismus ist dieser diskriminierungsfrei für alle gesicherten Leistungen, Technologien und Größenklassen auszugestalten.\r\nDer Hochlauf der heimischen Erzeugung von grünem Wasserstoff ist zwingend erforderlich, um Erzeugungsspitzen nutzbar zu machen. Die heimische Erzeugung ist zudem unerlässlich für die Dekarbonisierung der heimischen Industrie und potenziell geeignet als Flexibilitätsoption für den Stromsektor.\r\n5.\r\nKosteneffizienz über Dezentralität und Direktbelieferung stärken\r\nDie Herausforderungen aus der Umstellung des Energiesystems lassen sich innerhalb der einheitlichen deutsch-luxemburgischen Strompreiszone lösen. Dafür müssen der Zubau der fluktuierenden Erneuerbaren Energien durch Speicher und Sektorenkopplung, ein dezentrales Back-up – welches die steuerbaren Erneuerbaren Energien genauso einbezieht wie erneuerbar geführte KWK und vorhandene Kapazitäten bei Stadtwerken – sowie eine effizientere Nutzung der vorhandenen Netzinfrastruktur begleitet werden. Die Pläne zum Neubau fossiler Kraftwerke dürfen diese Entwicklung und den Ausbau von Speichern und Sektorenkopplung nicht gefährden. Dabei ist wichtig, dass entsprechende Instrumente technologie- und größenklassenoffen ausgestaltet werden. Dies wird ermöglichen, den aktuell noch erforderlichen Umfang von Redispatch deutlich zu senken, ohne dass Terminmärkte ihre Funktion einbüßen.\r\nUm Unternehmen eine eigenverantwortliche Dekarbonisierung zu ermöglichen, braucht es die volle Möglichkeit, sich direkt aus Erneuerbaren Anlagen zu versorgen und / oder langfristige PPAs zu vereinbaren. Durch die im Koalitionsvertrag zugesagte Verbesserung der Industriedirektbelieferung und der regionalen Strombelieferung können neben den Anwohnern auch kleine Unternehmen, das Handwerk und Gewerbe an der preisgünstigen Erzeugung partizipieren.\r\n6.\r\nEnergiewende schafft Wertschöpfung und Beschäftigung\r\nDie Europäische Union hat mit dem Clean Industrial Deal unterstrichen, dass sich die Dekarbonisierung des Kontinents mit wirtschaftlichem Erfolg und Wohlstand verbinden lässt. Die geopolitischen Entwicklungen der vergangenen Jahre unterstreichen die Notwendigkeit, sich im Bereich der Energieversorgung unabhängig und sicher aufzustellen. Dies schließt die Wertschöpfungsketten für Zulieferung und Produktion der notwendigen Erzeugungsanlagen ein. Besondere Bedeutung erwächst aus der Tatsache, dass die Energieversorgung sicherheitsrelevant ist.\r\nDer BEE setzt auf eine stringente Umsetzung der europäischen Vorgaben zur Cybersicherheit und aus dem Net-Zero-Industry-Act (NZIA). Es gilt die Chance zu ergreifen, Lieferketten schrittweise zu reorganisieren und die Optionen für Recycling und die Etablierung einer Kreislaufwirtschaft von eingesetzten Rohstoffen zu verbreitern. Dafür ist es notwendig, in Märkten stabile Rahmenbedingungen und Planungssicherheit zu gewährleisten, gesamt-europäisch ausreichende Marktvolumen beim Zubau Erneuerbarer Technologien zu schaffen und über Leitmärkte klimaneutrale Produktionslinien aufzubauen. Um die mit dem NZIA gewollte Stärkung europäischer Zulieferer und Hersteller zu erreichen, muss Deutschland bei der nationalen Umsetzung alle Spielräume ausschöpfen.\r\nDie stärker dezentral aufgebauten Strukturen von Erneuerbarer Erzeugung und Sektorenkopplung schafft kommunale Finanzkraft und stärkt den gesellschaftlichen Zusammenhalt vor Ort. Der BEE sieht im Instrument der kommunalen Beteiligung einen guten Rahmen, um Teilhabe zu schaffen.\r\nDeutschland stark machen\r\nErneuerbare Energien sorgen für mehr Unabhängigkeit. Die Dezentralität der Erzeugungsstruktur ist sicherheitspolitisch vorteilhaft. Der Mix aller Erneuerbaren Erzeugungspotenziale und die Verzahnung mit den Sektorenkopplungstechnologien gewährleistet Versorgungssicherheit. Effizienz innerhalb des Erneuerbaren Energiesystems sichert die Preiswürdigkeit und Wettbewerbsfähigkeit unseres Landes.\r\nWir wollen mehr Verantwortung übernehmen und unseren Beitrag dafür erbringen, dass die deutsche Wirtschaft wieder wächst. Wir können die Energie liefern, die bereits heute in allen Sektoren benötigt wird und die für neue Anwendungen erforderlich ist. Wir bieten der deutschen Wirtschaft so einen Weg zur Klimaneutralität.\r\nDie Bundesregierung hat mit dem Koalitionsvertrag einen Rahmen beschrieben. Mit dem Monitoringbericht ist eine solide und fundierte Bestandsaufnahme erfolgt. Die durch das BMWE vorgelegten 10 Schlüsselmaßnahmen umreißen die zentralen Lösungsräume. Wir stehen für den Lösungsdialog bereit und reichen der Politik die Hand. Wir wollen mehr Verantwortung übernehmen und unseren Beitrag dafür erbringen, das Energiesystem resilienter zu machen, Kosten zu senken und die Versorgungssicherheit zu erhöhen. Wir wollen Systemkosten senken, Systemdienlichkeit bei Erzeugung und Verbrauch stärken, Versorgungssicherheit gewährleisten, Unabhängigkeit ausbauen und deutsche, wie europäische Wertschöpfung vor Ort und in den Lieferketten erreichen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-11-12"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0021034","regulatoryProjectTitle":"Novellierung des Erneuerbare-Energie-Gesetzes (EEG) 2026","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b3/7a/732411/Stellungnahme-Gutachten-SG2604200006.pdf","pdfPageCount":8,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Zum zweiten Mal innerhalb von fünf Jahren erlebt Deutschland aufgrund globaler Aus-einandersetzungen eine Preiskrise der fossilen Energieträger. Der Sicherung bezahlbarer Energiepreise für alle Verbraucher und unseres Wirtschaftsstandorts kommt eine besondere Bedeutung zu. Zu Recht wird derzeit diskutiert, wie die Kosten der Energieversorgung gesenkt und gleichzeitig der Systemumbau beschleunigt werden können. Erneuerbare Energien und Speichertechnologien tragen seit Jahren aktiv zur Kostensenkung bei und sorgen für Ver-sorgungssicherheit und Arbeitsplätze.\r\nDie angekündigten Gesetzespakete sollten dafür auch in der Zukunft einen verlässlichen Rahmen setzen. Der Ausbau Erneuerbarer Energie, Photovoltaik auf Gebäuden und Freiflächen, Wind Onshore und Offshore, Bioenergie, Wasserkraft und Geothermie zusammen mit Speichern und anderen Sektorkopplungstechnologien muss in allen Sektoren beschleunigt und darf nicht ausgebremst werden.\r\n1.\r\nKurs halten: Planungssicherheit für Wachstumsbranche mit 400.000 Arbeitsplätzen\r\nDie deutsche Erneuerbaren-Branche zählt mit enormer Innovationskraft und breiter Akteursvielfalt zu den Wachstumsbranchen der deutschen Wirtschaft. Mit über 400.000 Arbeitsplätzen ist die Branche auch in Zeiten geopolitischer Krisen ein starker Motor für Beschäftigung und Wertschöpfung - gerade im Mittelstand. Das gilt auch angesichts der sich durch den Irankrieg abzeichnenden zweiten fossilen Energiekrise. Dank der Dezentralität sind Beschäftigung und Wertschöpfung nicht auf Metropolregionen beschränkt, sondern breit über das gesamte Land verteilt.\r\nDie jüngst vom Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) veröffentlichten Eckpunkte der drei anstehenden Gesetzesvorhaben EEG, Netzpaket und Novelle GEG würden bei ihrer Umsetzung zu einer massiven Wachstumsbremse Erneuerbarer Energien und zu einer Kostensteigerung im Energiesystem führen. Es ist geradezu grotesk, angesichts der fossilen Energiekrisen und international breit getragener Rufe nach einem stark beschleunigten Ausbau der Erneuerbaren Energien, überhaupt über ein Programm zu ihrer Beschränkung diskutieren zu müssen. Das gefährdet nicht nur unzählige Jobs in einer der wichtigsten Zukunftsbranchen unseres Landes und stärkt damit globale Wettbewerber wie China, sondern es gefährdet auch das Erreichen der Klimaschutzziele. Im Falle einer Umsetzung der aktuellen Entwürfe würden die Maßnahmen des BMWE Deutschlands Abhängigkeit von teuren und unsicheren fossilen Energieimporten deutlich vergrößern und verlängern und damit den Wirtschaftsstandort nachhaltig schwächen.\r\nDie vom BMWE ab 2027 geplante Streichung von Entschädigungszahlungen im Falle einer Abregelung von Wind- und Solarparks durch Netzbetreiber sowie die komplette Förderstreichung für Anlagen unter <25 kW (neue Bürger-PV-Dächer oder kleine Wasserkraftanlagen) und deren Verpflichtung zu einer Direktvermarktung, für die organisatorische und technische Voraussetzungen fehlen, stoßen auf breiten Widerstand in Wirtschaft und Zivilgesellschaft, sind unvereinbar mit den Zielen der Koalition und verstoßen in Teilen gegen geltendes EU-Recht.\r\nAufgabe des Gesetzgebers wäre es vielmehr sicherzustellen, dass private und gewerbliche Investoren attraktive Rahmenbedingungen und die nötige langfristige Planungssicherheit vorfinden, die für ihre notwendigen Milliardeninvestitionen in den Ausbau Erneuerbarer Energien und Speichertechnologien unverzichtbar sind.\r\nGleichzeitig sollten die Gesetzesvorhaben genutzt werden, die Leitplanken der Energiewende mit dem Ziel eines resilienten und kostengünstigen Energiesystems so zu justieren, dass der Ausbau gesichert und beschleunigt werden kann.\r\nDie Branche steht zum konstruktiven Dialog bereit und macht in den Eckpunkten lösungs-orientierte Vorschläge.\r\n2.\r\nVersorgungssicherheit und Preisstabilität durch heimische Energie gewährleisten\r\nDie sichere und unterbrechungsfreie Versorgung durch den wachsenden Anteil Erneuerbarer Energien und die Reduzierung von Kostenrisiken fossiler Energieträger ist entscheidend für die Wettbewerbsfähigkeit des deutschen Wirtschaftsstandorts. Wir erleben seit Februar 2022 jeden Tag aufs Neue, von welchen akuten Bedrohungen für Wirtschaft und Verbraucher, für unsere Konjunktur und für die Zukunftsperspektiven unseres Standortes wir ausgehen müssen. Deshalb muss die heimische Energieerzeugung noch schneller und konsequenter als bisher gestärkt werden. Neben Wind- und Solarenergie müssen die vorhandenen Potenziale von Wasserkraft, Geothermie und Bioenergie, insbesondere Biogas, Biomethan und Holzenergie, aktiviert werden.\r\nFür den Stromsektor können sie große Mengen gesicherter Leistung zu günstigen Preisen bereitstellen und ein kosteneffizientes dezentrales Back-up gewährleisten. Stromspeicher und heimisch erzeugter grüner Wasserstoff ergänzen dieses System.\r\nAuch im Wärmesektor können Erneuerbare Energien die Bedarfe von Industrie und Haushalten kosteneffizient decken, Abhängigkeiten reduzieren und deutliche Klima-schutzwirkung erzielen. Auch dazu ist der breite Ausbau der Gebäude-Photovoltaik von größter Bedeutung, weil diese Anlagen die Elektrifizierung des Wärmesektors in besonderer Weise vorantreiben. Erneuerbare können aber auch die Basis liefern für den Ersatz fossiler Grundstoffe in der Industrie oder für Treibstoffe im Verkehr. Auch für die Elektrifizierung der Mobilität leistet gerade die kleine Gebäude-PV durch die Kombination mit Wallboxen einen wesentlichen Beitrag zur Entlastung der Netze.\r\nMehr inländisch und europäisch erzeugte Energieträger stärken die Resilienz und Preisstabilität des deutschen Energiesystems. Damit wird Deutschland unabhängiger von internationalen Krisen und fossilen Preisschocks. Am Beispiel der jüngsten Gaspreisentwicklung zeigt sich, wie Länder mit hohen EE-Anteilen weniger starken Strompreissprüngen ausgesetzt sind. Beispielsweise beeinflussen hohe Gaspreise den Strompreis in Spanien, wo mehr Erneuerbare im System sind, bisher nur in 15 % der Stunden im Jahr 2026, verglichen mit 89 % in Italien und 40 % in Deutschland1.\r\n1 EMBER (2026): Latest energy shock reminds Europe of its risky gas reliance | Ember\r\n3.\r\nBEE-Eckpunkte für ein resilientes und kostengünstiges Energiesystem\r\n✓ Netzausbau beschleunigen\r\nDer Netzausbau in Deutschland kommt bisher viel zu langsam voran und dauert Jahre und Jahrzehnte – doch dies ist nicht unveränderlich. Dieser Engpass auf dem Weg zu einer gesicherten und günstigen Stromversorgung muss rasch beseitigt werden. Die Erfahrungen mit der Genehmigungsbeschleunigung bei Erneuerbaren (z. B. WindBG) zeigen, wie sich das Tempo bei Planung, Genehmigung und Umsetzung steigern lässt. Mögliche Instrumente könnten sein:\r\n1.\r\nEntbürokratisierung von Ertüchtigungsmaßnahmen – auch über die Umsetzung der EU-Vorgaben aus dem Paket RED III Netze und Offshore hinaus. Beispielsweise muss das Planfeststellungsverfahren für geringfügige Maßnahmen durch ein einfaches Anzeigeverfahren ersetzt werden.\r\n2.\r\nStandardisierung statt Einzelfallentscheidung: Für den Netzausbau könnten standardisierte Komponenten, Standardtrassen, Typengenehmigungen (z.B. für Masttypen) und normierte Umweltprüfmodule eingesetzt werden.\r\n3.\r\nWeitere Maßnahmen zur Netzausbaubeschleunigung (z. B. zur Mobilisierung von Investitionskapital) sollten ebenfalls geprüft werden. BEE-Lösung:\r\n- Netzausbau muss endlich mit dem Ausbautempo der Erneuerbaren aufschließen!\r\n- Mehr Standardisierung, Mehr Entbürokratisierung, Mehr Kapitalmobilisierung!\r\n✓ Netzpaket: Redispatch-Kosten kurzfristig senken\r\nUm in angespannten Netzgebieten kurzfristig für Entlastung zu sorgen, gilt das bereits 2016 von den Netzbetreiber ausgelobte „NOXVA-Prinzip\": Netzoptimierung vor Flexibilität vor Verstärkung vor Ausbau. Dieser Logik folgend, empfiehlt der BEE folgende kurz- und mittelfristige Maßnahmen in betroffenen Regionen:\r\n4.\r\nÜberbauung von Netzverknüpfungspunkten (NVP): Die bestehende Netzinfrastruktur kann effizienter genutzt werden. Flexible Anschlussmodelle (FCAs) durch NVP-Überbauung ermöglichen flexible Erneuerbare Energiesysteme, die ihre Einspeisespitzen selbst reduzieren. Die bisherige Kann-Regel, die Anfang 2025 im § 8a EEG festgelegt wurde, ist unzureichend. Anlagenbetreiber sollten das explizite Recht haben, eine NVP-Überbauung umzusetzen.\r\n5.\r\nFlexibilisierung der Einspeisung - Abregelung am NVP statt an der Anlage ermöglichen: Mehr Flexibilität bei der Einspeisung senkt den Bedarf, Strom bei Engpässen abzuregeln – und damit die Redispatch-Kosten. Voraussetzung: Die Energie muss vor dem NVP nutzbar sein, etwa durch Speicher oder Sektorkopplung. Nach geltendem Recht müssen Netzbetreiber bei Engpässen die Stromerzeugung einzelner Anlagen steuern, statt der Einspeisung am Netzverknüpfungspunkt. Das macht es in der Praxis unmöglich, Strom aus EE-Anlagen bei Netzengpässen z.B. in einen benachbarten Batteriespeicher zwischenzuspeichern (Co-Location).\r\n6.\r\nMehr Freileitungsmonitoring: Freileitungsmonitoring wird in der Hochspannung zu selten angewendet, obwohl Leitungen durch das witterungs- und temperaturabhängige Freileitungsmonitoring um bis zu 50 Prozent stärker ausgelastet werden können.\r\n7.\r\nStärkere Nutzung von kurativem Engpassmanagement und flächendeckender Einsatz von intelligenten Ortsnetzstationen: Kuratives Engpassmanagement erlaubt es, das Netz flexibler und effizienter zu nutzen, indem Engpässe erst dann aktiv behoben werden, wenn sie tatsächlich auftreten – anstatt teuer vorausschauend Netzkapazitäten vorzuhalten oder Erzeugungsanlagen abzuregeln (Redispatch). Intelligente Ortsnetzstationen ermöglichen durch Echtzeit-Monitoring und automatisierte Steuerung eine deutlich bessere Auslastung der bestehenden Verteilnetzinfrastruktur, was den Redispatch- und Netzausbaubedarf reduziert. Gleiches gilt auch für Batteriespeicher an Umspannwerken.\r\n8.\r\nRedispatch-Kosten in Effizienzvergleich überführen: Bisher können Netzbetreiber die Kosten des Engpassmanagements (Redispatch 2.0) auf die Netzentgelte umlegen. Im Rahmen des NEST-Prozesses der Bundesnetzagentur sollen diese ab 2029 in den Effizienzvergleich der Verteilnetzbetreiber einfließen. Dies schafft einen sinnvollen finanziellen Anreiz, den Netzausbau zu beschleunigen und Redispatchkosten zu senken.\r\n9.\r\nWeiterentwicklung des n-1-Prinzips: Das klassische n-1-Prinzip wurde für zentrale, planbare Kraftwerke entwickelt und führt heute zu einer kostspieligen Überdimensionierung der Netze. Mit digitaler Steuerung, Speichern und Flexibilitäten lässt sich Versorgungssicherheit auch ohne dieses starre Kriterium gewährleisten. Eine Weiterentwicklung ermöglicht es, bestehende Netzkapazitäten besser auszunutzen und den Ausbaubedarf zu reduzieren, ohne die Stabilität zu gefährden.\r\n10.\r\nflächendeckende Digitalisierung der Netzinfrastruktur: Smart-Meter-Gateway und intelligente Messsysteme schaffen die Grundvoraussetzung für einen effizienten Netzbetrieb und den marktlichen Betrieb von Prosumern. Sollten dynamische Netzentgelte für Stromverbraucher eingeführt werden, ermöglichen diese Preissignale, die eine Nutzung von günstigem Grünstrom marktlich anreizen. Redispatchmengen und -kosten werden effektiv reduziert und mittelfristig können Netzausbaukosten eingespart werden.\r\n11.\r\n“Nutzen statt Abregeln”: Das „Nutzen statt Abregeln\"-Konzept nach § 13k EnWG bietet einen sinnvollen Ansatz, um Redispatchmengen zu reduzieren und Grünstrom besser nutzbar zu machen. Der Bericht der Übertragungsnetzbetreiber von Anfang 2026 zeigt jedoch deutlichen Reformbedarf, damit das Instrument ab 2030 wirksam eingesetzt werden kann. Unwirtschaftliche Preise und zu enge Teilnahmekriterien bewirken, dass es bislang nur auf 0,06 Prozent des potenziellen Grünstroms angewendet wird. Die Bundesregierung sollte daher bestehende Instrumente konsequent nutzen – statt den EE-Ausbau weiter abzuregeln.\r\n12.\r\n„Bandlastprivileg“ anpassen: Das Bandlastprivileg (§ 19 Abs. 2 StromNEV) gewährt Großverbrauchern Netzentgeltnachlässe für einen möglichst gleichmäßigen Stromverbrauch. In einem auf Erneuerbaren basierenden System ist netzdienlich nicht mehr konstanter, sondern flexibler Verbrauch. Das bestehende Privileg setzt den falschen Anreiz und sollte zu einem Flexibilitätsprivileg weiterentwickelt werden. BEE-Lösung:\r\n- Bestehende Infrastruktur effizienter nutzen durch NVP-Überbauung!\r\n- EE-Strom vor dem NVP besser nutzbar machen, auch im Fall von Netzengpässen!\r\n- Anreize zu Ausbau, Ertüchtigung und Optimierung der Netze schaffen!\r\n✓ EEG praxisnah und zukunftsfest weiterentwickeln\r\nZiel der EEG-Novellierung muss langfristige Planungssicherheit bei ausreichend attraktiven Finanzierungsbedingungen sein. Letztere haben die Energiewende im Stromsektor zum deutschen Erfolgsmodell gemacht. Nun gilt es, die EEG-Instrumente weiterzuentwickeln. Die zentralen Hebel:\r\n13.\r\nAusbaupfade realisieren und Akzeptanz durch breite Teilhabe an der Energiewende sichern: Statt primär auf Großprojekte zu fokussieren, sollte der EE-Ausbau weiterhin auch verbrauchs- und bürgernah erfolgen. PV-Dachanlagen im Heim- und Gewerbesegment haben sich dafür ausgezeichnet bewährt. Sie bieten unzähligen Privathaushalten und mittelständischen Betrieben Zugang zu preiswerter Energie. PV-Dachanlagen sind damit nicht zuletzt auch ein wichtiger Katalysator für die dezentrale solare Elektrifizierung des Wärme- und Mobilitätssektors (Elektromobilität, Wärmepumpe) sowie eine anhaltend hohe Akzeptanz der Energiewende. Die Förderung für neue kleine PV-Systeme wurde in den letzten Jahren bereits stark reduziert (zuletzt u.a. mit dem Solarspitzengesetz 2025). Die Fördereffizienz ist daher ausgesprochen hoch. Noch ist die Gewährung einer EEG-Einspeisevergütung jedoch für die Mehrzahl privater und gewerblicher Akteure eine unverzichtbare Investitionsvoraussetzung. Sie darf daher nicht entfallen.\r\nNeben der vom BMWE geplanten Förderstreichung für neue PV-Dächer würde auch die vorgesehene Absenkung der Schwelle zur verpflichtenden Direktvermarktung den Ausbau neuer PV-Dächer im Heim- und Kleingewerbesegment auf einen Bruchteil schrumpfen lassen. Für die Direktvermarktung wurde von den Netzbetreibern bislang meist weder die technischen Voraussetzungen geschaffen noch die erforderlichen Marktkommunikationsprozesse. Daher ist die Pflicht zur Direktvermarktung ein untaugliches Instrument und gleicht der Forderung an Landbewohner, an Stelle des Autos den nicht vorhandenen Bus zu benutzen.\r\nAuch der geplante Förderstopp für Wasserkraftanlagen <25 kW ist nicht nachvollziehbar. Er betrifft mehr als 50% der heimischen 7.300 Wasserkraftanlagen und würde die Ertüchtigung und den Neubau kleiner Wasserkraftanlagen vollständig ausbremsen. Die Wasserkraft hat eine wichtige Aufgabe im EE-Mix, da sie das ganze Jahr stetig und verlässlich verfügbar ist, die Netze stabilisiert und für mehr Versorgungssicherheit und Krisen-Resilienz sorgt.\r\n14.\r\nKosten senken durch Flexibilisierungsagenda und dezentrales Back-up: Statt teuren zentralen Kraftwerken sollte der Fokus der deutschen Energiepolitik stärker auf einer ganzheitlichen Flexibilisierungsstrategie liegen und einem dezentralen erneuerbaren Back-up aus Bioenergie, Wasserkraft, Geothermie, KWK, Speichern und Sektorenkopplung. Bioenergie allein könnte dabei einen enormen Beitrag für ein kosteneffizientes Back-up leisten: 24 GW gesicherte Leistung bis 2040 – ohne neue Gaskraftwerke, die Stromkosten kurz- und mittelfristig treiben würden. Die Wasserkraft als dezentrale, systemdienliche Energiequelle sollte ebenfalls zielgerichtet gestärkt werden. Der Förderstopp für Anlagen <25 kW bedroht mehr als 50% der 7.300 Wasserkraftanlagen in Deutschland und sollte vollständig wieder zurückgenommen werden.\r\n15.\r\nStunden mit negativen Preisen reduzieren durch Umstellung der EEG-Vergütung von Zeit- auf Mengenförderung: Da Direktvermarkter in einer Zeitförderung Entschädigungspflichtig wären bei Abregelung in positiven Strompreisstunden entstehen künstlich viele Stunden mit nur leicht negativen Strompreisen. Eine\r\nUmstellung der EEG-Vergütung von Zeit- auf Mengenförderung würde dazu führen, dass die Abschaltung auch bei 0,00 €/MWh realisiert wird und somit außerhalb des §51 EEG. Statt eines festen Förderzeitraums sollte künftig eine auf eine technologiebezogene abgestimmte Strommenge basierend bei Wind auf dem Windgutachten und bei der PV auf einem Pauschalwert vergütet werden.\r\n16.\r\nFörderkosten senken durch Stabilisierung der Marktwerte: Vor allem durch die Vermarktung der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) für festpreisvergütete Anlagen entstehen teilweise stark negative Strompreise. Hintergrund dessen ist die in §5 Abs. 2 EEV gesetzlichen Vorgabe, dass ÜNB erst ab einem Strompreis von weniger als -100 €/MWh preislimitiert anbieten dürfen. Dies führt zu einer künstlichen Absenkung der Marktwerte in dreistelliger Millionhöhe pro Jahr.\r\n17.\r\nPotenziale der Offshore-Windenergie konsequent nutzen: Die Offshore-Windenergie ist für ein kosteneffizientes Erneuerbares Energiesystem unabdinglich. Um ihr Potenzial zu nutzen, ist es dringend erforderlich, die Reform des WindSeeG noch in diesem Jahr abzuschließen. Jede Verzögerung ist struktur- und wirtschaftsschädigend, gefährdet Investitionen sowie Planungssicherheit und schwächt die Stabilität der Offshore-Wertschöpfungsketten. BEE-Lösung:\r\n- Kein Förderstopp für Anlagen < 25 kW (PV und Wasserkraft)\r\n- Keine Direktvermarktungspflicht für PV-Anlagen mit weniger als 100 kW\r\n- Erhöhung des Ausschreibungsvolumens für dezentrale Bioenergie auf das Zwei- bis Dreifache\r\n- Anhebung des Flexibilitätsbonus auf 120 €/kWh statt der derzeitigen 100 €/kWh\r\n- Umstellung des Fördermechanismus von einer zeit- in eine mengenbasierte Absicherung\r\n- Freiwilligen Wechsel von Bestandsanlagen in diese mengenbasierte Absicherung ermöglichen\r\n- Änderung des §5 Abs. 2 EEV zur preislimitierten Vermarktung bereits ab 0,00 €/MWh.\r\n✓ Industrie-Direktbelieferungen und PPAs vereinfachen\r\nIndustrielle Direktlieferverträge (PPAs) können Energiekosten für Industrieunternehmen senken. Sie scheitern häufig jedoch an netzrechtlichen Hürden, Abgaben- und Umlagenbelastungen sowie langwierigen Bilanzierungspflichten. Folgende Maßnahmen könnten die Nutzung von PPAs erleichtern:\r\n18.\r\nNetzentgelte systemdienlich ausgestalten: Reduktion oder Rabattierung von Netzentgelten für PPAs mit gesicherter, netzentlastender Abnahme; gleichzeitig Genehmigungsverfahren für Direktleitungen vereinfachen und Distanzgrenzen flexibilisieren bzw. aufheben.\r\n19.\r\nAbgaben und Umlagen vereinheitlichen: Stromsteuerbefreiung für grüne PPAs konsequent ausweiten, Konzessionsabgabenrecht modernisieren und physische wie virtuelle PPAs abgabenrechtlich gleichstellen, um regulatorische Arbitrage zu vermeiden.\r\n20.\r\nBilanzierung und Herkunftsnachweise vereinfachen: Standardisierte Fahrplanprofile für langfristige PPAs einführen, Herkunftsnachweise stärker an den physischen Liefervertrag koppeln und eine digitale PPA-Plattform unter BNetzA-Aufsicht etablieren.\r\n21.\r\nStandardvertragsrahmen schaffen: Einheitliche Musterverträge (z. B. durch BNetzA legitimiert) und gesetzliche Bestandsschutzklauseln für PPA-Konditionen einführen, um Transaktionskosten zu senken und KMU den Zugang zu erleichtern.\r\n22.\r\nGenehmigungen für PPA-gebundene Anlagen beschleunigen: Fast-Track-Verfahren für Erzeugungsanlagen mit nachgewiesenem Industrieabnehmer sowie einen One-Stop-Shop bei der BNetzA für netzgekoppelte und grenzüberschreitende PPAs einrichten. BEE-Lösung:\r\n- Streichung des § 21 Abs. 2 Nr. 1 Buchst. b EEG, da dieser die Direktbelieferung lediglich für den unbestimmten und eng gefassten Begriff der „räumlichen Nähe“ zulässt.\r\n✓ Energiewende im Wärmesektor vorantreiben\r\nDie Energiewende im Wärmesektor senkt die Kosten für Unternehmen und Haushalte langfristig: Wärmepumpen, Solarthermie, Bioenergie bzw. Biomasseheizungen sowie Geothermie und Nah- sowie Fernwärme aus Erneuerbaren ersetzen schrittweise teure Gas- und Ölimporte durch heimische, preislich stabile Energiequellen. Der Umstieg erfordert Investitionen – rechnet sich aber über sinkende Brennstoffkosten und vermiedene CO₂-Abgaben meist innerhalb weniger Jahre. Die Novelle des GEG und die weiteren wärmepolitischen Gesetzgebungen müssen dieser Realität Rechnung tragen.\r\nLangfristige Planungssicherheit für eine kosteneffiziente Wärmewende wird sichergestellt durch:\r\n23.\r\nAmbitionierte Vorgaben und mehr Technologieoffenheit in Bio-Treppe und BEW: In der Novelle des GEG braucht es ambitionierte Vorgaben für die geplante Bioenergie-Quote und Bio-Treppe sowie die technologieoffene Anerkennung gleichwertiger EE-technologien als Erfüllungsoption in der Bio-Treppe. Mehr Technologieoffenheit wird außerdem durch den Abbau von Diskriminierungen für erneuerbare Wärmetechnologien in der BEW-Förderung gewährleistet.\r\n24.\r\nAttraktive Förderung: Werden ordnungsrechtliche Vorgaben abgeschwächt (Streichung 65%-Ziel), müssen attraktive Förderbedingungen für den Heizungstausch (BEG-Förderung) zwingend aufrechterhalten werden.\r\n25.\r\nKlarheit für Wärmenetze: Die Ankündigung, am Wärmenetz-Ausbau festzuhalten, und die BEW-Förderung für Wärmenetze aufzustocken, ist sehr begrüßenswert. Diese Ankündigung muss jedoch zügig in eindeutige Regulatorik übersetzt werden. Dies gilt insbesondere auch für die kommunale Wärmeplanung.\r\n26.\r\nGanzheitlicher Ansatz auch für Industrie und Gewerbe: Neben den Haushalten, müssen auch industrielle und gewerbliche Anwendungen (Prozesswärme) defos-silisiert werden. Auch hier ist der Abbau regulatorischer Hemmnisse für erneuerbare Wärme erforderlich. BEE-Lösung:\r\n- Ambitioniertere Vorgaben für Bio-Treppe und Bioenergie-Quote (Grüngas/Grünöl)!\r\n- Mehr Technologieoffenheit in der Bio-Treppe!\r\n- Attraktive Förderbedingungen beibehalten!"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2026-03-26"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0021034","regulatoryProjectTitle":"Novellierung des Erneuerbare-Energie-Gesetzes (EEG) 2026","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/fe/12/740775/Stellungnahme-Gutachten-SG2605220001.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":"Empfehlungen des BEE zur Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetz 2027\r\n\r\nMehr Tempo, mehr Flexibilität und mehr Effizienz\r\n\r\nDer Koalitionsvertrag bekennt sich zur Energiewende und zum Ausbau der Erneuerbaren. Angekündigt wird ein systemischer Ansatz aus dem Zusammenspiel von Erneuerbaren, Kraftwerksstrategie, Netz- und Speicherausbau, Flexibilitäten und effizientem Netzbetrieb. Nach der Vorlage des Monitoringberichtes zur Energiewende wurde in den Zehn Schlüsselmaßnahmen system- und marktorientierter Ausbau der Erneuerbaren Energien angekündigt.\r\n\r\nInzwischen hat die Bundesregierung in der Rechenzentrumsstrategie und der Chemie-Agenda das Bekenntnis zum Ausbau der Erneuerbaren Energien untermauert. Mit dem Klimaschutzplan wurden weitere Maßnahmen zur Beschleunigung des Ausbaus, insbesondere der Windenergie an Land, vereinbart. Die EU hat inzwischen angekündigt, der infolge des Irankrieges ausgelöste fossile Energie(preis)krise u.a. durch eine Elektrifizierungsstrategie zu begegnen und wird dabei ebenfalls auf einen beschleunigten Ausbau Erneuerbarer Energien setzen.\r\n\r\nIn diesem Kontext muss das EEG 2027 einen Rahmen für Investitionen in Erneuerbare, Flexibilitäten und Netze schaffen. Die Energiewende kann noch effizienter, marktgerechter und schneller erfolgen, wenn bei der anstehenden Novelle des EEG, des Netzpaketes und der übrigen regulatorischen Rahmenbedingungen jetzt die richtigen Voraussetzungen dafür geschaffen werden.\r\nIm Entwurf fehlen wichtige Zusagen aus dem Koalitionsvertrag, die teilweise bereits in den Zehn Schlüsselmaßnahmen zum Monitoringbericht aufgegriffen waren. Dazu zählen: Überbauung am Netzverknüpfungspunkt, Rollout Smart Meter, physikalische Direkt-belieferung der Industrie, Privilegierung von Speichern, regionale Nutzung von Strom und die verbesserte Nutzung von PPA, Entbürokratisierung, Bürgerenergie und Energy-Sharing.\r\n\r\nDer Hochlauf von Flexibilitäten ist die Voraussetzung dafür, dass eine größere System-dienlichkeit der Erzeugung ermöglicht wird. Deshalb muss es schnelle Priorisierungen für den Ausbau von Großbatteriespeichern, Elektrolyseuren und ein ausreichendes Volumen an steuerbaren Biogasanlagen geben.\r\n\r\nDen Flaschenhals Netzanschlussprozess lässt sich durch Digitalisierung, Standardisierung, Transparenz, FCAs für steuerbare Erneuerbare und verbindliche Fristen auflösen. Die technischen Anschlussbedingungen (Trafos, Schaltschränke, Messtechnik, etc.) müssen dabei standardisiert werden.\r\nEine Erleichterung der netzdienlichen Nutzung von EE-Strom vor der Netzeinspeisung stärkt die Effizienz, spart Redispatchkosten und schafft regionale Wertschöpfung.\r\n\r\n1. Einspeisevergütung für Dach-PV & Wasserkraft <25 kW erhalten und Direktvermarktungspflicht für Anlagen <25 kW streichen\r\n\r\nDie Energiewende und der Ausbau Erneuerbarer Energien sollte verbrauchs- und bürgernah erfolgen. PV-Dachanlagen im Heim- und Gewerbesegment bieten Privathaushalten und mittelständischen Betrieben Zugang zu preiswerter Energie und sind für viele Bürgerinnen und\r\nBürger der Einstieg in Elektromobilität, Heimspeicher und Wärmepumpe. Die Gewährung einer EEG-Einspeisevergütung ist für die Mehrzahl privater und gewerblicher Akteure eine unverzichtbare Investitionsvoraussetzung. PV-Dachanlagen liegen bei einer Gesamt-kosten-betrachtung bezüglich ihrer Kosteneffizienz durch Eigenverbrauchsvorteile und eingesparte Netzausbaukosten in der gleichen Größenordnung wie Solarparks.\r\n\r\nNoch dazu ist die PV-Dachanlagen-Branche in vielen Regionen Deutschlands Motor für Arbeitsplätze und Wertschöpfung. Das Aus einer EEG-Einspeisevergütung und ein damit einhergehender Rückgang im Ausbau von PV-Dachanlagen entzieht nicht nur tausenden Handwerksbetrieben die Kundschaft und Geschäftsgrundlage. Auch tausende Arbeitsplätze in Industrie und Mittelstand, z.B. in der Herstellung von Unterkonstruktionen sind bedroht.\r\n\r\nAuch der damit einhergehende Förderstopp für Wasserkraftanlagen <25 kW ist nicht nachvollziehbar. Er betrifft mehr als 50% der rund 7.300 heimischen Wasserkraftanlagen und würde die Ertüchtigung und den Neubau kleiner Wasserkraftanlagen vollständig ausbremsen. Die Wasserkraft hat eine wichtige Aufgabe im EE-Mix, da sie das ganze Jahr stetig und verlässlich verfügbar ist, die Netze stabilisiert und für mehr Versorgungssicherheit und Krisen-Resilienz sorgt. Statt des Förderstopps für kleine Wasserkraftanlagen braucht es neue Vergütungsanreize für eine systemdienliche Fahrweise.\r\n\r\nNeben der vom BMWE geplanten Streichung der Marktprämie für neue Anlagen <25 kW würde auch die vorgesehene Absenkung der Schwelle zur verpflichtenden Direktvermarktung den Ausbau neuer PV-Dächer im Heim- und Kleingewerbesegment sowie den Neubau und die Ertüchtigung kleiner Wasserkraftanlagen auf einen Bruchteil schrumpfen lassen. Für die Direktvermarktung wurden von den Netzbetreibern bislang meist weder die technischen Voraussetzungen geschaffen noch die erforderlichen Marktkommunikationsprozesse beherrscht. Noch dazu sind neue Kleinanlagen aufgrund ihrer geringen Einspeiseleistung für Direktvermarkter wirtschaftlich unattraktiv, sodass Betreiber in der Regel keinen geeigneten Vermarktungspartner finden werden. Empfehlung: Die Einspeisevergütung für neue kleine EE-Systeme wurde in den letzten Jahren bereits stark reduziert (zuletzt u.a. mit dem Solarspitzengesetz 2025). Die Fördereffizienz ist daher ausgesprochen hoch. Die in §20 ff. vorgesehene Streichung der Marktprämie bzw. Einspeisevergütung für Neuanlagen bis 25 kW sollte zurückgenommen werden. Aus den beschriebenen Gründen ist die Pflicht zur Direktvermarktung für Kleinanlagen ein untaugliches und praxisfernes Instrument und sollte gestrichen werden.\r\n\r\n2. Stromerzeugung aus Biomasse stabilisieren und Amortisations-zeiträume für Flexibilitätsinvestitionen verlängern\r\n\r\nFlexible Biogasanlagen sind das Rückgrat eines erneuerbaren Back-Ups für kosteneffiziente, fossilfreie Versorgungssicherheit: Sie reduzieren den Bedarf neuer Gaskraftwerke und stabilisieren die Marktwerte von Wind und Solar. Eine konsequente Flexibilisierung senkt damit sowohl System- als auch EEG-Förderkosten.\r\n\r\nDer EEG-2027-Entwurf verfehlt dieses Ziel in drei Punkten: Das Ausschreibungsvolumen von nur 500 MW/a bleibt weit unter dem tatsächlichen Bedarf. Die Vergütungsdauer von 12 Jahren\r\nist zu kurz, um Investitionen in BHKW, Gas- und Wärmespeicher zu amortisieren. Und eine verlässliche Investitionsgrundlage fehlt vollständig.\r\n\r\nDie Folge: Ein Großteil der Bestandsanlagen wird nach Auslaufen der Förderperiode vom Netz gehen – und die damit verbundene gesicherte Leistung ist unwiederbringlich verloren. Empfehlung: 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. Darüber hinaus sollte der Vergütungszeitraum auf 15 Jahre verlängert werden – und zwar rückwirkend auch für bereits bezuschlagte Anlagen, die entsprechende Zusatzinvestitionen bereits getätigt haben.\r\n\r\nÄnderungsvorschlag: § 28c Absatz 2: (2) Das Ausschreibungsvolumen beträgt in den Jahren 2027 bis 2032 jeweils 2.500 Megawatt zu installierende Leistung. [...] Verlängerung des Amortisationszeitraumes - Änderungen an § 39i vgl. Stellungnahme des Fachverbands Biogas e.V.\r\n\r\n3. Ausschreibungsvolumen für Windenergieanlagen um 12 GW erhöhen\r\n\r\nDie Koalitionsfraktionen haben im Klimaschutzplan vereinbart, zusätzlichen 12 GW Windenergieleistung auszuschreiben, die 2030 einen Beitrag zur CO2-Einsparung leisten sollen. Um dies zu erreichen, müssen die 12 GW bereits in den Jahren 2027 und 2028 be-zuschlagt sein. Deshalb muss das zusätzliche Volumen auf die regulären Ausschreibungen in 2027 und 2028 aufgeschlagen werden. Empfehlung: Um das vereinbarte Ziel von zusätzlichen 12 GW Windenergieleistung zu erreichen, muss das jährliche Ausschreibungsvolumen im EEG 2027 für die Jahre 2027 und 2028 auf jeweils mindestens 16.000 Megawatt erhöht werden.\r\n\r\nÄnderungsvorschlag: § 28 Absatz 2: (2) Das Ausschreibungsvolumen beträgt in den Jahren 2027 bis 2028 jeweils 16.000 Megawatt zu installierende Leistung und in den Jahren 2029 bis 2032 jeweils 10.000 Megawatt zu installierende Leistung. [...]\r\n\r\n4. Erlösabschöpfung (CfDs) mit Marktwertkorridor und höherer Bagatellgrenze einführen\r\n\r\nDie Einführung einer Erlösabschöpfung ist Bedingung für die Erneuerung der beihilferechtlichen Genehmigung des EEG bei der EU-Kommission. Der BEE begrüßt die geplante Einführung eines produktionsabhängigen Contracts-for-Differene (CfD).\r\n\r\nDie Ausgestaltung der zweiseitigen CfDs muss praxisnah erfolgen und das Risiko für alle Beteiligten – von finanzstarken Investoren über mittelständische Projektierer bis hin zu\r\nBürgerenergieprojekten – kalkulierbar halten. Der BEE wirbt jedoch dafür, bei der Erlösabschöpfung einen Marktwertkorridor einzuführen. Ohne Korridor setzt die Abschöpfung unmittelbar ein, sobald der Jahresmarktwert den anzulegenden Wert auch nur minimal übersteigt. So steigen im Falle höherer Strompreise die Kosten und Risiken der Direktvermarkter und die entsprechenden Dienstleistungsentgelte, welche die Anlagenbetreiber für die Direktvermarktung zahlen.\r\n\r\nEin relativer Marktwertkorridor, ähnlich zu §18 StromPBG von 2022, stellt sicher, dass diese Kosten und Risiken geringgehalten werden und nicht unterhalb der eigentlichen Vergütungs-höhe abgeschöpft wird. Ohne Marktwertkorridor würden Banken und Betreiber dieses Risiko immer einpreisen müssen, unabhängig davon ob jemals eine Abschöpfung stattfindet oder nicht. In der Folge steigen Ausschreibungskosten und Stromkosten für Verbraucher insgesamt.\r\n\r\nAuch die Netzstabilität würde von einem Marktwertkorridor profitieren. Betreiber hätten weniger Anreiz, Anlagen bei knapp über dem anzulegenden Wert liegenden Preisen abzuschalten, um einer Abschöpfung zu entgehen.\r\n\r\nDas EEG 2027 muss PPAs für Belieferungen von Industrie und Mittelstand ermöglichen, nicht verhindern. Anlagenbetreiber müssen die Möglichkeit haben, für industrielle und mittelständische Abnehmer langfristig aus der EEG-Förderung in die sonstige Direktvermarktung zu wechseln. PPAs werden regelmäßig langfristig abgeschlossen, oft aber mit einer Laufzeit von nicht mehr als 5 Jahren, was dann keine Grundlage für eine Finanzierung darstellen kann. Es bedarf der Planungssicherheit auf beiden Seiten. Zugleich braucht es klare Leitplanken gegen kurzfristige Wechsel- und Optimierungsstrategien. Die Regelung muss daher zwischen langfristiger PPA-basierter Belieferung von Industrie und Mittelstand, die ermöglicht werden sollte, und kurzfristiger Arbitrage zwischen EEG-Förderung und Markt unterscheiden. Empfehlungen: Der BEE wirbt dafür, sich bei der Einführung eines produktionsabhängigen CfDs am Strompreisbremsengesetz (StromPBG) von 2022 zu orientieren. Das StromPBG sah zum einen einen Marktwertkorridor mit Cap und Floor vor. Der Vorteil eines Marktwertkorridors liegt darin, dass er Anreize für netz- und marktdienliches Verhalten sowie zur Betriebsoptimierung schafft und so die Systemeffizienz und Stromkosten positiv beeinflusst. Ein Marktwertkorridor sollte auch im EEG 2027 eingeführt werden. Zum anderen sah das (StromPBG) eine deutlich höhere Bagatellgrenze von 1 Megawatt vor. Der BEE wirbt dafür, die EU-rechtlich zulässige Bagatellgrenze von 200 Kilowatt einzuführen. Um die Finanzierung von EE-Projekten auch bei einer Belieferung der Industrie per PPA zu ermöglichen, muss ein Wechsel aus der sonstigen Direktvermarktung (für langfristige PPAs mit Industrie) zurück ins EEG möglich sein.\r\n\r\nÄnderungsvorschlag: Einführung eines produktionsabhängigen CfDs mit Marktwertkorridor - § 20a: In §20a Abs. 1 EEG 2027 sollte eine Korridorformulierung ergänzt werden, die den Refinanzierungsbeitrag erst ab einem definierten Aufschlag auf den anzulegenden Wert\r\nauslöst — analog zur Erlösobergrenze des §16 StromPBG, aber mit einem Toleranzpuffer. Konkret könnte formuliert werden: „Die Zahlungspflicht nach Satz 1 entsteht nur, soweit der Jahresmarktwert den anzulegenden Wert um mehr als [X] Cent je Kilowattstunde übersteigt. Der Refinanzierungsbeitrag bemisst sich nach dem die Summe aus anzulegendem Wert und Marktwertkorridor übersteigenden Betrag.\" “Bei Windenergieanlagen und Solaranlagen ist Absatz 1 mit folgenden Maßgaben anzuwenden: Der Sicherheitszuschlag nach obigem Absatz erhöht sich um 6 Prozent des Mittelwerts des jeweiligen energieträgerspezifischen Jahresmarktwerts nach.” Bagatellgrenze - § 20a Abs. 2: „Die Zahlungspflicht nach Absatz 1 besteht nicht für erzeugte und in das Netz eingespeiste Strommengen, aus Biomasseanlagen, ausgenommen Klär- und Deponiegasanlagen, Wasserkraftanlagen und aus Anlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 200 Kilowatt. Mehrfacher Wechsel aus der sonstigen Direktvermarktung (für langfristige PPAs mit Industrie und Mittelstand) zurück in das EEG ermöglichen in § 20b\r\n\r\n5. Direktbelieferung von Industrieanlagen stärken\r\n\r\nDurch Direktbelieferungsverträge kann die Industrie große Mengen an günstigem Strom aus erneuerbaren Energien direkt nutzen. Damit erhalten Unternehmen nicht nur die Möglichkeit, ihre Stromkosten deutlich zu reduzieren und planbar zu gestalten – zusätzlich würden auch die Netze entlastet und das Redispatch-Aufkommen reduziert. Der aktuelle EEG-2027-Entwurf greift dieses Thema bislang unzureichend auf. Empfehlung: Um die Direktbelieferung von Industrieanlagen zu stärken, sollte das Kriterium der „unmittelbaren räumlichen Nähe\" gestrichen werden, denn die Distanz der Anlagen zum abnehmenden Unternehmen ergibt sich bereits aus immissionsschutzrechtlichen Gründen und aus wirtschaftlichen Gesichtspunkten. Änderungsvorschlag: § 3 Nr. 16: [...] es sei denn, der Strom wird über eine Direktleitung ohne Nutzung des öffentlichen Netzes an einen oder mehrere Letztverbraucher geliefert. § 21b Abs. 4 Nr. 2 Buchstabe a und b wird durch folgenden Buchstaben a ersetzt: a) der Strom über eine Direktleitung ohne Nutzung des öffentlichen Netzes an den Dritten geliefert wird"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2026-05-20"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0021035","regulatoryProjectTitle":"Vorschläge für Bürokratieabbau und den beschleunigten Ausbau Erneuerbarer Energien","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ef/45/647953/Stellungnahme-Gutachten-SG2512030017.pdf","pdfPageCount":24,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Ein „spürbarer Bürokratieabbau“, wie er in der Modernisierungsagenda vorgesehen ist, leistet daher nicht nur einen Beitrag zur Staatsmodernisierung, sondern senkt zugleich die Systemkosten, beschleunigt die Energiewende und sichert die Wettbewerbsfähigkeit des Wirtschaftsstandorts Deutschland für die Erneuerbare-Energien-Branche.\r\n\r\nAls Dachverband und Repräsentant dieser Branche sieht der Bundesverband Erneuerbare Energie e. V. (BEE) in der konsequenten Vereinfachung von Vorschriften und Prozessen einen entscheidenden Hebel, um Verwaltungsstrukturen zu entlasten, marktwirtschaftliche Mechanismen stärker wirken zu lassen und die Energiewende als gesamtgesellschaftliches Projekt effizienter zu gestalten.\r\n\r\nMit dem vorliegenden Papier unterbreitet der BEE konkrete Vorschläge für die Sektoren Strom und Wärme. Die Maßnahmen zeigen auf, wie durch gezielte regulatorische Anpassungen Verfahren beschleunigt, Genehmigungsprozesse verschlankt und Kosten gesenkt werden können. Das Papier versteht sich als konstruktiver Beitrag zur Ausgestaltung des spürbaren Bürokratieabbaus im Rahmen der Modernisierungsagenda der Bundesregierung. Die Umsetzung sollte im engen Austausch mit Politik, Verwaltung und Praxis möglich sein. Die Maßnahmen sollen ein zukunftsfähiges, effizientes und sicheres Erneuerbares Energiesystem pragmatisch und wirksam unterstützen.\r\n\r\nDAS WICHTIGSTE IN KÜRZE\r\n» Wind: 8,7 GW fertig geplante Windenergieprojekte hängen aktuell in Genehmigungsverfahren und Repowering bietet Potenzial von 45 GW über die nächsten drei Jahre. Angesichts dieses Genehmigungsstaus sind die Prüfumfänge, insbesondere im Artenschutzrecht, zu entschlacken und weiter zu standardisieren. Dem überragenden öffentlichen Interesse an den Erneuerbaren Energien (EE) muss vollends Rechnung getragen werden. Durch weitere bauplanungsrechtliche Anpassungen, vor allem im Baugesetzbuch, sollten auch die Ausweisungen von Flächen beschleunigt werden. Zudem ist auch hier die zügige und pragmatische Umsetzung der dritten Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED-III) unerlässlich, um das volle Beschleunigungspotenzial zu nutzen. Die Länder sind aufgefordert, die Gesetzesnovellen des letzten Jahres zügig in die Praxis umzusetzen.\r\n\r\n» Photovoltaik und Solarthermie: Die Genehmigungsverfahren für Solaranlagen sollten beschleunigt werden. Zudem sollte der Netzanschlussprozess von Photovoltaikanlagen erleichtert und entbürokratisiert werden. Zur Beschleunigung sollte eine baurechtliche Privilegierung für Batteriespeicher, Solarthermieanlagen im Außenbereich (u. a. zur Fernwärmeversorgung) sowie Agri-PV-Anlagen eingeführt werden. Die zunehmende Kosten- und Bürokratiebelastung durch Landesbeteiligungsgesetze, naturschutzfachliche Vorgaben u. ä. sollte reduziert werden. Zudem sollten steuerliche Hemmnisse im Kontext der Flächenzuweisung (Erbschaftssteuer, Grundsteuer) gelöst werden.\r\n\r\n» Wasserkraft: Das in § 2 EEG festgeschriebene überragende öffentliche Interesse an der Erneuerbaren Energieerzeugung muss in weitere Fachgesetze, wie das Wasserhaushaltsgesetz (WHG), überführt werden, damit diese Regelung im behördlichen Abwägungsprozess Wirkung entfalten kann. Weiterhin sind wasserrechtliche Genehmigungsverfahren durch standardisierte, digitalisierte Verfahren mit verkürzten Entscheidungsfristen, der Einführung einer Vollständigkeitsfiktion etc. zu vereinfachen und zu beschleunigen. Um die großen Potenziale der Flusswärme nutzen zu können, sind bisher fehlende Definitionen und Verfahrensregelungen im Geothermie-Beschleunigungsgesetz (GeoBG) bzw. im WHG zu berücksichtigen.\r\n\r\n» Bioenergie (Biogas, Holzenergie, Biokraftstoffe): Eine praxisgerechte Ausgestaltung und Vereinfachung von Zertifizierungs- und Nachweispflichten sowie genehmigungs- und baurechtliche Erleichterungen für Neu- und Bestandsanlagen können Investitionen in die Umrüstung des Anlagenparks auf eine flexible Strom- und Wärmeerzeugung, eine effiziente Biomethannutzung sowie den Anlagenbetrieb insgesamt erleichtern. Die Errichtung und der Betrieb von Anlagen zur Erzeugung Erneuerbarer Gase und die dazugehörige Infrastruktur sollten als im überragenden öffentlichen Interesse anerkannt werden.\r\n\r\n» Netzausbau und -anschlüsse für Strom, Gas, Wasserstoff und Wärme: Gesetzliche Vereinfachungen für den dringend notwendigen Netzausbau umfassen zunächst eine Duldungspflicht für den Bau von Kabeltrassen zwischen Energieanlagen und Netzanschlusspunkten. Weiterer Handlungsbedarf besteht in einer Optimierung von Netznutzung und -betrieb sowie durch den Ausbau der Wasserstoffinfrastruktur, von dem auch die Industrie profitieren kann. Die Ende 2025 auslaufenden Regelungen für den Anschluss von Biomethananlagen und Elektrolyseuren ans Gasnetz (GasNZV) – insbesondere zur Aufteilung der Netzanschlusskosten – sollten verlängert werden. Eine darauffolgende, unbürokratische Anschlussregelung ist dringend notwendig.\r\n\r\n1. FLÄCHENSICHERUNG FÜR EE-ANLAGEN VERBESSERN\r\n1.1 Baugesetzbuch (BauGB)\r\n\r\nDie Ausweisung von verfügbaren Flächen ist eine zwingend erforderliche Voraussetzung für den Ausbau Erneuerbarer Energien, gestaltet sich jedoch oft als langwieriger Prozess, für den etliche Behördengänge mit langen Bearbeitungszeiten notwendig sind. Zur letzten Novelle des BauGB aus dem Jahr 2024 hat der BEE bereits eine Reihe von Anmerkungen in einer Stellungnahme zusammengefasst. Im Folgenden stellt der Verband die Vorschläge nun noch einmal technologiespezifisch dar.\r\n\r\n1.1.1 Wind an Land\r\n\r\nWährend die dazugehörigen Ausschreibungen wiederholt weit überzeichnet sind, liegt der Ausbau von Wind an Land im Jahr 2025 noch immer hinter den Zielen des EEG. Der Schlüssel, um den Ausbau von Wind an Land zu beschleunigen, liegt in der Verkürzung von Genehmigungsverfahren. Details zu möglichen Änderungen am BauGB finden in der Stellungnahme des Bundesverbandes WindEnergie e.V. (BWE) aus dem August 2023. Ergänzend dazu hat der BEE die folgenden Empfehlungen zusammengetragen:\r\n\r\n» Streichung der Grundzüge der Planung: § 245e Abs. 3 BauGB bzw. § 249 Abs. 3 BauGB enthalten zusätzliche Erleichterungen für das Repowering von Bestandsanlagen. Im Falle des § 245e Abs. 3 BauGB steht diese Sonderregelung unter dem Vorbehalt, dass die Grundzüge der Planung durch die Zulassung des Repowering-Vorhabens nicht berührt werden dürfen. Da die Auslegung des Begriffs der „Grundzüge der Planung“ in der Praxis für erhebliche Rechtsunsicherheit sorgt, spricht sich der BEE für eine Streichung aus.\r\n\r\n» Länderabstandsklauseln abschaffen: Pauschale Länderabstandsklauseln als künstliche Flächenbeschränkung großen Ausmaßes sollten abgeschafft werden.\r\n\r\n» Gemeinde-Öffnungsklausel: Mit einer Gemeinde-Öffnungsklausel ließe sich angesichts bestehender Unsicherheiten langfristig eine schnellere Planung ermöglichen, die unabhängig ist von der Flächenzielverteilung, den Länderabstandsklauseln und der Ausschlusswirkung von Regionalplänen.\r\n\r\n» Behindernde Plansicherungsinstrumente sind auszusetzen und § 245e Abs. 2\r\nzu streichen.\r\n\r\n» Entgegenstehende Bauleitplanungen sind bis zu ihrer Anpassung auszusetzen.\r\n\r\n» Eine Rotor-Out-Regelung muss gesetzlich verbindlich gemacht werden.\r\n\r\n» Die Festschreibung des Abwägungsvorrangs (§ 2 EEG 2021 n. F.) sollte in sämtlichen Fachgesetzen verankert werden.\r\n\r\nDenkmalschutz auf raumordnerischer und bauleitplanerischer Ebene abwägen\r\n\r\nZiel muss es sein, dass die denkmalrechtlichen Belange abschließend auf der planerischen Ebene, welche für die Ausweisung von Windenergieflächen zuständig ist, unter Beachtung des Vorrangs gemäß § 2 EEG abgearbeitet werden. Dann könnten sie im Genehmigungsverfahren nicht mehr zur Ablehnung von Windenergieanlagen führen, weil eine abschließende Entscheidung auf der Planebene getroffen wurde. Dazu können Regelungen im BauGB und im Raumordnungsgesetz festgelegt werden. Detaillierte Vorschläge dazu finden sich im BWE-Positionspapier „Lösung der Blockade von Windenergieprojekten durch Denkmalschutz“.\r\n\r\n1.1.2 Photovoltaik und Solarthermie\r\nBaurechtliche Privilegierung für Batteriespeicher, Solarthermie und Agri-PV-Anlagen einführen\r\n\r\nFür eine kostengünstige, von Erneuerbaren Energien getragene und zuverlässige Stromversorgung müssen in großem Umfang Flexibilitäten geschaffen werden, insbesondere durch den schnellen Zubau von Batteriespeichern. Auch der Koalitionsvertrag erkennt die Notwendigkeit von Speichern sowie einer Ausweitung ihrer baurechtlichen Privilegierung an. Diese Klarstellung ist für den energiewirtschaftlich dringend notwendigen Booster beim Zubau von Batteriespeicherkapazitäten unerlässlich. Dies gilt insbesondere beim Speicherzubau neben baurechtlich privilegierten PV-Freiflächenanlagen (PV-FFA) sowie neben bestehenden PV-FFA.\r\n\r\nDie Dauer und Komplexität von Genehmigungsverfahren für PV-FFA stellen zunehmend ein Hemmnis für den notwendigen Hochlauf des Ausbaus von Freiflächen-PV dar. Gleichzeitig ist die Durchführung eines kommunalen Bebauungsplanverfahrens eine wichtige Stütze für die lokale Akzeptanz. Eine baurechtliche Privilegierung sollte deshalb für Projekte eingeführt werden, wo die hauptsächliche Nutzung der Fläche beibehalten wird (Agri-PV-Anlagen) oder bei denen der bürokratische Aufwand der kommunalen Bauleitplanung unverhältnismäßig ist (kleine PV-FFA bis 1 MW und bereits planfestgestellte Flächen).\r\n\r\nIm Wärmebereich sollten leitungsgebundene Solarthermie-FFA für Gebäude- und Wärmenetze sowie zur Versorgung von Industrie und Gewerbe nach § 35 BauGB privilegiert werden. Die fehlende Privilegierung und daraus resultierende langwierige Genehmigungsprozesse sind aktuell der entscheidende Hinderungsfaktor dieser Technologie.\r\n\r\nBEE-Vorschlag: Eine baurechtliche Privilegierung in § 35 BauGB sollte eingeführt werden\r\n\r\n» zum Hochlauf von Batteriespeichern (neben Bestands-PV-FFA, privilegierten PV-FFA)\r\n\r\n» zur Beschleunigung der Wärmewende (Solarthermie-FFA)\r\n\r\n» bei Beibehaltung der bisherigen Flächennutzung (Agri-PV)\r\n\r\n» zur Entbürokratisierung (kleine PV-Anlagen bis 1 MW, PV-Anlagen auf bereits planfestgestellten Flächen)\r\n\r\nZusätzlich zum BauGB sind weitere Genehmigungserleichterungen bei Solaranlagen notwendig. Hier hat der Bundesverband Solarwirtschaft e.V. (BSW Solar) bereits Vorschläge entwickelt.\r\n\r\n1.1.3 Geothermie\r\nGeothermie in § 35 BauGB aufnehmen\r\n\r\nEine Verankerung der Privilegierung von Erdwärme fehlt bislang in § 35 BauGB. Zwar wird eine Privilegierung von Geothermieanlagen als ortsgebundener gewerblicher Betrieb im Sinne des § 35 Abs. 1 Nr. 3 BauGB sowohl in der Praxis als auch von Gerichten häufig anerkannt, doch kommt es häufig zu Verzögerungen. Das gilt insbesondere, wenn die Bergbehörde der Privilegierung der Gewinnungsanlage (beginnend mit dem Bohrplatz) zustimmt, die Bauaufsicht die Privilegierung für die erforderliche Heizzentrale jedoch ablehnt. Daher würde eine Aufnahme von Geothermieanlagen ins BauGB die Planung erheblich beschleunigen. Details finden sich im Positionspapier des Bundesverbands Geothermie (BVG) auf Seite 5.\r\n\r\nBEE-Vorschlag: Die Erdwärme sollte in die Liste privilegierter Vorhaben in § 35 BauGB aufgenommen werden, um die Planungsphase für Geothermieanlagen deutlich zu beschleunigen. Der BEE schlägt vor, in § 35 Abs. 1 um die Worte „oder der Erdwärme” zu ergänzen.\r\n\r\n\r\n1.1.4 Bioenergie\r\n\r\nBehälterwärmespeicher und kleinere Erdbeckenspeicher\r\n\r\nWärmespeichern kommen bei der Nutzung von Erneuerbaren Energien in vielerlei Hinsicht eine besondere Bedeutung zu. Die Integration von Wärmespeichern ist essenziell, um beispielsweise die Verfügbarkeit der Wärme aus Solarthermie bei einer begrenzten Zahl an Sonnenstunden zu erhöhen. Darüber hinaus sind Wärmespeicher notwendig, damit Biogas- und andere KWK-Anlagen ihre Stromerzeugung flexibel an die Stromeinspeisung von Wind- und Solaranlagen anpassen und gleichzeitig die Wärmeversorgung aufrechterhalten können, da dafür die Strom- und die Wärmeerzeugung zeitlich entkoppelt werden muss. Der BEE schlägt deshalb vor, Wärmespeicher in die Liste privilegierter Vorhaben aufzunehmen.\r\n\r\nClusternde Biogasaufbereitungsanlagen und Satelliten-BHKW\r\n\r\nDie 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“), soll mit den Sonderregeln in § 246d Absatz 4 Nr. 1 und Nr. 2 BauGB im Außenbereich ermöglicht werden. Allerdings ist die Regelung zu clusternden Biogasaufbereitungsanlagen unnötig restriktiv, da Biogasanlagen ausgeschlossen werden, die im Geltungsbereich eines Bebauungsplanes oder im unbeplanten Innenbereich errichtet bzw. betrieben 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. Der BEE schlägt daher vor, die unnötigen Restriktionen zu clusternden Biogasaufbereitungsanlagen (sofern nicht bereits privilegiert) zu streichen und die Regelungen zu Satelliten-BHKW praxisnäher auszugestalten.\r\n\r\n\r\n1.1.5 Wasserstoff\r\n\r\nBeschleunigung für die ganze Wasserstoffwertschöpfungskette\r\n\r\nIm Entwurf des Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes werden unter anderem Elektrolyseure als im überragenden öffentlichen Interesse liegend eingestuft. Wichtig ist, dass auch biogener Wasserstoff von der rechtlichen Privilegierung profitiert.\r\n\r\nDarüber hinaus empfiehlt der BEE eine Überarbeitung der §§ 35, 249a BauGB. § 249a BauGB enthält bereits Sonderregelungen zu § 35 BauGB über die Zulässigkeit von Vorhaben für die Herstellung und Speicherung von Wasserstoff aus Erneuerbaren Energien. Innerhalb der aktuellen baurechtlichen Vorgaben, insbesondere der Flächenbegrenzung auf 100 Quadratmeter sowie der maximal zulässigen Höhe von 3,5 Metern, ist ein sinnvoller Ausbau von Wasserstoffspeichern jedoch nicht möglich. Der Gesetzgeber hat hier für Wasserstoffspeicher, die als privilegierte Vorhaben im Sinne des § 35 BauGB eingestuft werden, Normen festgelegt, die die praktische Umsetzung von Wasserstoffprojekten erheblich einschränken.\r\n\r\nDer BEE regt daher an, § 35 Abs. 1 BauGB so zu ergänzen, dass Wasserstoffprojekte als privilegierte Vorhaben im Außenbereich anerkannt werden. Zudem schlägt der Verband eine grundlegende Überarbeitung bzw. Neufassung von § 249a BauGB vor, um die baurechtlichen Rahmenbedingungen an die tatsächlichen Erfordernisse einer sinnvollen Wasserstoffproduktion anzupassen.\r\n\r\nBEE-Vorschlag: In § 35 Abs. 1 BauGB ist eine neue Nummer 11 wie folgt zu ergänzen (neuer Text in Rot):\r\n\r\n„Im Außenbereich ist ein Vorhaben nur zulässig, wenn öffentliche Belange nicht entgegenstehen, die ausreichende Erschließung gesichert ist und wenn es […]\r\n11. der Umwandlung von elektrischer Energie in Wasserstoff nach Maßgabe des § 249a dient.“\r\n\r\nNeufassung des § 249a BauGB (neuer Text in Rot):\r\n\r\n„(1) Ein Vorhaben, das der Herstellung oder Speicherung von Wasserstoff dient, ist nach Maßgabe des § 35 Absatz 1 Nummer 11 und unter den in Absatz 2 genannten weiteren Voraussetzungen im Außenbereich privilegiert, wenn es in einem räumlich-funktionalen Zusammenhang mit\r\na) einer Anlage zur Erforschung, Entwicklung oder Nutzung der Windenergie nach § 35 Absatz 1 Nummer 5 oder\r\nb) einer Anlage zur Nutzung solarer Strahlungsenergie nach § 35 Absatz 1 Nummer 8 Buchstabe b oder Nummer 9 oder\r\nc) einer sonstigen Anlage zur Nutzung solarer Strahlungsenergie oder d) einem Umspannwerk steht.\r\n\r\n(2) Ein Vorhaben ist nach Absatz 1 nur zulässig, wenn\r\na) durch technische Vorkehrungen sichergestellt ist, dass der Wasserstoff ausschließlich aus dem Strom der in Absatz 1 a bis c genannten Anlagen oder ergänzend dazu aus dem Strom sonstiger Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien erzeugt wird,\r\nb) die Produktionskapazität nicht mehr als 50 Tonnen Wasserstoff pro Tag beträgt und der Höhenunterschied zwischen der Geländeoberfläche im Mittel und dem höchsten Punkt der baulichen Anlagen 10 Meter nicht überschreitet, und\r\nc) die in Absatz 1 genannte Anlage oder die sonstigen Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien nach Nummer 1 nicht bereits mit einem anderen Vorhaben zur Herstellung oder Speicherung von Wasserstoff verbunden sind.“\r\n\r\n(3) bis (5) entfallen.\r\n\r\n\r\n1.2 Windenergieflächenbedarfsgesetz (WindBG)\r\n\r\n1.2.1 Anrechenbare Flächen\r\n\r\nDie geplante Ergänzung in § 4 Abs. 1 Satz 5 WindBG soll klarstellen, dass Flächen mit genehmigungsbedingten Höhenbegrenzungen auf das Flächenziel angerechnet werden können, nicht jedoch Flächen mit planerisch festgelegten Höhenbeschränkungen. Diese Unterscheidung entspricht der geltenden Rechtslage und wird durch die Auslegungshilfe sowie die Vollzugshilfe zum WindBG bestätigt. Eine gesetzliche Klarstellung ist daher nicht erforderlich. Stattdessen sollte gesetzlich festgeschrieben werden, dass nur wirtschaftlich nutzbare Flächen angerechnet werden dürfen. Andernfalls werden die Flächenziele unterlaufen und der Ausbau der Windenergie gefährdet.\r\n\r\n\r\n1.2.2 Genehmigungserleichterungen\r\n\r\nDie Anpassung von § 6b Abs. 2 Satz 2 WindBG an europarechtliche Vorgaben ist grundsätzlich positiv zu bewerten. Sie stellt klar, dass bestimmte Prüfungen in sogenannten Beschleunigungsgebieten entfallen und nur dann im Rahmen der Eingriffsregelung nach dem Bundesnaturschutzgesetz (BNatSchG) berücksichtigt werden müssen, wenn dies zwingend erforderlich ist. Allerdings führt die unbestimmte Formulierung „soweit zwingend erforderlich“ zu rechtlicher Unsicherheit und kann Behörden dazu verleiten, aus Vorsicht weiterhin umfassende Prüfungen anzuordnen. Auch wenn dies in der Praxis bisher nur selten vorkam, besteht mit der aktuellen Gesetzesfassung die Gefahr, dass solche Anforderungen häufiger werden. Der BEE sieht deshalb die Notwendigkeit, in der Begründung klarzustellen, dass sich die Eingriffsregelung ausschließlich auf die Funktionsfähigkeit des Naturhaushalts und auf das Landschaftsbild bezieht. Einzelne Arten sind in diesem Rahmen nicht zu berücksichtigen. Andernfalls besteht die Gefahr, dass über diese Eingriffsregelung aufwändige und teure artenschutzrechtliche Untersuchungen eingefordert werden, die zu erheblichen Verzögerungen in Genehmigungsverfahren führen können.\r\n\r\nBEE-Vorschlag: Nach Ansicht des BEE braucht es eine Klarstellung, dass vertiefende Prüfungen für die Abarbeitung der Eingriffsregelung nicht erforderlich sind. Sollte dies keine Option sein, schlägt der Verband als Alternative vor, die Intention aus der Gesetzesbegründung zumindest in Form einer Regelvermutung zu hinterlegen, indem § 6b Absatz 1 Satz WindBG (Reg-E) angepasst wird (neuer Text in Rot):\r\n\r\n„Inhalte der Prüfungen, die nach Satz 1 Nummer 2 und 3 nicht zu prüfen sind, sind bei der Anwendung der §§ 13 bis 17 des Bundesnaturschutzgesetzes nur zu berücksichtigen, soweit dies zur Ermittlung und zur Bewertung eines Eingriffs in Natur und Landschaft zwingend nicht zulässig ist.“\r\n\r\n\r\n1.2.3 Genehmigungsfiktion\r\n\r\nZunächst ist zu betonen, dass in der Genehmigungsfiktion eine erhebliche Chance der Verfahrensbeschleunigung gesehen wird. Der BEE regt daher an, die Möglichkeiten der RED III vollumfänglich zu nutzen und die Genehmigungsfiktion umzusetzen.\r\n\r\nDie Genehmigungsfiktion auch dann nicht aufzunehmen, wenn bereits ein positives Screening erfolgt ist, widerspricht dem Wortlaut von Artikel 16a Absatz 5 sowie Erwägungsgrund 35 der RED III. Demnach sollen Projekte nach einem positiven Screening als genehmigt gelten, ohne dass eine weitere behördliche Entscheidung erforderlich ist. Unklar bleibt zudem, welche Rechtsfolgen die in der RED III vorgesehene Frist von 45 Tagen für das Screening ohne eine entsprechende Genehmigungsfiktion überhaupt haben soll.\r\n\r\nDer BEE empfiehlt daher, den Wortlaut zu verwenden, nach dem bestimmte Anforderungen „als eingehalten gelten“. Diese Formulierung entspricht dem europäischen Rechtssystem und lässt eine Widerlegung in besonderen Einzelfällen zu. Sollte diese Formulierung als zu weitgehend bewertet werden, wäre eine abgeschwächte Variante denkbar, wie sie etwa in § 45b Absatz 3 Nummer 2 BNatSchG enthalten ist. Diese stellt klar, dass es sich um eine Regelvermutung handelt, die jedoch materielle Rechtswirkung entfaltet.\r\n\r\nFür den Fall, dass Bedenken hinsichtlich der Investitionssicherheit durch mögliche Drittanfechtungen bestehen, schlägt der BEE vor, eine zusätzliche Regelung in § 6b Absatz 4 WindBG aufzunehmen. Diese sollte sicherstellen, dass die Genehmigungsbehörde im Falle eines Drittwiderspruchs oder einer Klage nachträglich zum Screening fristgebunden eine Begründung nachreichen muss. Dies erhöht die Rechtssicherheit, da Gerichte oder Widerspruchsbehörden eine fundierte Entscheidungsgrundlage erhalten.\r\n\r\nBEE-Vorschlag: Folgende ergänzende Sätze 7 und 8 nach § 6b Absatz 4 Satz 6 WindBG (Reg-E) anfügen:\r\n\r\n„Trifft die zuständige Behörde im Überprüfungsverfahren nach Absatz 2 innerhalb der Frist nach Absatz Satz 1 keine begründete Entscheidung darüber, ob höchstwahrscheinlich Auswirkungen im Sinne des Absatzes 2 Satz 5 zu erwarten sind, die nicht durch Maßnahmen nach Absatz 3 Satz 1 gemindert werden können, ist in der Regel davon auszugehen, dass die Vorschriften nach §§ 34 und 44 Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes und § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes eingehalten sind. Legt ein Dritter einen Rechtsbehelf gegen die Genehmigung ein, hat die zuständige Behörde binnen 30 Tagen nach Kenntnis von dem Rechtsbehelf die begründete Entscheidung nach Satz 1 auszuformulieren und der für den Rechtsbehelf zuständigen Behörde sowie dem Träger des Vorhabens zuzuleiten.“\r\n\r\n2. PLANUNG UND GENEHMIGUNG BESCHLEUNIGEN\r\n\r\n2.1 Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG)\r\n\r\n2.1.1 Bioenergie\r\n\r\nCO₂-Abscheidungsanlagen im BImSchG rechtssicher einordnen\r\n\r\nErste Genehmigungsverfahren zur Erweiterung von Biomasseheizkraftwerken um CO₂-Abscheidungsanlagen zeigen erheblichen Klärungsbedarf im Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG). Aufgrund fehlender Erfahrungswerte besteht in den Genehmigungsbehörden Unsicherheit über die rechtliche Einordnung dieser Technologie. In der Praxis wurden Vorhaben, die im vereinfachten Verfahren nach § 19 BImSchG beantragt wurden, teilweise als vollständige Genehmigungsverfahren nach § 16 BImSchG eingestuft, was die Genehmigungsdauer um mehrere Monate verlängerte. Diese Fälle verdeutlichen die Notwendigkeit einer rechtlichen Präzisierung.\r\n\r\nUm Planungssicherheit zu gewährleisten und Verfahren zu beschleunigen, sollte das BImSchG um klare Definitionen von CO₂-Abscheidungsanlagen ergänzt werden. Abscheidungsanlagen für Kohlenstoffdioxid sind keine eigenständigen Anlagen im Sinne von Nr. 10.3.2.2 des Anhangs 1 der 4. BImSchV (Bundes-Immissionsschutzverordnung), da sie ausschließlich in Verbindung mit der Hauptanlage betrieben werden und deren Abgase behandeln. Sie sind daher als Nebenanlagen einzuordnen. Zudem handelt es sich bei CO₂ nicht um einen klassischen Schadstoff mit toxischen Eigenschaften, sondern um einen natürlichen Bestandteil der Luft. Eine Einstufung unter Nr. 10.3 der 4. BImSchV ist daher nicht sachgerecht.\r\n\r\nAuch bei Abscheideverfahren wie der Aminwäsche besteht Regelungsbedarf, da geringe Mengen von Aminen oder Ammoniak in das Rauchgas übergehen können. Dafür existieren bislang jedoch keine gesetzlich festgelegten Emissionsgrenzwerte. Derzeit bestehen solche Vorgaben nur für Anlagen mit SCR- oder SNCR-Technologie zur Stickstoffoxidminderung.\r\n\r\nBEE-Vorschlag: Im BImSchG sollte eindeutig definiert werden, wie Anlagenbestandteile zu behandeln sind, die ausschließlich der CO₂-Abscheidung dienen und hierfür genehmigt sowie betrieben werden. Da CO₂-Abscheidungsanlagen ausschließlich in Verbindung mit der Hauptanlage betrieben werden können, wäre eine Einordnung als Nebenanlage zutreffend. Dies würde zu mehr rechtlicher Klarheit beitragen, die zuständigen Behörden entlasten und Genehmigungsprozesse beschleunigen. Im BImSchG sollte darüber hinaus klar geregelt werden, wie die Emissionen des CO₂-reduzierten Rauchgases rechtlich einzuordnen sind und ob dafür spezifische Emissionsgrenzwerte gelten. Falls solche Grenzwerte erforderlich sind, müssten diese noch verbindlich festgelegt werden.\r\n\r\n\r\n2.2 Bundesnaturschutzgesetz (BNatSchG)\r\n\r\n2.2.1 Wind\r\n\r\nDurch Standardisierung zur Vereinfachung bei Artenschutzauflagen beitragen\r\n\r\nDie letzte Novelle des Bundesnaturschutzgesetzes (BNatSchG) hat die artenschutzrechtliche Standardisierung vorangebracht. Jedoch fehlt weiterhin ein angemessenes Instrument zur Signifikanzbewertung und einzelne Regelungen weisen Nachbesserungsbedarf auf, insbesondere im Hinblick auf die Schutzmaßnahmen der Anlage 1 zu § 45b BNatSchG. Eine weitergehende Standardisierung könnte die Komplexität deutlich verringern, die Anforderungen für Unternehmen klarer fassen und so wesentlich zur Vereinfachung und Entbürokratisierung artenschutzrechtlicher Verfahren beitragen (siehe BWE-Stellungnahme aus dem Juni 2022).\r\n\r\nZur zügigen Umsetzung des BNatschG in den Ländern sollten die Landesministerien ihre Behörden unterstützen. Dazu müssen Leitfäden und Erlasse umgehend angepasst, offene Fragen geklärt und klare Regelungen entsprechend den Zielen des Bundesgesetzes geschaffen werden, um Verfahren und Genehmigungen zu vereinfachen und zu beschleunigen.\r\n\r\nBEE-Vorschlag: Damit die Regelungen des § 45b BNatSchG ihre volle Beschleunigungswirkung entfalten können, bedarf es einer fachlich fundierten und praxistauglichen Methode zur Signifikanzbewertung. Der BEE empfiehlt, die Probabilistik als standardisiertes Instrument zur Signifikanzbestimmung in das BNatSchG aufzunehmen.\r\n\r\nFür das Störungsverbot nach § 44 Abs. 1 Nr. 2 BNatSchG sowie Abschaltauflagen zum Schutz von Fledermäusen braucht es eine bundesweit einheitliche Regelung, um Klarheit für Genehmigungsverfahren zu erhalten – analog zum bundeseinheitlich geregelten Schutz von kollisionsgefährdeten Brutvogelarten.\r\n\r\n\r\n2.2.2 Geothermie\r\n\r\nSeismische Messungen nicht als Eingriff definieren\r\n\r\nSeismische Messungen sind notwendig, um das geothermische Potenzial an einem Standort näher zu bestimmen. Sie stehen am Anfang eines jeden tiefengeothermischen Projekts. Die dabei verursachten Geräusche und Vibrationen sind von kurzer Dauer und in ihrer Intensität so unerheblich, dass eine mutwillige Beunruhigung wildlebender Tiere im Sinne der allgemeinen artenschutzrechtlichen Regelungen des § 39 BNatSchG nicht gegeben ist. Dasselbe gilt auch in Bezug auf die Störung besonders geschützter Tierarten im Sinne der Regelung des besonderen Artenschutzes gemäß § 44 BNatSchG. Insgesamt gehen die Auswirkungen einer seismischen Exploration auf wilde Tiere und Pflanzen nicht über die Auswirkungen des LKW-Verkehrs oder von Maschinen der Land- oder Forstwirtschaft hinaus. Diese werden naturschutzrechtlich ebenfalls als unerheblich eingestuft.\r\n\r\nBEE-Vorschlag: Der BEE plädiert für die Einführung einer gesetzlichen Regelvermutung bezüglich § 44 Abs. 1 Nr. 2 BNatSchG. Demnach sollen seismische Explorationen zur Aufsuchung von Erdwärme in der Regel nicht als erhebliche Störung im Sinne des genannten Paragrafen gelten. Die Regelung in § 14 BNatSchG, nach der land-, forst- und fischereiwirtschaftlichen Bodennutzung nicht als Eingriff anzusehen sind, sollte ebenfalls um seismische Messungen auf solchen Flächen und entlang von öffentlichen, land- und forstwirtschaftlichen Wegen und Straßen erweitert werden.\r\n\r\n\r\n2.3 Wasserhaushaltsgesetz (WHG)\r\n\r\nDie aktuelle Genehmigungspraxis für Wasserkraftanlagen, insbesondere kleinere Anlagen, ist aufwendig und dauert häufig über zehn Jahre. Dies behindert das Repowering und die Nutzung vorhandener Potenziale erheblich. Dabei könnten durch technische Modernisierung und Digitalisierung Leistungssteigerungen von bis zu 200 % erreicht werden, ohne ökologische Maßnahmen wie Fischschutz und Fischdurchgängigkeit zu behindern.\r\n\r\nBEE-Vorschlag: Ein wesentlicher Hebel zur Verbesserung ist die Übertragung des in § 2 EEG verankerten öffentlichen Interesses an Erneuerbaren Energien – insbesondere der flexibel einsetzbaren Wasserkraft – in das Wasserrecht. Dazu sollte ein entsprechender Passus in § 6 Abs. 1 WHG aufgenommen werden. Die Schutzgüterabwägung muss neben ökologischen Aspekten auch klima- und energiepolitische Belange angemessen berücksichtigen.\r\n\r\nZur Beschleunigung von Verfahren sind insbesondere die Anwendung von § 11a WHG, ein verbindlicher Unterlagenkatalog sowie eine Begrenzung von Nachforderungen erforderlich. Außerdem sollte eine Vollständigkeitsfiktion eingeführt werden: Wenn die Behörde nicht binnen vier Wochen reagiert, gelten die Unterlagen als vollständig (§ 11a WHG analog). Dies schafft Rechtssicherheit für Antragstellerinnen und Antragsteller.\r\n\r\nBeim Repowering mit bewährter Technik sollten nur zentrale Unterlagen, wie der technische Nachweis zu Fischschutzmaßnahmen, eine Stromertragsrechnung und die erwartete Leistungssteigerung, erforderlich sein. Weitere Fachgutachten sollten entfallen, sofern die Maßnahmen nach gültigen Standards umgesetzt werden.\r\n\r\nDigitale Verfahren auf Basis signierter PDF-Dateien sowie frühzeitige Abstimmungen mit Fachbehörden und Trägern öffentlicher Belange können Verfahren zusätzlich straffen. Behörden sollten als koordinierende Partner agieren und Doppelprüfungen vermeiden.\r\n\r\nDas öffentliche Interesse an Klimaschutz und Erneuerbaren Energien ist im Abwägungsprozess klar zu berücksichtigen. Dies erfordert eine Änderung der Vollzugspraxis, verbunden mit dem Signal an die Behörden, die Nutzung der Wasserkraft grundsätzlich zu ermöglichen und zu unterstützen.\r\n\r\n\r\n2.3.1 Geothermie\r\n \r\n\r\nEntscheidungsfristen kürzen\r\n\r\nDie bisherige Regelung im WHG benachteiligt die Wärmeversorgung gegenüber der Stromerzeugung und steht im Widerspruch zum Ziel, den Anteil der Erneuerbarer Energien im Wärmesektor zu steigern. Es ist sachlich nicht gerechtfertigt, dass für Anlagen, die hauptsächlich der Wärmeerzeugung dienen, bisher keine Entscheidungsfrist gilt, zumal sich die Genehmigungszeiträume in der Praxis nicht unterscheiden. Zudem sind die derzeit geltenden Fristen insgesamt zu lang. Die vorgeschlagene Fristenregelung orientiert sich an § 10 Abs. 6a BImSchG und zielt auf eine Beschleunigung und Vereinheitlichung der Fristenregelungen im Anlagenzulassungsrecht ab. Dadurch wird vermieden, dass Geothermieanlagen gegenüber fossilen Kraftwerken, für die die Fristen des BImSchG gelten, benachteiligt werden. Da wasserrechtliche Erlaubnisse für Geothermieanlagen in der Regel weniger komplex sind als Genehmigungen nach dem BImSchG, ist eine kürzere Frist sachgerecht.\r\n\r\nBEE-Vorschlag: Im Rahmen des § 14a WHG müssen die Entscheidungsfristen verkürzt werden. Über die Erteilung einer Erlaubnis oder Bewilligung sollte innerhalb einer Frist von drei Monaten entschieden werden. Zudem sollte die Regelung auf Anlagen zur Wärmebereitstellung mit einer Kapazität von weniger als 1.500 Kilowatt ausgeweitet werden. Eine einmalige dreimonatige Fristverlängerung sollte der zuständigen Behörde nur eingeräumt werden, wenn dies aufgrund der Schwierigkeit der Prüfung oder aus Gründen, die dem Antragsteller zuzurechnen sind, erforderlich ist. Diese muss dem antragstellenden Unternehmen begründet werden.\r\n\r\n\r\n\r\n2.3.2 Photovoltaik\r\n\r\nRegulatorische Hemmnisse bei Floating-PV abschaffen\r\n\r\nDas Wasserhaushaltsgesetz begrenzt die Installation von Floating-PV-Anlagen durch unverhältnismäßige Flächen- und Abstandsbeschränkungen und verhindert so die Nutzung erheblicher Potenziale. So ist auf künstlichen oder erheblich veränderten Gewässern ein Uferabstand von mindestens 40 Metern einzuhalten, zudem dürfen Anlagen höchstens 15 % der Wasseroberfläche bedecken. Da viele potenzielle Gewässer, wie beispielsweise Kiesgruben, nur über begrenzte Flächen verfügen, lassen sich Floating-PV-Anlagen unter diesen Vorgaben kaum wirtschaftlich realisieren. Die zusätzliche Flächenbegrenzung reduziert die mögliche Anlagengröße weiter. Naturschutzfachliche Auswirkungen werden bereits im Genehmigungsverfahren durch die zuständige Behörde geprüft und bei Bedarf mit Auflagen berücksichtigt.\r\n\r\nBEE-Vorschlag: Die unverhältnismäßigen Flächenbegrenzungen in § 36 Abs. 3 Nr. 2 WHG sollten gestrichen werden.\r\n\r\n\r\n2.4 Gesetz zur Beschleunigung des Ausbaus von Geothermieanlagen, Wärmepumpen und Wärmespeichern (GeoBG)\r\n\r\nDer am 6. August 2025 vom Bundeskabinett verabschiedete Entwurf des Geothermiebeschleunigungsgesetzes (GeoGB) zielt darauf ab, den Ausbau dringend benötigter Infrastruktur für Geothermie, Wärmepumpen und Wärmespeicher spürbar zu beschleunigen. Die gesetzliche Festschreibung dieser Infrastruktur als Vorhaben von überragendem öffentlichem Interesse findet große Zustimmung und schließt eine bislang bestehende rechtliche Lücke.\r\n\r\nAus Sicht des BEE sollte der Gesetzentwurf allerdings so überarbeitet werden, dass er alle technischen Varianten der Quellenerschließung für Wärmepumpen umfasst. In der aktuellen Fassung des GeoBGs, insbesondere in den §§ 1 bis 3, sowie in der vorgesehenen Änderung von § 3 Nr. 1 WHG sind die Begriffe zu eng gefasst. Der gesetzgeberische Anspruch, Verfahren für (Groß-)Wärmepumpen unabhängig von ihrer technischen Ausgestaltung zu entbürokratisieren, wird dadurch nicht vollständig erfüllt. Insbesondere die Formulierung in § 2 GeoBG, die sich auf Nebenanlagen und Bohrungen bezieht, greift zu kurz und erfasst nicht alle relevanten Quellenanlagen.\r\n\r\nDarüber hinaus sollte das Gesetz auch den gesamten Prozess der Erdwärmegewinnung berücksichtigen. Die im GeoBG geplanten Erleichterungen sollten deshalb nicht nur für die Nutzung der Erdwärme selbst gelten, sondern auch für alle dazugehörigen Schritte wie Explorations- und Aufsuchungsmaßnahmen sowie für technische Anlagen zur Nutzbarmachung der gewonnenen Wärme. Dazu zählen insbesondere Wärmetauscher, Vorrichtungen zur Einspeisung in Wärmenetze und ORC-Anlagen zur Umwandlung der Wärme in elektrische Energie.\r\n\r\nZudem spricht sich der BEE dafür aus, den Gesetzentwurf um weitere zentrale Technologien der Wärmewende zu ergänzen, wie etwa die Nutzung von Flusswärme (Aquathermie) und kalter Nahwärme. Insbesondere Flusswärme bietet ein hohes Potenzial, um die Wärmeversorgung in Deutschland zu defossilisieren. Diese Chance wird im aktuellen Entwurf jedoch noch nicht ausreichend berücksichtigt. Eine umfassende Einbindung dieser Technologien ist notwendig, um den Erfolg der Wärmewende langfristig zu sichern. Mehr Details zur Position des BEE finden Sie in der entsprechenden Stellungnahme aus dem Juli 2025.\r\n\r\n3. BAU DER NOTWENDIGEN NETZINFRASTRUKTUR ERLEICHTERN\r\n\r\n3.1 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)\r\n\r\nDer zügige Ausbau der Strom- und Gasnetze ist eine Grundvoraussetzung für das Gelingen der Energiewende. Doch genau hier verhindern komplexe Verfahren, lange Genehmigungsprozesse und unklare Zuständigkeiten eine schnellere Umsetzung. In seiner Stellungnahme zur EnWG-Novelle aus dem Juli 2025 macht der BEE deutlich, dass der Netzausbau nur dann beschleunigt werden kann, wenn das Gesetz konsequent auf Bürokratieabbau und Standardisierung ausgerichtet wird.\r\n\r\nBEE-Vorschlag:\r\n\r\n» Der BEE fordert für Netzanschlussverfahren verbindliche Fristen, klar definierte Bearbeitungsstandards sowie eine digitale Antragstellung. Netzbetreiber sollen verpflichtet werden, aktuelle und transparente Informationen zu Netzkapazitäten und Anschlusspunkten bereitzustellen.\r\n\r\n» § 42c EnWG zur Einführung von Energy Sharing ist aus Sicht des BEE grundsätzlich positiv zu bewerten. Es darf jedoch nicht durch eine zu theoretisch konzipierte Raumaufteilung, technische Ausschlüsse oder komplexe Abrechnungsmodelle entwertet werden. Die Umsetzung muss praktikabel, alltagsnah und technologieoffen erfolgen, damit die mögliche oder unmögliche Teilnahme am Energy Sharing für alle Endverbraucher und Endverbraucherinnen nachvollziehbar bleibt.\r\n\r\n» Energiespeicher müssen im EnWG eindeutig als im öffentlichen Interesse verankert werden. Unklare Definitionen, unkonkrete Fristsetzung und uneinheitliche Genehmigungspraxen führen aktuell zu Verzögerungen. Der BEE fordert daher eine vereinfachte und rechtssichere Einbindung von Stromspeichern in Planungs- und Zulassungsverfahren.\r\n\r\n» Die auslaufende Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) muss durch eine unbürokratische Nachfolgeregelung ersetzt werden, die Biogas- und Biomethanprojekte nicht durch zusätzliche Hürden behindert.\r\n\r\n\r\n3.1.1 Duldungspflicht für die Verlegung von Netzanschlüssen und Rohbiogasleitungen\r\n\r\nFür den Netzanschluss neuer Anlagen müssen Stromkabel von der Anlage bis zum zugewiesenen Netzanschlusspunkt gelegt werden. Die Verlegung des Stromkabels liegt in der Verantwortung des Projektierers. Dabei ist in der Regel eine Trassenlänge von mehreren Hundert Metern bis zu einigen Kilometern notwendig, die über eine Vielzahl verschiedener Eigentümerflächen führt. Projektierer haben jedoch nicht die gleichen Rechte zur Nutzung von Flächen zur Stromkabelverlegung wie Netzbetreiber, wodurch es hier häufig zu langwierigen Verzögerungen, überhöhten Nutzungsgebühren der Flächeneigentümer*innen kommt, was wiederum kostenintensive Umwege nach sich zieht.\r\n\r\nEin vergleichbares Problem besteht bei der Biomethanerzeugung. Ein großes Potenzial für die Erzeugung von Biomethan liegt in der Umrüstung bisheriger EEG-gestützter Biogasanlagen auf die Biomethaneinspeisung. Da viele EEG-gestützte Biogasanlagen selbst zu klein für eine wirtschaftliche Umrüstung sind, müssen sie zuvor mittels sogenannter “Rohbiogasleitungen” zu „Biogas-Clustern” zusammengeschlossen werden. Das jeweils erzeugte Biogas wird dabei unaufbereitet zu einer gemeinsamen Aufbereitungsanlage geleitet. Die Trassenlänge solcher Cluster liegt normalerweise im zweistelligen Kilometerbereich und muss über mehrere Grundstücke verlegt werden.\r\n\r\nBEE-Vorschlag: Projektierer von EE-Anlagen sollten eine Duldungspflicht erhalten, um Stromkabel auf dem direktesten Weg zwischen der EE-Anlage und dem vom Netzbetreibenden zugewiesenen Netzanschlusspunkt zu verlegen. Als Vorbild könnte hier fast unverändert eine ähnliche Duldungspflicht nach § 134 im Telekommunikationsgesetz zur Verlegung von Breitbandleitungen dienen. In Bezug auf Rohgasleitungen ist eine Duldungspflicht zumindest für öffentliche Grundstücke sinnvoll.\r\n\r\n\r\n3.1.2 Ungleichbehandlung bei der Wasserstoffnetzregulierung vermeiden\r\n\r\nDie bestehende nationale Wasserstoffnetzregulierung, wie sie derzeit im EnWG vorgesehen ist, bleibt aus Sicht des BEE hinter den europäischen Prinzipien der Netzregulierung zurück. Diesen zufolge müssen der diskriminierungsfreie Zugang Dritter (Third Party Access) und eine Kostenregulierung mit fairen und transparenten Netzanschlusskosten und Netzentgelten ermöglicht werden. Mit einem nach § 28n Abs. 1 EnWG verhandelten Netzzugang mit anfänglich hohen Netzanschlusskosten wird kein Level-Playing-Field zwischen Einspeiser bzw. Abnehmer und Wasserstoff-Infrastrukturbetreiber geschaffen. In der Vergangenheit hat ein verhandelter Netzzugang bereits zu langwierigen Rechtsstreitigkeiten zwischen Marktteilnehmern und Netzbetreibern geführt, anstatt zu schnellen und diskriminierungsfreien Marktentwicklungen. Insbesondere für kleinere Abnehmer von Wasserstoff, wie zum Beispiel Wohnquartiere mit Brennstoffzelle, stellt ein verhandelter Netzanschluss eine große Hürde dar und führt zu ungleichen Netzzugangsbedingungen.\r\n\r\nBeim Ausbau der Wasserstoffnetzinfrastruktur sollte zudem darauf geachtet werden, dass keine einseitige Kostenumwälzung auf die Anschlussnehmenden erfolgt. Dies würde dazu führen, dass seltener ein Netzanschluss bzw. die Umwidmung von Gas- auf Wasserstoffein- oder Ausspeisung gewählt wird. Damit würden der Infrastrukturaufbau und der Hochlauf einer Wasserstoffwirtschaft verteuert und signifikant gebremst. Dies ist in hohem Maße kontraproduktiv, ineffizient und steht den Zielen der Energiewende insgesamt entgegen.\r\n\r\nBEE-Vorschlag: Sinnvoll ist aus Sicht des BEE eine zeitliche Befristung des verhandelten Netzzuganges, der automatisch durch einen regulierten Netzzugang zu ersetzen wäre. Für den schnellen Markthochlauf ist zudem die Verbindung von möglichst vielen Erzeugern, Transporteuren und Verbrauchern die wichtigste Determinante. Die Höhe potenzieller Netzkosten kann dabei am effizientesten durch die Verteilung auf eine große Anzahl von Marktakteuren gesenkt werden.\r\n\r\n\r\n3.2 Regulierung des Gasnetzanschlusses von Anlagen zur Erzeugung grüner Gase (Biogasanlagen im Sinne des EnWG)\r\n\r\nDie Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) und mit ihr die besondere Regulierung der Netzeinspeisung von „Biogas“ treten zum 31. Dezember 2025 außer Kraft. Für die Gasnetzeinspeisung von Biomethan und anderen Gasen, die unter die Definition von „Biogas“ im EnWG fallen (Wasserstoff, synthetisch erzeugtes Methan etc. lt. § 3 Nr. 10g EnWG), gelten dann folglich nur noch die allgemeinen Regeln des EnWG, speziell § 17 Abs. 1 für den Gasnetzanschluss und § 20 Abs. 1 und Abs. 1b EnWG für den Gasnetzzugang. Dies stellt einen gravierenden Einschnitt in die Entwicklung der Biogas- und Biomethanerzeugung in Deutschland dar. Die spezielle Gasnetzregulierung für Biomethan in §§ 31–36 GasNZV war ein zentraler Treiber für den bisherigen Ausbau der Biomethaneinspeisung in Deutschland und Voraussetzung für zahlreiche Biomethanprojekte, die sich noch in Planung und Umsetzung befinden. Eine ersatzlose Streichung würde damit zahlreichen politischen Vorgaben widersprechen, 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. Mehr Informationen finden Sie in der BEE-Stellungnahme zur Netzregulierung und zum -zugang aus September 2021.\r\n\r\nBEE-Vorschlag: Die speziellen Regelungen zum Gasnetzzugang und Gasnetzanschluss, die sich aktuell in der GasNZV finden, sollten nicht ersatzlos entfallen, sondern zeitnah durch Nachfolgeregeln ersetzt werden. Dies bedeutet insbesondere:\r\n\r\n» Biogasanlagen im Sinne des EnWG müssen einen vorrangigen Anspruch auf die technische und wirtschaftliche Nutzung der Transport- und Verteilnetze einschließlich Untergrundspeicher haben. Außerdem müssen Netzbetreiber verpflichtet werden, die Transport- und Verteilnetze inkl. Untergrundspeicher ggf. entsprechend anzupassen.\r\n\r\n» Der überwiegende Teil der Netzanschlusskosten muss vom Netzbetreiber getragen werden.\r\n\r\n» Der Spielraum von Anlagen- und Netzbetreibern, auf individueller vertraglicher Basis von den gesetzlichen Vorgaben abzuweichen, sollte erweitert werden, z. B. bei der Mindestverfügbarkeit des Netzanschlusses (96-Prozent-Kriterium) oder dem Betrieb des Netzanschlusses durch den Anlagenbetreiber. Eine größere Flexibilität bei der Vertragsgestaltung kann spezifischen Netzkonditionen vor Ort besser Rechnung tragen sowie betriebs- und volkswirtschaftliche Kosten einsparen.\r\n\r\n\r\n3.3 Weitere Verordnungen und Gesetze\r\n\r\n3.3.1 Verordnung über Anlagen zum Umgang mit wassergefährdenden Stoffen\r\n\r\nBiogas: Handhabbarkeit von Gärprodukten in der Landwirtschaft gewährleisten\r\n\r\nAktuell gelten in der Verordnung für Anlagen zum Umgang mit wassergefährdenden Stoffen (AwSV) für Behälter zur Lagerung von Gärprodukten deutlich schärfere Anforderungen als für Behälter zur Lagerung von (unvergorener) Gülle. Dies macht es unattraktiver, Gülle zu vergären. Da Gärprodukte und Gülle bei wesentlichen Umweltaspekten die gleichen Eigenschaften aufweisen, ist eine Ungleichbehandlung sachlich nicht gerechtfertigt.\r\n\r\nBEE-Vorschlag: Die Anforderungen an Behälter zur Lagerung von Gärprodukten bzw. an Behälter zur Lagerung von Gülle sollten im Rahmen einer praxisgerechten Ausgestaltung aneinander angeglichen werden. Dabei ist stets das Kosten-Nutzen-Verhältnis der Anforderungen zu überprüfen.\r\n\r\n\r\n3.4 Störfallverordnung (StörfallV)\r\n\r\nBiogas: Erhöhung der Schwellenwerte bei Biogasanlagen\r\n\r\nImmer mehr Biogasanlagen fallen in den Anwendungsbereich der Störfallverordnung (StörfallV). In Verbindung mit erhöhten düngerechtlichen Anforderungen an die vorzuhaltende Lagerkapazität betrifft dies insbesondere güllevergärende Biogasanlagen – selbst solche im kleinsten Leistungssegment bis 100 kW. Die Anforderungen der StörfallV führen zu umfangreichen administrativen und finanziellen Aufwendungen und stellen damit ein erhebliches Hemmnis für den Ausbau der Güllevergärung dar. Zudem bindet eine zunehmende Anzahl an Biogasanlagen im Anwendungsbereich der StörfallV das bereits knappe Personal und verhindert eine angemessene Betreuung und Überwachung von klassischen Anlagentypen im Sinne der StörfallV wie Chemieanlagen.\r\n\r\nBEE-Vorschlag: Um das Hemmnis zu beseitigen, könnte die Mengenschwelle zur Ermittlung von Betriebsbereichen an den deutlich höheren Schwellenwert für Erdgas und Biomethan angeglichen werden. Alternativ könnte auf den Schwellenwert nicht das Biogas, sondern – analog zum Erdgas – nur der Methananteil im Biogas angerechnet werden.\r\n\r\n4. SCHLUSSBEMERKUNGEN\r\n\r\nDie im Papier dargestellten Maßnahmen verdeutlichen, wie durch gezielte gesetzliche Anpassungen und eine praxisorientierte Auslegung bestehender Regelwerke spürbare Entlastungen erreicht werden können. Ein konsequenter Bürokratieabbau stärkt die Handlungsfähigkeit der Verwaltung, beschleunigt Investitionen und schafft Planungs- und Investitionssicherheit in allen Bereichen der Erneuerbaren Energien.\r\n\r\nDamit diese Wirkung erzielt werden kann, müssen die rechtlichen Grundlagen konsequent weiterentwickelt und vereinheitlicht werden. Der Gesetzgeber ist gefordert, Unklarheiten und Widersprüche in den Gesetzestexten zu beseitigen, Zuständigkeiten klar zu ordnen und Verfahrensvorgaben zu harmonisieren. Nur durch eine kohärente Gesetzgebung, die die Ziele des Ausbaus der Erneuerbaren Energien in allen relevanten Rechtsbereichen verankert, kann der Anspruch der Modernisierungsagenda eingelöst werden.\r\n\r\nDer BEE wird diesen Prozess weiterhin konstruktiv begleiten und seine Expertise aus der Praxis einbringen. Die beschleunigte Energiewende gelingt, wenn politische Zielsetzungen, rechtliche Rahmenbedingungen und behördliches Handeln ineinandergreifen. Ein moderner Staat, der Verfahren vereinfacht und Vertrauen in seine Abläufe schafft, bildet die beste Grundlage für ein wettbewerbsfähiges, resilientes und zukunftsfähiges Energiesystem."},"recipientGroups":[{"recipients":{"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":"2025-10-23"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0021036","regulatoryProjectTitle":"Empfehlungen für die Energiewende im straßengebundenen Verkehr ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/76/aa/647955/Stellungnahme-Gutachten-SG2512030018.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":"DAS WICHTIGSTE IN KÜRZE\r\n\r\n» Da sich die Quote für Treibhausgase (THG) als unmittelbar der THG-Minderung dienendes\r\nKlimaschutzinstrument bewährt hat, spricht sich der Bundesverband Erneuerbare\r\nEnergie e. V. (BEE) für deren Erhalt (neben dem ETS-2) sowie eine ambitionierte Anhebung\r\naus. Um langfristige Planungssicherheit bzw. Investitionssicherheit gewährleisten,\r\nsollte die THG-Minderungsquote zudem bis zur Klimaneutralität im Jahr 2045 fortgeschrieben\r\nwerden.\r\n\r\n» Der BEE unterstützt die Einführung von Kaufanreizen für Elektroautos, wie beispielsweise\r\ndie Abschreibungsmöglichkeit für E-Autos als Dienstwagen, die Wiedereinführung\r\neines Umweltbonus oder die Anwendung eines Bonus-Malus-Systems, das alle auf EE\r\nbasierenden Antriebstechnologien explizit mit einbezieht. Auch eine mögliche Einführung\r\neines Social-Leasing-Programms für E-Fahrzeuge nach französischem Vorbild\r\nsieht der BEE positiv.\r\n\r\n» Aus Sicht des BEE ist zudem eine steuerrechtliche Besserstellung erneuerbarer Kraftstoffe\r\nnotwendig. Durch eine Anpassung der Energiesteuerrichtlinie könnte sichergestellt\r\nwerden, dass erneuerbare Kraftstoffe nicht pauschal nach Volumen oder Energiegehalt,\r\nsondern nach ihrem tatsächlichen Treibhausgaspotenzial besteuert werden.\r\n\r\n» Die LKW-Mautbefreiung ist grundsätzlich ein gutes Instrument, um die Treibhausgasreduzierung\r\nim Mobilitätsbereich zu fördern. Allerdings ist die aktuelle Ausgestaltung\r\nmangelhaft, da LKW, die erneuerbare Kraftstoffe wie Bio-LNG, B100 oder HVO100 nutzen,\r\nbei der CO2-Maut genauso behandelt wie Fahrzeuge, die fossile Brennstoffe verwenden.\r\nDer BEE spricht sich daher für die Ausweitung der Mautbefreiung für LKW aus,\r\ndie nachweislich erneuerbare Kraftstoffe nutzen.\r\n\r\n» Entsprechend der EU-Verordnung über den Aufbau der Infrastruktur für alternative\r\nKraftstoffe (AFIR) sollte der Ausbau der Lade- und Tankinfrastruktur für alle auf Erneuerbaren\r\nEnergien (EE) basierenden Antriebstechnologien vorangetrieben werden. Darüber\r\nhinaus braucht es dringend Anreize für private Investitionen in diese Lade- und\r\nTankinfrastrukturen. Zudem sollte durch entsprechende Vorgaben die Transparenz über\r\nPreise auch an privaten Ladepunkten gesteigert werden.\r\n\r\n» Um ein Level-Playing-Field im Rahmen der Erfüllung der Vorgaben der Clean-Vehicle-\r\nDirective herzustellen, sollten Kommunen dazu verpflichtet werden, die Infrastruktur\r\nfür alle sauberen Fahrzeugtypen bereitzustellen. Die aktuelle CO2-Flottengrenzwert-\r\nRegulatorik wird der Vielfalt der Klimaschutzoptionen nicht gerecht. Der BEE\r\nempfiehlt deshalb zu prüfen, inwiefern diese Regulatorik umgestaltet werden kann,\r\num ein Level-Playing-Field zwischen den verschiedenen auf EE basierenden Antriebstechnologien\r\nzu ermöglichen, beispielsweise durch Nutzung des Carbon Correction\r\nFactors (CCF).\r\n\r\n» Das Konzept des Vehicle-to-Grid (V2G) bietet aus Sicht des BEE eine Vielzahl von Vorteilen\r\nfür das Stromsystem. Aktuell bestehen jedoch noch erhebliche Hürden, die einer\r\nbreiten Einführung von V2G und der Nutzung der damit einhergehenden Potentiale im\r\nWeg stehen. Hier sollte dringend Abhilfe geschaffen werden.\r\n\r\n1. ZUSAMMENSPIEL ERNEUERBARER OPTIONEN IN DER VERKEHRSWENDE\r\nDie Verkehrswende ist ein zentraler Bestandteil der Energiewende. Während die CO2-Emissionen\r\nim Strom- und Industriesektor sinken, stagnieren die Emissionen im Mobilitätsbereich seit\r\neinigen Jahren bei rund 145 Millionen Tonnen CO2. Um die Klimaschutzziele im Verkehrssektor\r\nzu erreichen, braucht es ein Zusammenspiel verschiedener Maßnahmen und Technologien.\r\n\r\nEine große Rolle spielt hier der sogenannte “fuel switch”, also der Umstieg von fossilen Kraftstoffen\r\nauf Elektromobilität und erneuerbare Kraftstoffe. Auch die Verkehrsverlagerung auf\r\numweltschonendere Verkehrsträger sowie der Ausbau des öffentlichen Nah- und Fernverkehrs\r\nsind von großer Bedeutung. Dies ermöglicht klimaschonenden Individualverkehr und stärkt die\r\ndeutsche Automobilindustrie.\r\n\r\nDer Ausbau der Elektromobilität ist nicht nur für den Verkehrssektor von enormer Bedeutung.\r\nIm Rahmen der Sektorenkopplung stellen batterieelektrische Fahrzeuge auch eine zentrale\r\nFlexibilitätsoption für das Stromsystem dar und steigern so die Kosteneffizienz der Energiewende.\r\nUm den Ausbau der Elektromobilität zu beschleunigen, sind politische Maßnahmen der\r\nneuen Bundesregierung notwendig.\r\n\r\nUm die Klimaschutzziele im Verkehrssektor zu erreichen, reicht der Ausbau der E-Mobilität\r\nallein nicht aus. Wie der BEE in seinen Mobilitätsszenarien 2024 errechnet hat, bleibt selbst bei\r\nErreichen der ambitionierten Ziele für den Ausbau der E-Mobilität und einer ambitionierten\r\nUmsetzung weiterer Klimschutzmaßnahmen wie Verkehrsverlagerung und Vermeidung eine\r\nDeckungslücke (siehe Abbildung 1).\r\n\r\nAbb. 1: Fossile Deckungslücke – Bedarf an zusätzlicher fossiler Energieminderung\r\n\r\n\r\nAbbildung 1: Der BEE hat in seinen Mobilitätsszenarien 2045 untersucht, wie sich die Treibhausgasemissionen im Verkehrssektor bis 2045 entwickeln, wenn die Annahmen für die E-Mobilität, die Verkehrsnachfrage, die Effizienz und die Verkehrsverlagerung variiert werden. In den Szenarien „TREND“ (Business-as-usual), „AMBIT“ (ambitionierte Entwicklung) und „REGIO“ (Variante des AMBIT Szenarios, das eine Regionalisierung des Verkehrs annimmt) werden die Effekte unterschiedlich hoher E-Mobilitätsanteile auf die Minderungsziele verglichen. Trotz Erreichen der Ziele für die Elektromobilität, sehr ambitionierter Effizienz- und Verkehrsverlagerungsannahmen und einer Regionalisierung der Mobilität werden selbst im ambitioniertesten Szenario REGIO die Klimaschutzziele verfehlt. Siehe: www.bee-ev.de/service/publikationen-medien/beitrag/bee-mobilitaetsszenarien-2045.\r\n\r\n\r\n \r\nErneuerbare Kraftstoffe können einen wichtigen Beitrag zur Schließung dieser Lücke leisten.\r\nDer BEE plädiert daher dafür, für alle auf EE basierenden Antriebstechnologien ein Level-Playing-\r\nField herzustellen. Das Zusammenspiel der verschiedenen erneuerbaren Optionen macht\r\ndie Verkehrswende in allen Anwendungsbereichen zum Erfolg.\r\n\r\nZu den auf EE basierenden Antriebstechnologien gehören:\r\n\r\n» Elektro-Fahrzeuge (BEV und PHEV), die Strom mit wachsendem EE-Anteil nutzen,\r\n\r\n» Fahrzeuge, die E-Fuels nutzen (synthetische Kraftstoffe, die aus grünem Wasserstoff und erneuerbaren CO2-Quellen wie Biomasse oder Direct Air Capture (DAC)-Verfahren hergestellt wurden),\r\n\r\n» Brennstoffzellenfahrzeuge (FCEV) für grünen Wasserstoff, der mit EE-Strom erzeugt wurde,\r\n\r\n» Fahrzeuge, die nachhaltige zertifizierte Biokraftstoffe nutzen, wie Biodiesel, Bioethanol, HVO, Bio-CNG oder Bio-LNG.\r\n\r\n2. NOTWENDIGE MASSNAHMEN FÜR EINE EFFIZIENTE VERKEHRSWENDE\r\nIm Folgenden werden die konkreten Maßnahmen dargestellt, die aus Sicht des BEE für die\r\nUmsetzung einer effizienten Verkehrswende erforderlich sind.\r\n\r\n2.1 THG-Minderungsquote ambitioniert und langfristig anheben\r\nDas Bundes-Imissionsschutzgesetz (BImschG) regelt in § 37a die bis zum Jahr 2030 auf 25\r\nProzent steigende THG-Minderungsverpflichtung. Verpflichtet sind Unternehmen, die fossile\r\nKraftstoffe in den Verkehr bringen. Die Höhe der THG-Minderungsverpflichtung und damit\r\nder Beitrag zur THG-Minderung errechnet sich aus der im jeweiligen Kalenderjahr in Verkehr\r\ngebrachten Menge fossiler Kraftstoffe und dem jeweils anzuwendenden Prozentsatz der\r\nMinderungsverpflichtung. Für den Fall, dass betroffene Unternehmen die vorgegebene Quote\r\nnicht erfüllen können, besteht die Möglichkeit, am THG-Quotenhandel teilzunehmen\r\n\r\nDie THG-Quotenregelung hat sich als Instrument, das unmittelbar der THG-Minderung dient,\r\nbewährt. Sie ist als wichtiges Klimaschutzinstrument unbedingt neben dem ETS-2 (Emissionshandelssystem\r\nfür Gebäude und Verkehr) auch über das Jahr 2030 hinaus beizubehalten. Der\r\nBEE spricht sich deshalb für eine ambitionierte Anhebung der THG-Minderungsquote aus\r\n(berechnet auf Basis der aktuellen Mehrfachanrechnungsmöglichkeiten). Eine nur geringfügige\r\nErhöhung der THG-Quote für das Jahr 2027 ist keinesfalls ausreichend, um die Überschussmengen\r\naus den Jahren 2024, 2025 und 2026 auszugleichen. Der BEE schlägt deshalb vor, die\r\nfür das Jahr 2028 vorgesehene THG-Quotenhöhe auf das Jahr 2027 vorzuziehen und anschließend\r\nauf diesem Niveau aufsteigend fortzuschreiben. Um langfristige Planungssicherheit bzw.\r\nInvestitionssicherheit (Option synthetische Kraftstoffe) zu gewährleisten, sollte die THG-Minderungsquote\r\nzudem bis zur Klimaneutralität im Jahr 2045 fortgeschrieben werden.\r\n\r\nHinsichtlich der Regelung zu Mindestanteilen bestimmter Kraftstoffe plädiert der BEE für eine\r\npragmatische Regelung: Wird die entsprechende Quotenverpflichtung in einem Kalenderjahr\r\nüberschritten, sollte sie in den Folgejahren angehoben werden – ähnlich der bestehenden\r\nRegelung für die E-Mobilität innerhalb der THG-Minderungsquote.\r\n\r\nDes Weiteren ist eine Verbesserung der Betrugsprävention unerlässlich. Dies erfordert strengere\r\nKontrollen, eine verbesserte Zertifizierung, eine Reform des Vertrauensschutzes und die\r\nSchaffung fairer Wettbewerbsbedingungen für alle Marktteilnehmer.\r\n\r\nSchließlich sieht der BEE auch in höheren Beimischungen von Biodiesel (z. B. B10 und B30)\r\nund Bioethanol (E20) zu fossilen Kraftstoffen eine wichtige Möglichkeit, den CO2-Ausstoß im\r\nVerkehrssektor zu senken und damit einen Beitrag zum Klimaschutz zu leisten.\r\n\r\nGleichzeitig eröffnen sie Chancen, die Nachfrage nach erneuerbaren Kraftstoffen zu steigern,\r\ndie Entwicklung fortschrittlicher Technologien zu fördern sowie die Rohstoffdiversifizierung\r\nund Versorgungssicherheit zu stärken.\r\n\r\n2.2 Kaufanreize für Fahrzeuge mit Elektro-Antrieb stärken\r\nDie aktuelle Bundesregierung will den Anreiz zum Kauf von Elektro-Fahrzeugen stärken. Die\r\nvom Bundestag beschlossene Abschreibungsmöglichkeit für Firmen, die E-Autos beispielsweise\r\nals Dienstwagen kaufen wollen, ist ein starkes Signal. Weitere (steuerrechtliche) Maßnahmen,\r\nwie die Wiedereinführung eines Umweltbonus (staatliche Kaufprämie) oder die Anwendung\r\neines Bonus-Malus-Systems, das alle auf EE basierenden Antriebstechnologien explizit\r\nmit einbezieht, können zusätzliche Anreize schaffen.\r\n\r\nNach französischem Vorbild könnten auch in Deutschland Social-Leasing-Programme die\r\nVerkehrswende unterstützen. Bislang sind die Kaufpreise für europäische E-Fahrzeuge noch\r\nrelativ hoch. Social-Leasing-Programme ermöglichen es, Fahrzeuge mit EE-basierten Antriebstechnologien\r\nzu reduzierten Monatsraten zu leasen. Dies würde für weitere Teile der Gesellschaft\r\neinen finanziellen Anreiz schaffen, von fossilen Kraftstoffen auf EE-basierte Antriebstechnologien\r\numzusteigen.\r\n\r\n2.3 Förderanreize für Fahrzeuge mit erneuerbaren Kraftstoffen stärken\r\nDer BEE spricht sich auch für die steuerrechtliche Besserstellung erneuerbarer Kraftstoffe aus.\r\nSichergestellt werden könnte das beispielsweise durch eine Anpassung der Energiesteuerrichtline\r\n(2003/96/EG). Kraftstoffe sollten hierin nicht pauschal nach Volumen oder Energiegehalt\r\nbesteuert werden, sondern nach ihrem tatsächlichen Treibhausgasminderungspotenzial („CO₂-\r\nÄquivalente“). Erneuerbare, nahezu klimaneutrale Kraftstoffe (z. B. nachhaltige Biokraftstoffe,\r\nE-Fuels aus grünem Strom) könnten dadurch deutlich geringere Steuersätze erhalten als Diesel\r\noder Benzin. Damit könnten sie zu geringeren Preisen angeboten werden.\r\n\r\nZentral ist es hierbei, Planungs- und Investitionssicherheit für privatwirtschaftliche und\r\nkommunale Akteure sicherzustellen. Die schnelle Einstellung des „Umweltbonus“ für den Kauf\r\nvon Elektro-Pkw 2023 hatte zu erheblichen Umsatzeinbußen geführt. Konsistenz muss bei der\r\nSchaffung von Kaufanreizen zum Maßstab werden.\r\n\r\n2.4 LKW-Mautbefreiung auf Fahrzeuge mit erneuerbaren Kraftstoffen ausweiten\r\nAktuell werden LKW, die erneuerbare Kraftstoffe wie Bio-LNG, B100 oder HVO100 nutzen,\r\nbei der CO2-Maut genauso behandelt wie Fahrzeuge, die fossile Brennstoffe verwenden. Im\r\nGegensatz dazu sind LKW mit Elektromotoren noch bis Ende 2025 von der Maut befreit, da sie\r\nals „emissionsfrei“ gelten.\r\n\r\nNach Ansicht des BEE ist die Mautbefreiung grundsätzlich ein gutes Instrument zur Förderung\r\nder Treibhausgasreduzierung im Mobilitätsbereich. Sie sollte deshalb verlängert und im Sinne\r\neines Level-Playing-Fields zwischen verschiedenen EE-basierten Antriebstechnologien umgestaltet\r\nwerden.\r\n\r\nKonkret spricht sich der BEE für die Rückerstattung der LKW-Maut für den nachweislichen\r\nEinsatz erneuerbarer Kraftstoffe aus. Ähnlich der bereits bestehenden Energiesteuer-Rückerstattung\r\nfür Agrardiesel sollte für Logistikunternehmen eine Möglichkeit geschaffen werden,\r\ndie CO2-Komponente der Maut zurückerstattet zu bekommen, wenn sie klimaneutrale Kraftstoffe\r\neinsetzen. Dies würde einen wichtigen Anreiz schaffen, damit mehr LKW auf diese\r\numweltfreundlicheren Alternativen umsteigen.\r\n\r\n2.5 Lade- und Tankinfrastruktur für alle EE-basierten Antriebstechnologien ausbauen\r\nAls Grundlage für eine effiziente Verkehrswende braucht es den erheblichen Ausbau der\r\nLade- und Tankinfrastruktur für alle auf EE basierenden Antriebstechnologien, entsprechend\r\nder EU-Verordnung über den Aufbau der Infrastruktur für alternative Kraftstoffe (AFIR). Hier\r\nmuss die Beschleunigung des Ausbaus und der Abbau von Bürokratie im Vordergrund stehen.\r\nGleichzeitig plädiert der BEE für die integrierte Planung von Lade- und EE-Kraftstoff-Tankinfrastruktur\r\ngemeinsam mit dem Aus- bzw. Umbau der Strom- und Gasnetzinfrastruktur im\r\nRahmen der Netzentwicklungspläne (NEP).\r\n\r\nDarüber hinaus sind Anreize für private Investitionen in Lade- und Tankinfrastrukturen für alle\r\nauf EE-basierenden Antriebstechnologien notwendig. Im Gebäudebereich plädiert der BEE\r\nfür eine ambitionierte Reform des Gebäude-Elektromobilitätsinfrastruktur-Gesetzes (GEIG).\r\nZielgerichtete Vorgaben für die Vorbereitung und den Bau von privater Ladeinfrastruktur in\r\nMehrfamilienhäusern sollten hier Eingang finden, ebenso wie der Abbau von Hürden bei der\r\nInstallation von Wallboxen. Die Regelungen sollten auch für gewerbliche Immobilien und Bürogebäude\r\ngelten.\r\n\r\nZudem sollte die Transparenz über Preise an Ladesäulen weiter gesteigert werden, indem die\r\nVorgaben zur einheitlichen Preisdarstellung an öffentlichen Ladepunkten konsequent auch\r\nfür Privathaushalte und kleinere Betreiber eingeführt werden. Dadurch profitieren alle Nutzerinnen\r\nund Nutzer von klar erkennbaren, vergleichbaren Informationen zu den Ladekosten,\r\nähnlich wie sie es heute schon von öffentlichen Tankstellen gewohnt sind\r\n\r\n2.6 Saubere-Fahrzeuge-Beschaffungsgesetz: Level-Playing-Field herstellen\r\nDie Clean-Vehicle-Directive bzw. ihre deutsche Umsetzung im Saubere-Fahrzeuge-Beschaffungsgesetz\r\nschreibt Kommunen bei Neuanschaffungen einen Mindestanteil „sauberer Fahrzeuge“\r\nvor. Dazu zählen neben Fahrzeugen mit erneuerbaren Kraftstoffen auch E-Fahrzeuge.\r\nVom Anteil „sauberer Fahrzeuge“ wiederum soll ein Mindestanteil aus E-Fahrzeugen bestehen\r\n(sogenannte „emissionsfreie Fahrzeuge“). Da Kommunen mittelfristig keine mehrfachen Infrastrukturen\r\nfür die Betankung ihrer jeweiligen Flotten vorhalten, bedeutet der Mindestanteil an\r\nE-Fahrzeugen de facto einen Ausschluss anderer „sauberer Fahrzeuge“.\r\n\r\nUm eine Diskriminierung dieser anderen sauberen Fahrzeuge zu verhindern und ein Level-\r\nPlaying-Field herzustellen, muss sichergestellt werden, dass Kommunen auch die entsprechende\r\nInfrastruktur bereitstellen.\r\n\r\n2.7 CO2-Flottengrenzwerte: Instrumente für ein Level-Playing-Field prüfen\r\nDie EU-Kommission verpflichtet die Automobilhersteller mit CO2-Flottengrenzwerten zum\r\nVerkauf von Fahrzeugen mit Antriebstechnologien, die weniger oder keine CO2-Emissionen\r\nausstoßen. Berechnungsgrundlage für diese Grenzwerte ist der sogenannte Tank-to-Wheel-\r\nAnsatz, bei dem fossile und erneuerbare Kraftstoffe de facto gleichbehandelt werden.\r\n\r\nAngesichts der vielen Möglichkeiten, durch den Einsatz erneuerbarer Kraftstoffe in konventionellen\r\nVerbrennungsmotoren Treibhausgase einzusparen bzw. auszugleichen, wird eine solche\r\nRegulatorik der Vielfalt der Klimaschutzoptionen jedoch nicht gerecht. Der BEE empfiehlt\r\ndeshalb, zu prüfen, inwiefern die Regulatorik der CO2-Flottengrenzwerte für die Automobilhersteller\r\nund deren Anwender umgestaltet werden kann, um ein Level-Playing-Field zwischen\r\nden verschiedenen EE-basierten Antriebstechnologien zu ermöglichen.\r\n\r\nEine Möglichkeit zur Anrechnung von erneuerbaren Kraftstoffen ist der Carbon Correction\r\nFactor (CCF). Dieser berücksichtigt den Anteil erneuerbarer Kraftstoffe im EU-Kraftstoffmix und\r\nreduziert dadurch den Wert der direkten CO2-Emissionen eines Fahrzeugs um die entsprechenden\r\nTHG-Einsparungen. Die dafür notwendigen Daten können über das SHARES-Tool der\r\nEuropäischen Umweltagentur erhoben werden. Dieses erfasst die Mengen an Erneuerbarer\r\nEnergie in allen Mitgliedstaaten, einschließlich aller Arten von erneuerbaren Kraftstoffen, die\r\nLieferanten zur Erfüllung ihrer RED-Verpflichtungen bereitstellen müssen.\r\nDas Zusammenspiel aller Erneuerbaren Antriebsenergien ermöglicht es, die Bedürfnisse von\r\nAnwendern und Markt gezielt und kosteneffizient abzudecken.\r\n\r\n2.8 Vehicle-to-Grid stärken\r\nVehicle-to-Grid (V2G) basiert auf der Idee des bidirektionalen Ladens, bei dem Strom nicht\r\nnur in die Batterie eines E-Fahrzeugs geladen, sondern auch wieder aus dem Fahrzeug ins\r\nNetz abgegeben werden kann. Dieses Konzept bietet zahlreiche Vorteile für das Stromsystem,\r\ninsbesondere im Hinblick auf die Integration erneuerbarer Energien, die Flexibilisierung der\r\nStromnachfrage und die Stabilisierung der Stromnetze.\r\n\r\nIn Deutschland bestehen derzeit jedoch noch erhebliche Hürden, die einer breiten Einführung\r\nvon V2G und damit der Nutzung der hiermit einhergehenden Potentiale im Weg stehen. So\r\nbedarf es einer klaren rechtlichen Einordnung von E-Fahrzeugbatterien als Energiespeicher\r\nsowie einem erleichterten Zugang zu den Energiemärkten. Ebenso ist eine Reform der Abgaben-\r\nund Umlagesystematik dringend erforderlich, um eine doppelte Kostenbelastung durch\r\ndie unabhängige Besteuerung von Strombezug und -einspeisung zu vermeiden. Zu guter Letzt\r\nspielen auch wirtschaftliche Anreize eine wichtige Rolle. Damit Fahrzeughalter bereit sind, ihre\r\nBatterie für Netzdienste bereitzustellen, muss dies finanziell attraktiv sein. Hierfür sind neue\r\nTarifmodelle erforderliche, etwa dynamische Strompreise, die auf Tages- oder Stundenbasis\r\nschwanken und so Anreize für netzdienliches Laden und Entladen setzen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Verkehr (BMV)","shortTitle":"BMV","url":"https://bmdv.bund.de/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-11-11"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024201","regulatoryProjectTitle":"Änderung des Energiewirtschaftsrechts (Dezember 2024)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/22/d6/732413/Stellungnahme-Gutachten-SG2605050041.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":"Vorbemerkungen\r\nDie Bundestagsfraktionen von SPD und BÜNDNIS 90 / DIE GRÜNEN legten am 17. Dezember 2024 einen Gesetzesentwurf zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen (Bundestagsdrucksache 20/14235) vor. Der Entwurf sieht insbesondere Änderungen am Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) und am Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) vor.\r\nZiel des Entwurfs ist es, die Flexibilität im Stromsystem zu erhöhen. Dazu sollen die Direktvermarktung ausgeweitet und entbürokratisiert, die Regelungen zur Vergütung von Erneuerbare-Energien-Anlagen in Zeiten negativer Preise angepasst sowie die Vermarktung kleinerer Anlagen durch die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) reformiert werden. Darüber hinaus sieht der Entwurf eine Ausweitung der Steuerbarkeitsanforderungen vor, sodass Erneuerbare Energien (EE) im Sinne der Systemsicherheit betrieben werden können und das Stromsystem durch mehr Digitalisierung intelligent werden kann. Perspektivisch sollen diese Maßnahmen dazu beitragen, dass EE im Jahr 2030 sicher und bezahlbar einen Anteil von 80 Prozent am Bruttostromverbrauch erreichen.\r\nZu dem Gesetzesentwurf findet am Mittwoch, den 15. Januar 2025, eine zweistündige öffentliche Anhörung des Bundestagsausschusses für Klimaschutz und Energie statt. Der Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) ist in Person von Dr. Matthias Stark als einer der Sachverständigen geladen. Der Verband bedankt sich für die Einladung und unterstützt eine Verabschiedung des vorliegenden Entwurfs. Zusätzlich möchte der BEE einzelne Änderungsvorschläge einbringen und wird sich dafür auf die angedachten Regelungen zur Überbauung von Netzverknüpfungspunkten (NVP) sowie zur Vermarktung kleinerer Anlagen durch die Übertragungsnetzbetreiber fokussieren.\r\nDafür möchte der BEE diese schriftliche Stellungnahme nutzen. Hinsichtlich der geplanten Regelungen zur Vergütung von Erneuerbare-Energien-Anlagen in Zeiten negativer Preise und zur Ausweitung der Steuerbarkeitsanforderungen verweist der Verband auf die Stellungnahme des BSW Solar. Nachfolgend legt der BEE seine Einschätzung zum Gegenstand der Anhörung dar.\r\nBEE-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung\r\nvon temporären Erzeugungsüberschüssen\r\n4\r\n1 Überbauung von Netzverknüpfungspunkten\r\n1.1 Hintergrund\r\nDer BEE hat sich bereits mehrfach für eine Überbauung von Netzverknüpfungspunkten ausgesprochen. Die Vorteile einer solchen Änderung sind zusammengetragen in der Netzverknüpfungspunkte-Studie, die im Auftrag des BEE erstellt und im April 2024 veröffentlicht wurde. Eine Vorstellung der Studie erfolgte u. a. auf dem Netzanschlussgipfel des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) am 16. April 2024. Erste Elemente der NVP-Überbauung fanden sich bereits im letzten Referentenentwurf des BMWK von Oktober 2024. Der BEE hatte bereits in seiner Stellungnahme zu jenem Referentenentwurf die Aufnahme des Themas positiv hervorgehoben und gleichzeitig auf die zum damaligen Zeitpunkt unvollständige Ausgestaltung hingewiesen. Die Kritik bezog sich u. a. auf die nicht im Gesetzestext verankerte technologieübergreifende Überbauung und auf das nicht vorhandene Recht zur Überbauung durch den Anlagenbetreiber unter Ausschluss einer Widerspruchsmöglichkeit für den Verteilnetzbetreiber (VNB). Eine Liste mit Anmerkungen zur damaligen Ausgestaltung der Überbauung von Netzverknüpfungspunkten hat der BEE im November 2024 unter dem Titel „Überbauung von Netzverknüpfungspunkten anpassen“ parteiübergreifend an einzelne Mitglieder des Bundestagsausschusses für Klimaschutz und Energie adressiert.\r\n1.2 Grundsätzliches\r\nDer nun vorliegende Gesetzentwurf der Bundestagsfraktionen von SPD und BÜNDNIS 90 / DIE GRÜNEN enthält mehrere vom BEE angemerkte Punkte zur systemförderlichen Ausgestaltung der NVP-Überbauung. Dies trägt dazu bei, sowohl den Netz- als auch den Anlagenbetreibern die notwendige Rechtssicherheit für Überbauungsprojekte zu geben. Der BEE bewertet diese Entwicklung als sehr positiv und bedankt sich für die Berücksichtigung zahlreicher und wichtiger Vorschläge, die der Verband im Verlauf des bisherigen Gesetzesprozesses eingebracht hat.\r\nDie Vorteile der NVP-Überbauung umfassen dringend notwendige Beschleunigungseffekte beim Netzanschluss und viele systemförderliche Eigenschaften. Dazu gehören die optimale Nutzung der bestehenden Netzinfrastruktur und ihrer Anschlusspunkte durch die komplementären Einspeiseprofile der verschiedenen Erzeugungsarten (z. B. Wind und Solar), die Verstetigung der Einspeisezeiten und damit die langfristige Reduzierung von Redispatch die vereinfachte Finanzierung von Projekten durch sinkende Kosten, Projektdauern und notwendige Ressourcen, die Erhöhung der Anreize für den Speicherausbau und für flexible Biogaskraftwerke. Diese Aspekte senken in der Summe entsprechend der NVP-Studie des BEE die Kosten der Energiewende.\r\nUm die Potentiale der NVP-Überbauung voll auszuschöpfen, bedarf der Gesetzesentwurf noch einer Anpassung in drei kleinen, aber wichtigen Punkten. Erstens besteht noch Klarstellungsbedarf zum sogenannten Cable Pooling, das in der Gesetzesbegründung zu § 8a EEG als Sonderfall der Nutzung von flexiblen Netzanschluss-vereinbarungen aufgeführt wird. Dieser Fall tritt ein, wenn ein Anlagenbetreiber für den Netzanschluss einen NVP verwendet,\r\nBEE-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung\r\nvon temporären Erzeugungsüberschüssen\r\n5\r\nder bereits von einer bestehenden Anlage genutzt wird. Dies sorgt üblicherweise dafür, dass die installierte Leistung der Anlagen die Netzanschlussleistung übersteigt – also eine NVP-Überbauung vorliegt. Cable Pooling ermöglicht laut der Gesetzesbegründung die Kombination unterschiedlicher Erzeugungsarten und Stromspeicher an demselben Netzverknüpfungspunkt. Die Überbauung über Erzeugungs- und Speichertechnologien hinweg findet sich jedoch bisher nicht im Gesetzestext selbst wieder, weshalb der BEE diese Möglichkeit direkt dort verankert sehen möchte. Ergänzend ist die Aufnahme eines Messkonzeptes in § 8a EEG erforderlich, wodurch sich die Strommengen der einzelnen Technologien voneinander abgrenzen ließen.\r\nZweitens benötigen Anlagenbetreiber das Recht zur gemeinsamen Nutzung der NVP-Anschlussleistung bzw. der Überbauung des Punktes, sofern dadurch die bisher bereits genehmigte maximale Anschlussleistung des Bestandsparks nicht überschritten wird. Eine Widerspruchsmöglichkeit für den VNB gegen die gemeinsame Überbauung – auch mit verschiedenen Erzeugungstechnologien – eines vorhandenen NVP darf hier nicht möglich sein. Vielmehr sollte der VNB verpflichtet werden, flexible Netzanschlussvereinbarungen explizit anzubieten. Hierzu wäre ein Überbauungsvertrag mit dem Altpark-, Neupark und Netzbetreiber aufzusetzen, wie es im rechtlichen Gutachten zur NVP-Studie des BEE bereits ausgeführt wurde. Der BEE ist gerne bereit, in Zusammenarbeit mit der BNetzA einen solchen Vertrag auszuarbeiten.\r\nAls dritte notwendige Änderung am Gesetzentwurf sieht der BEE eine Klarstellung für den Fall, dass ein Teil eines bereits überbauten Anlagenparks wieder abgebaut wird. In diesem Fall muss die NVP-Leistung des abgebauten Teils automatisch auf die noch verbleibenden Anlagen übertragen werden. Nur so kann sichergestellt werden, dass auch Neuparkbetreiber mit einer Einspeisezusage für Altanlagen überbauen können, ohne Gefahr zu laufen, durch den Rückbau des Altparks das Einspeiserecht zu verlieren.\r\nDer BEE sieht darüber hinaus noch eine Möglichkeit, eine sinnvolle Ergänzung am Gesetzestext vorzunehmen. Diese betrifft die Informationspflicht des Netzbetreibers bei einer Anfrage zu verfügbaren Netzverknüpfungspunkten. Bisher muss der VNB hier nur den nächstgelegenen NVP benennen, sollte aber über alle bestehenden Kapazitäten innerhalb eines definierten Umkreises um die Erzeugungsanlage informieren. Dies erfordert grundsätzlich transparente Netzdaten, um die Eignung der verschiedenen NVP einschätzen zu können. Aus Sicht des BEE ließen sich dadurch die Netzanschlussverfahren und folglich der EE-Ausbau deutlich beschleunigen.\r\n1.3 Änderungsvorschläge für den Entwurfstext\r\nZu § 17 EnWG:\r\nZu Abs. 2b:\r\nDer BEE begrüßt die Erweiterung der Anzeigepflicht der durch den VNB anzugebenden potenziellen Netzverknüpfungspunkte um die Möglichkeit einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung nach § 17 Abs. 2b EnWG (neu) oder § 8a EEG (neu). Grundsätzlich muss für den Anschlussbegehrenden immer ein allgemeines Recht auf eine flexible Netzanschlussvereinbarung mit den VNB bestehen. Sollte es jedoch Gründe für einen möglichen Ausschluss einer solchen Option durch den VNB geben, so müssen diese\r\nBEE-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung\r\nvon temporären Erzeugungsüberschüssen\r\n6\r\ntransparent und glaubwürdig dargelegt werden. Nur so kann eine pauschale Verweigerung der Nutzung dieses Instruments durch die VNB vermieden werden. Darüber hinaus ist eine Verweigerung der Überbauung durch den Netzbetreiber an einem bereits bestehenden Netzverknüpfungspunkt unter Einhaltung der bisherigen NVP-Leistung auszuschließen. Kritisch benannt werden muss ebenfalls die Abkehr von der Angabe einer Schätzung der voraussichtlichen Anbindungskosten für den angefragten NVP durch den VNB. Auch eine unverbindliche Kostenschätzung ohne Rechtsanspruch wäre bei der Projektplanung von großem Vorteil und könnte den Planungsprozess bereits frühzeitig entscheidend beeinflussen. Der BEE spricht sich daher dafür aus, Abs. 2 wie folgt anzupassen:\r\n“Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen haben für die nach Satz 4 ausgewiesenen Netzverknüpfungspunkte eine Schätzung der Anbindungskosten zu übermitteln. Verfügt der nach Satz 4 Nummer 1 anzuzeigende Netzverknüpfungspunkt nicht über ausreichend Netzanschlusskapazität für die angegebene Nennleistung, so ist hierauf hinzuweisen und anzuzeigen, dass die Möglichkeit zum Abschluss einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung nach § 17 Absatz 2b dieses Gesetzes oder § 8a des Erneuerbare-Energien-Gesetzes besteht. Eine flexible Netzanschlussvereinbarung nach Satz 1 gibt dem Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen das Recht, vom Anschlussnehmer eine statische oder dynamische Begrenzung der maximalen Entnahme- oder Einspeiseleistung zu verlangen. Sollte keine Möglichkeit zur Umsetzung einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung i.S.d. § 17 Abs. 2b EnWG (neu) oder § 8a EEG (neu) bestehen, so muss der Netzbetreiber die Gründe hierfür ausführlich darlegen. Auf die tatsächliche Verfügbarkeit der im Rahmen der Netzanschlussauskunft ermittelten Netzverknüpfungspunkte besteht kein Rechtsanspruch. Eine flexible Netzanschlussvereinbarung muss insbesondere folgende Regelungen enthalten […]”\r\nDer Gesetzentwurf regelt in § 8a EEG die Umsetzung der Richtlinie (EU) 2019/944 und schafft die Möglichkeit des Abschlusses flexibler Netzanschlussvereinbarungen für EE-Anlagen und am selben Netzverknüpfungspunkt angeschlossener Stromspeicher, bspw. Hybridlösungen. So soll im Gegensatz zu standardmäßigen Netzanschlüssen die installierte Leistung der Anlage anschlussseitig nicht unbeschränkt oder zeitlich eingeschränkt zur Verfügung stehen. Die Netzanschlussleistung kann dabei konstant oder zeitweise unterhalb der installierten Leistung der Anlage liegen, was einer kapazitiven Überbauung des NVP entspricht. § 17 Abs. 2b EnWG sieht vor, dass VNB flexible Anschlussverträge in verschiedenen Varianten anbieten. Für EE-Anlagen wird in § 8 Abs. 2 EEG die Nutzung bestehender NVP ermöglicht. § 11 Abs. 1 EEG regelt die Abnahme des erzeugten Stroms für Anlagen nach einer § 8a EEG-E-Vereinbarung.\r\nBEE-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung\r\nvon temporären Erzeugungsüberschüssen\r\n7\r\nZu § 8a EEG:\r\nZu Abs. 2:\r\nDer BEE empfiehlt die Ergänzung von Abs. 2 um folgende Nummer:\r\n(2) In der flexiblen Netzanschlussvereinbarung sind insbesondere Regelungen zu treffen…\r\n7. Messkonzept zur Ermittlung der Einspeisungsmengen im Kontext unterschiedlicher verwendender Erzeugungstechnologien am gemeinsamen Netzverknüpfungspunkt\r\nsowie den Anschluss der folgenden Absätze:\r\nAbs. 4. Bei Teilabbau oder Stilllegung von Anlagen (Bestand) kann der hinzukommende Anlagenbetreiber dessen Einspeiseleistung auch weiterhin nutzen.\r\nAbs. 5. Der Netzbetreiber muss dem Anlagenbetreiber Informationen über bereits bestehende naheliegende NVP, deren Netzkapazität, installierte Nennleistung und angeschlossene Erzeugungstechnologie, sowie angeschlossenen Anlagenbetreiber zur Verfügung in dem Maße zur Verfügung stellen, sodass eine Anfrage zur gemeinsamen Nutzung der anliegenden Anschlussleistung möglich wird.\r\n2 Vermarktung kleinerer Anlagen durch den Übertragungsnetzbetreiber\r\nIn der Änderung der Erneuerbare-Energien-Verordnung (EEV) ist eine Anpassung der Preisgrenzen für angebotenen Strom aus festpreisvergüteten Anlagen von -350 Euro pro Megawattstunde (€/MWh) auf -200 €/MWh vorgesehen. Der BEE sieht dieses Vorhaben in der Grundidee positiv, da es stark negativen Strompreisen entgegenwirkt. Allerdings reicht die vorgesehene Änderung nicht aus, um das Problem der damit verbundenen höheren Kosten abschließend zu lösen.\r\nDer BEE spricht sich dafür aus, die Preisgrenze für die Vermarktung kleiner Anlagen durch den ÜNB direkt auf den Wert von 0 €/MWh zu setzen, um negative Preise vollständig zu beseitigen. Ergänzend braucht es die bereits seit Jahren von der EE-Branche geforderte Umstellung von einer zeit- in eine mengenbasierte Absicherung.\r\nBEE-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung\r\nvon temporären Erzeugungsüberschüssen\r\n8\r\n3 Weitere Anmerkungen\r\nDer zur Anhörung vorliegende Gesetzentwurf beschäftigt sichmit einer ganzen Reihe von Regelungen, die in dieser Stellungnahme nicht explizit im Fokus stehen, die der BEE aber nicht unkommentiert lassen möchte. Im Folgenden werden die Verbandspositionen zu einer Auswahl dieser Themen dargestellt.\r\nIm Referentenentwurf des BMWK von Oktober 2024 wurde das Energy Sharing noch adressiert, was der BEE für ein sehr hilfreiches Vorhaben hält. Der Verband bedauert daher, dass sich das Energy Sharing im vorliegenden Gesetzesentwurf nicht mehr wiederfindet und appelliert deshalb an die nächste Bundesregierung, dies umzusetzen.\r\nEine ebenfalls im Vergleich zum alten Referentenentwurf entfallene Regelung plante eine Ausweitung der Transparenzpflichten für Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber. Auch hier würde der BEE eine Wiederaufnahme durch die nächste Bundesregierung begrüßen.\r\nDie vorgesehene Änderung des EEG adressiert u. a. die Voraussetzungen für eine massengeschäftstaugliche Direktvermarktung – insbesondere die für kleinere Anlagen. Der BEE sieht darin einen ersten Schritt in die richtige Richtung, der für die Unternehmen dringend notwendig ist. Dem müssen jedoch weitere Verbesserungen folgen, um die Attraktivität und Effizienz des Modells für die ganze Vielfalt der dazugehörigen Akteure erheblich zu steigern.\r\nAbschließend ist zu den Änderungen am § 19 EEG anzumerken, dass die geschaffene Pauschal- bzw. Abgrenzungsoption für Speicher aus Sicht des BEE ebenfalls einen wichtigen ersten Schritt darstellt. Dies dient zum einen dem Ausschöpfen des damit verbundenen Flexibilitätspotenzials und zum anderen dem Umgang mit Einspeisungsspitzen der Photovoltaik. Der nächsten Bundesregierung empfiehlt der BEE, diese Ansätze weiterzuentwickeln und durch Anreize für das systemdienliche Laden der Speicher – insbesondere in Bezug auf unterschiedliche Tageszeiten – zu ergänzen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-01-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024547","regulatoryProjectTitle":"Gesetz zur Änderung des Wärmeplanungsgesetzes Referentenentwurf","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/20/87/740777/Stellungnahme-Gutachten-SG2605070033.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":"BEE-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Wärme-planungsgesetzes\r\nBerlin, 05. Mai 2026\r\nBEE-Stellungnahme zum Wärmeplanungsgesetz\r\n2\r\nEinleitung\r\nDer Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) bedankt sich für die Möglichkeit zur Stel-lungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Wärmeplanungsgesetzes (WPG).\r\nDie Wärmeplanung ist ein zentrales Instrument für das Gelingen der Wärmewende in Deutschland. Sie ist grundsätzlich dazu geeignet, die notwendige Planungssicherheit für Kom-munen, Netzbetreiber und Gebäudeeigentümer zu schaffen und die strategische Grundlage für eine schrittweise Dekarbonisierung der Wärmeversorgung bis 2045 zu bilden. Ausdrücklich be-grüßt der BEE, dass der vorliegende Gesetzentwurf an den etablierten Fristen zur Erstellung der Wärmepläne festhält. Die Pflicht zur Fertigstellung der Wärmepläne bis zum 30. Juni 2026 für Gemeinden mit mehr als 100.000 Einwohnern sowie bis zum 30. Juni 2028 für alle weiteren Gemeinden bleibt unverändert bestehen. Diese Kontinuität ist von großer Bedeutung: Kommu-nen, Planungsbüros und Energieversorger haben auf Basis dieser Fristen bereits umfangreiche Ressourcen und Kapazitäten aufgebaut. Eine Verschiebung der Fristen hätte zu Unsicherheiten und Verzögerungen in der Umsetzung geführt, die dem Klimaschutzziel abträglich gewesen wären. Der BEE würdigt diese Entscheidung als wichtiges Signal der Verlässlichkeit gegenüber allen am Transformationsprozess Beteiligten.\r\nDarüber hinaus enthält der Gesetzentwurf eine Reihe von Anpassungen und Neuregelungen, die der BEE im Grundsatz positiv bewertet, zu denen er jedoch im Einzelnen konstruktive An-merkungen und Empfehlungen einbringt. Zuletzt empfiehlt der BEE noch einige weitere Maß-nahmen, die den Ausbau der Erneuerbaren Energien für die Kommunale Wärmeversorgung fördern würden.\r\n1\r\nBewertung des Entwurfs\r\n1.1\r\nUnverbindlichkeit klarstellen, um Investitionen nicht zu hemmen (§ 18 Abs. 2 WPG-E)\r\nDie Wärmeplanung ist erfolgreich, wenn sie Investitionen in die zentrale und dezentrale Wär-meversorgung von Gebäuden mit erneuerbaren Energien tatsächlich auslöst und nicht nur in Theorie plant. Nach Inkrafttreten des Wärmeplanungsgesetzes zu Jahresbeginn 2024 haben falsche Erwartungen an die Aussagekraft von Wärmeplänen in hohem Maße zu Attentismus am Heizungsmarkt geführt.\r\nUm erneuten Attentismus zu vermeiden, sollte daher im Gesetz noch einmal hervorgehoben werden, dass die Gebietsausweisung keine Verbindlichkeiten auslöst, entsprechende Versor-gungsinfrastrukturen auch bereit zu stellen.\r\nDie Unverbindlichkeit der Wärmeplanung ist auch insofern relevant als bisweilen Forderungen nach einem Ausschluss der Förderung von Einzelheizungen in Wärmenetz-Ausbaugebieten zu vernehmen sind. Förderausschlüsse unter Verweis auf unverbindliche Ankündigungen würden die Akzeptanz der Wärmewende unterlaufen und Investitionen in neue Heizungen erheblich hemmen. Gebäudeeigentümer würden von der Förderung erneuerbarer Lösungen ausge-schlossen, ohne dass die Anschlussmöglichkeit an die Fernwärme tatsächlich gegeben wäre.\r\nBEE-Stellungnahme zum Wärmeplanungsgesetz\r\n3\r\nUm Unsicherheiten bei den Verbrauchern auszuräumen, sollte daher in § 18 Abs. 2 des Geset-zes klargestellt werden, dass Verbraucher die sich bereits für eine zukunftssichere dezentrale Lösung entschieden haben, auch nicht durch einen Förderausschluss zu einer Einbindung in ein zentrales Netz gezwungen werden dürfen.\r\n1.2\r\nKleine Wärmeplanung (§ 22a WPG-E)\r\nDer BEE begrüßt grundsätzlich, dass der Aufwand von Wärmeplanungen für kleine Kommunen vereinfacht werden soll. Viele kleine Kommunen verfügen weder über ausreichend Fachperso-nal noch über die finanziellen Mittel, um eine vollumfängliche Wärmeplanung nach den Maß-stäben großer Städte durchzuführen. Zudem ist angesichts der Siedlungsstrukturen vielerorts auch nicht mit dem Aufbau großer Fernwärmenetze zu rechnen. Dezentrale Wärmepumpen werden in Gemeinden mit geringeren Bebauungsdichten mit sehr hoher Wahrscheinlichkeit die häufigste Heizungsform darstellen.\r\nGleichwohl sieht der BEE in der derzeitigen Ausgestaltung des § 22a WPG-E das Risiko, dass das vereinfachte Verfahren zu einer systematischen Unterschätzung der Potenziale leitungs-gebundener Wärmeversorgung im ländlichen Raum führt. Wenn Gemeindegebiete im Wärme-plan pauschal als Gebiete für die dezentrale Wärmeversorgung dargestellt werden, besteht das Risiko, dass realistische Optionen für Wärmenetze oder die Nutzung biogener Gase in vorhan-denen Gasnetzen nicht ausreichend geprüft und damit dauerhaft nicht erschlossen werden.\r\n1.2.1 Ausweisung von Wärmenetzgebieten (§22a Abs. 1 & 2 WPG-E)\r\nDer BEE möchte ausdrücklich darauf hinweisen, dass auch im ländlichen Raum die Wohnhäu-ser häufig nahe genug beieinanderstehen, um den wirtschaftlichen Betrieb kleiner Nahwärme-netze zu ermöglichen. Dörfliche Ortskerne mit historisch gewachsener, kompakter Bebauung, Siedlungsgebiete mit Mehrfamilienhäusern sowie Gemeindegebiete mit öffentlichen Liegen-schaften wie Schulen, Rathäusern oder Sportstätten bieten oft hinreichende Wärmebedarfs-dichten, die eine leitungsgebundene Versorgung 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, Solarthermie, landwirtschaftliche Biogasanlagen sowie oberflächennahe Geothermie sind vielerorts vorhan-den und könnten über Wärmenetze u.a. durch Bürgerenergiegemeinschaften wirtschaftlich er-schlossen werden. Bürgerenergiegemeinschaften können oft auch bei deutlich niedrigeren Wärmebedarfsdichten ein Wärmenetz realisieren. Diese Potenziale drohen ungenutzt zu blei-ben, wenn kleine Kommunen im Rahmen der vereinfachten Wärmeplanung nicht systematisch zur Prüfung von Wärmenetzoptionen angehalten werden.\r\nDer BEE plädiert deshalb dafür, dass Kommunen verpflichtet werden:\r\n(i)\r\nzu prüfen, ob die in § 22a Absatz 2 festgelegten Kriterien für die Eignung als Wär-menetz erfüllt sind, sowie\r\n(ii)\r\nIm Fall eines positiven Prüfergebnisses das jeweilige Teilgebiet als „Wärmenetzge-biet“ ausweisen muss.\r\nBEE-Stellungnahme zum Wärmeplanungsgesetz\r\n4\r\n1.2.2 Förderung tiefergehender Untersuchungen\r\nEin strukturelles Problem der vereinfachten Wärmeplanung liegt in der zeitlichen Begrenzung der kommunalen Förderung: Diese endet mit dem Beschluss des Wärmeplans und umfasst damit keine vertiefende Untersuchung einzelner Teilgebiete im Anschluss an die Planung. Ge-rade für kleine Kommunen, die auf Fördermittel angewiesen sind, bedeutet dies in der Praxis, dass eine weitergehende Prüfung von Wärmenetzpotenzialen häufig ausbleibt.\r\nDer BEE empfiehlt daher, die Prüfung von Wärmenetzpotenzialen nicht als nachgelagerten Schritt zu behandeln, sondern sie wie in Punkt 1.2.1 beschrieben in den kurzen Wärmepla-nungsprozess zu integrieren. So lässt sie sich über die bestehende Förderkulisse finanzieren und es wird verhindert, dass identifizierte Potenziale an der Förderlücke zwischen Planung und Umsetzung scheitern.\r\n1.2.3 Anhaltspunkte für Wärmenetze\r\nDie in § 22a Absatz 2 Nummer 3 WPG-E genannten Anhaltspunkte für Potenziale erneuerbarer Wärme oder Abwärme, die über ein Wärmenetz nutzbar gemacht werden können, sollten in einer praxistauglichen, leicht anwendbaren Kriterienliste konkretisiert werden. Es wäre unrea-listisch anzunehmen, dass kleine Kommunen, die bereits mit einer vollständigen Wärmepla-nung überfordert wären, diese Anhaltspunkte eigenständig erkennen und bewerten können – zumal das Fehlen einer systematischen Potenzialanalyse die Einschätzung zusätzlich er-schwert.\r\nDer BEE empfiehlt daher, eine solche Liste verbindlich einzuführen und sie regelmäßig auf Ba-sis aktueller wissenschaftlicher und praxisbezogener Erkenntnisse fortzuschreiben, etwa durch das Kompetenzzentrum Wärmewende (KWW) der dena.\r\n1.3\r\nPlanung der Kälteversorgung\r\nDie ausdrückliche Berücksichtigung der Kälteversorgung im Rahmen der Wärmeplanung wird begrüßt. Angesichts steigender Kühlbedarf ist ihre systematische Einbeziehung ein wichtiger Schritt hin zu einer ganzheitlichen und zukunftsfähigen Energieplanung. Insbesondere integrierte Lösungen, die Wärme und Kälte gemeinsam betrachten, bieten erhebliche Effizienzpotenziale.\r\nKritisch ist jedoch, dass die verpflichtende Kälteplanung erst im Zuge der ersten Fortschreibung des Wärmeplans vorgesehen ist. Gerade für integrierte Energiesysteme ist die frühzeitige Berücksichtigung von Kältebedarfen zentral, da sie ihre Effizienzvorteile erst im Zusammenspiel von Heizen und Kühlen sowie durch saisonale Speicherung entfalten. Erfolgt die systematische Betrachtung der Kälteversorgung erst später, besteht die Gefahr, dass bereits Lösungen festgelegt werden, die eine nachträgliche Integration von Kälte erschweren oder unwirtschaftlich machen.\r\nVor diesem Hintergrund sollte die Kälteplanung bei bereits erstellten Wärmeplänen frühzeitig und nicht erst im regulären Fortschreibungszyklus berücksichtigt werden. Für Wärmepläne, die sich aktuell noch in der Erstellung befinden, sollte die Kälteversorgung zudem unmittelbar mitgedacht und integriert werden, um Lock-in-Effekte zu vermeiden.\r\nBEE-Stellungnahme zum Wärmeplanungsgesetz\r\n5\r\n2\r\nErgänzungen\r\n2.1\r\nBiomassedeckel streichen\r\nDer in §§30, 31 WPG angelegte Biomassedeckel für Wärmenetze mit mehr als 50 km Leitungs-länge ist nicht sachgerecht, überflüssig und sollte deshalb mit der laufenden WPG-Novelle ge-strichen werden. Der Wärmesektor weist eine große Heterogenität auf und sowohl der Bedarf der Verbraucher sowie die Potenziale klimaneutraler Wärme können von Kommune zu Kom-mune stark variieren. Die Entscheidung über einen für jedes konkrete Wärmenetz angemesse-nen Bioenergieanteil muss deshalb dem Urteil und der Entscheidung des ortskundigen Inves-tors obliegen. Der Biomassedeckel steht dem jedoch entgegen, weil er pauschal die Nutzung lokaler nachhaltiger, also dauerhaft verfügbarer Biomassepotenziale an geeigneten Standorten verhindert.\r\n2.2\r\nHemmnisse im BauGB abbauen\r\nAuch das Baugesetzbuch muss angepasst werden, um Hemmnisse für die Erzeugung, Nutzung und Speicherung Erneuerbarer Wärme zu beseitigen. Dies betrifft insbesondere die Regelun-gen zum Bauen im Außenbereich für die Solarthermie, die Umrüstung bestehender Biogasan-lagen von der Stromerzeugung auf die Biomethaneinspeisung, die Wärmeauskopplung von Bi-ogasanlagen sowie den Bau von Wärmespeichern sowie bürokratiearme Abweichungen von baurechtlichen Abstandsregeln für Wärmepumpen-Außeneinheiten. Wir verweisen auf die Stel-lungnahmen unserer Mitlieder Bundesverband Solarwirtschaft e.V., Fachverband Biogas e.V. und Bundesverband Wärmepumpe e.V. zum Referentenentwurf eines Gesetzes zur Moderni-sierung des Städtebau- und Raumordnungsrechts April 2026."},"recipientGroups":[{"recipients":{"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":"2026-05-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024548","regulatoryProjectTitle":"Nationaler Gebäuderenovierungsplan","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/83/bb/740779/Stellungnahme-Gutachten-SG2605070034.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":"BEE-Stellungnahme zum Entwurf des Nationalen Gebäuderenovierungsplans\r\nBerlin, 05. Mai 2026\r\nDer Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) bedankt sich für die Möglichkeit zur Stel-lungnahme zum Entwurf des Nationalen Gebäuderenovierungsplans. Die im Abschnitt 4.6 f) aufgelisteten Maßnahmen zur Dekarbonisierung der Wärme- und Kälteversorgung unter-stützt der BEE vollumfänglich und hält es für realistisch, dass damit die Klimaziele im Wärme-bereich bis 2045 erreicht werden können. Alle zukünftigen Änderungen müssen eine mindes-tens gleichwertige Wirkung entfalten.\r\nDer BEE begrüßt insbesondere:\r\nDie BEG-Heizungsförderung mit Grundförderung, Klimageschwindigkeits- und Einkommens-bonus setzt wirksame Anreize für den raschen Umstieg auf erneuerbare Heizsysteme wie Wär-mepumpen, Solarthermie und Biomasseanlagen. Der BEE sieht in diesem Förderinstrument einen entscheidenden Hebel für die sozial gerechte Gestaltung der Wärmewende.\r\nDie Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) ermöglicht die dringend notwendige Transformation der Fernwärmeinfrastruktur. Die BEW-Ziele (bis zu 681 MW neu installierter erneuerbarer Wärmeerzeugungsleistung pro Jahr und eine CO₂-Reduktion von ca. 4 Mio. Ton-nen jährlich bis 2030) sind ehrgeizig, aber erreichbar.\r\nDie GEG 65%-EE-Regel (§ 71) stellt das Herzstück der Wärmewende im Gebäudebereich dar. Sie sorgt für Planungssicherheit, treibt Innovationen bei erneuerbaren Heizsystemen an und sendet das klare Signal, dass fossil betriebene Neuinstallationen keine Zukunft haben. Aus BEE-Sicht ist diese Regelung unverzichtbar, um die Klimaneutralität im Gebäudebereich bis 2045 zu erreichen.\r\nDas Wärmeplanungsgesetz (WPG) schafft die Planungsgrundlage, die für die kommunale Umsetzung der Wärmewende unabdingbar ist. Der BEE sieht in der kommunalen Wärmepla-nung den notwendigen Rahmen, um die zentrale Energieplanung zu koordinieren und somit Investitionsentscheidungen für Gebäudeeigentümer zu erleichtern.\r\nBedenken gegenüber geplanten Änderungen\r\nDer BEE bezweifelt stark, dass die angekündigten Änderungen der aktuellen Bundesregierung, insbesondere das Streichen der 65%-EE-Vorgabe im GEG ohne angemessenen Ersatz, eine mindestens gleichwertige Klimawirkung entfalten werden. Eine Abschwächung der Anforderun-gen an neue Heizsysteme ohne kompensatorische Maßnahmen würde den im NBRP beschrie-benen Maßnahmenmix empfindlich schwächen und die Erreichbarkeit der Klimaneutralität im Gebäudesektor bis 2045 gefährden. Der BEE fordert daher die Beibehaltung des bestehenden Regulierungsrahmens oder den Nachweis gleichwertiger Substitutionsmaßnahmen. Auch die möglicherweise geplante Abschaffung der Austauschpflicht für fossile Heizungen und deren Einsatz fossiler Heizkessel bis spätestens 2040 vollständig zu beenden, wie es auch im NBRP heißt, betrachtet der BEE als zentrales Instrument, die Klimaneutralität bis 2045 zu er-reichen. Auch hier müsste im Falle einer Abschaffung ein adäquater Ersatz eingeführt werden. Daher fordert der BEE hier entweder die Beibehaltung des §72 GEG oder eine adäquate Sub-stitution.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"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":"2026-05-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024549","regulatoryProjectTitle":"Referentenentwurf eines Gesetzes zur Modernisierung des Städtebau- und Raumordnungsrechts ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/d0/3c/740781/Stellungnahme-Gutachten-SG2605070035.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":"BEE-Stellungnahme zum Referentenentwurf eines Gesetzes zur Modernisie-rung des Städtebau- und Raumordnungsrechts\r\nBerlin, 7. Mai 2026\r\nBEE begrüßt BauGB-Upgrade als wichtigen Schritt – wesentlicher Nachbesserungsbe-darf für Erneuerbare Energien bleibt\r\nDer BEE bedankt sich für die Möglichkeit, im Rahmen der Verbändeanhörung zum Referenten-entwurf des Gesetzes zur Modernisierung des Städtebau- und Raumordnungsrechts (BauGB-Upgrade) Stellung zu nehmen.\r\nDer BEE begrüßt, dass die Bundesregierung mit dem BauGB-Upgrade eine spürbare Beschleu-nigung und Vereinfachung der Planungs- und Genehmigungsverfahren anstrebt. Die vollstän-dige Digitalisierung des Bauleitplanverfahrens, die Straffung der Umweltprüfung sowie die Ein-führung verbindlicher Verfahrensfristen sind richtige und überfällige Schritte. Das BauGB ist ein zentraler Hebel für die Energiewende. Die im Entwurf skizzierten Maßnahmen sind jedoch nur teilweise geeignet, die noch bestehenden Hemmnisse für den Ausbau aller Erneuerbaren Tech-nologien zu beseitigen.\r\nDie technologie- und spartenspezifischen Forderungen sind den Stellungnahmen der BEE-Mit-gliedsverbände zu entnehmen, auf die der BEE ausdrücklich verweist; Bundesverband Solar-wirtschaft e.V., Fachverband BIOGAS e.V.. Der BEE erwartet, dass die Bundesregierung die laufende Verbändeanhörung nutzt, um das BauGB-Upgrade in diesen Punkten substanziell nachzubessern. Die Erreichung der Klimaziele hängt maßgeblich davon ab, dass das öffentli-che Interesse an Erneuerbaren Energien konsequent in alle relevanten Rechtsbereiche – ein-schließlich des Bauplanungsrechts – überführt wird. Der BEE steht für den weiteren fachlichen Dialog jederzeit zur Verfügung und wird diesen Prozess konstruktiv begleiten."},"recipientGroups":[{"recipients":{"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":"RV0024550","regulatoryProjectTitle":"\"Netzanschlusspaket\"","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/1b/59/740816/Stellungnahme-Gutachten-SG2605220002.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":"Empfehlungen des BEE zum Netzanschlusspaket\r\n\r\n1. Finanzierbarkeit des EE-Ausbaus erhalten – Redispatch-Vorbehalt streichen\r\n\r\nIm Rahmen des sogenannten Netzpakets liegt ein Gesetzesvorschlag vor, der einen „Redispatch-Vorbehalt\" einführen soll. Dieser sieht vor, in neu festzulegenden „Netzengpass-gebieten\" den gesetzlich verankerten Anschlussvorrang für neue Wind- und Solaranlagen außer Kraft zu setzen. Darüber hinaus sollen Betreiber, deren Anlagen aufgrund mangelnder Netzkapazitäten vorübergehend abgeschaltet werden müssen, für einen Zeitraum von bis zu zehn Jahren keinen Anspruch auf Entschädigung für diese sogenannten Abregelungen haben.\r\n\r\nDie vom BMWE geplante Regelung gefährdet damit ein wesentliches Fundament der wirtschaftlichen Finanzierbarkeit von Erneuerbaren-Energien-Projekten: die verlässliche Abnahme – und damit die finanzielle Planbarkeit – des erzeugten Stroms. Dieses Risiko verschärft sich erheblich, wenn der Begriff des „Netzengpassgebiets\" so breit definiert wird, dass er nicht nur auf tatsächliche Problemzonen beschränkt bleibt, sondern weite Teile des Stromnetzes erfasst. Bislang haben weder das zuständige Ministerium noch die Bundesnetzagentur belastbare Daten veröffentlicht, die Aufschluss darüber geben würden, in welchem Umfang die neue Regelung zur Anwendung käme.\r\nNoch dazu hat ein Rechtsgutachten der Kanzlei RAUE ergeben, dass der Redispatch-Vorbehalt europarechtlich nicht zulässig ist. Dies betrifft insbesondere die Vereinbarkeit mit dem Diskriminierungsverbot nach § 7 Abs. 2 EEG sowie mit den europäischen Vorgaben zur Entschädigung bei Redispatch gemäß Art. 13 Abs. 7 der Elektrizitätsbinnenmarktverordnung. Die erforderliche Freiwilligkeit eines Verzichts auf Einspeisung erscheint in der vorliegenden Ausgestaltung nicht hinreichend gewährleistet.\r\n\r\nDie vom Bundeswirtschaftsministerium geplante Streichung von EE-Betreiber-Entschä-digungen im Falle verzögerten Netzausbaus würde die Wirtschaftlichkeitsplanung von EE-Projekten unkalkulierbar machen und zu einem weitgehenden Stopp des EE-Ausbaus in weiten Teilen Deutschlands führen. Die in der Regel erforderliche Aufnahme von Fremdkapital zur Finanzierung neuer Solaranlagen und Windparks wäre unter diesen Voraussetzungen in betroffenen Regionen des Landes ebenso wenig möglich wie ein wirtschaftlicher Anlagenbetrieb. Ein Erreichen der EE-Ausbauziele wäre unter diesen Umständen nicht möglich, die Existenz zehntausender Jobs und Unternehmen wäre gefährdet. Empfehlung: Der Redispatch-Vorbehalt ist nicht geeignet, die strukturellen Herausforderungen im Netz zu lösen oder eine praxisnahe, regionale Steuerung zu ermöglichen, ohne dabei die Ausbaudynamik dramatisch zu beeinflussen. Er bedroht die Finanzierbarkeit des Ausbaus der dargebotsabhängigen Erneuerbaren und ist europarechtlich nicht zulässig.\r\n\r\n2. Bestehende Netze besser nutzen - Recht auf Überbauung stärken durch FCAs; Einspeisung am NVP abregeln statt an der Anlage\r\n\r\nDie Überbauung von Netzverknüpfungspunkten ist ein zentrales Instrument, um die Kosteneffizienz im System zu erhöhen: Bestehende Netzanschlüsse werden effizienter ausgelastet und neue Leistung kann weiter angeschlossen werden.\r\n\r\nIndem mehrere Anlagen gemeinsam einen bestehenden NVP nutzen und ihre kumulierte installierte Leistung die genehmigte Anschlussleistung überschreitet, kann vorhandene Netzinfrastruktur deutlich effizienter ausgelastet werden. Der Anlagenbetreiber akzeptiert dabei eine Abregelung, sobald die maximale NVP-Leistung überschritten wird – ein wirtschaftlich vertretbarer Kompromiss zwischen Anlagen- und Netzbetreibern.\r\n\r\nDas Instrument ermöglicht effiziente, technologieübergreifende Kombinationen, etwa Photovoltaik mit Batteriespeicher, Wind mit Elektrolyseuren oder flexible Biogas- und Wasserkraftanlagen, da sich deren Einspeiseprofile häufig ergänzen und damit die theoretische Überschreitung der NVP-Leistung in der Praxis selten eintritt.\r\n\r\nFlexible Netzanschlussvereinbarungen (FCAs) bilden das vertragliche und technische Fundament der NVP-Überbauung. FCAs ermöglichen die gemeinsame Nutzung einer bestehenden NVP-Anschlussleistung durch mehrere Anlagen oder Technologien aufgrund der komplementären Eigenschaften, die vertragliche Festlegung von Abregelungsbedingungen, die für den Anlagenbetreiber transparent und planbar sind, die Kombination von Erzeugung und Speicherung am selben Netzverknüpfungspunkt (sog. Cable Pooling) und eine bessere Netzplanung für den Netzbetreiber, da nur eine fest vereinbarte Kapazität ganzjährig vorgehalten werden muss. Empfehlung: Um Netzverknüpfungspunkte überbauen zu können, bestehende Netzinfrastruktur besser zu nutzen und Einsparungen in Milliardenhöhe zu ermöglichen, braucht es verpflichtende Angebote von flexiblen Netzanschlussvereinbarungen (FCAs) seitens der Netzbetreiber, während ihre Inanspruchnahme für Anlagenbetreiber freiwillig bleiben muss.\r\n\r\nÄnderungsvorschläge: §8a Abs 2 EEG: (2) In der flexiblen Netzanschlussvereinbarung sind insbesondere Regelungen zu treffen über: 1.–6. [wie bisher] 7. ein Messkonzept zur Ermittlung der Einspeisungsmengen im Kontext unterschiedlicher verwendender Erzeugungstechnologien am gemeinsamen Netzverknüpfungspunkt. (3) … (4) Bei Teilabbau oder Stilllegung von Anlagen (Bestand) kann der hinzukommende Anlagenbetreiber dessen Einspeiseleistung auch weiterhin nutzen. (5) Der Netzbetreiber muss dem Anlagenbetreiber Informationen über bereits bestehende naheliegende NVP, deren Netzkapazität, installierte Nennleistung und angeschlossene Erzeugungstechnologie, sowie angeschlossenen Anlagenbetreiber zur Verfügung in dem Maße zur Verfügung stellen, sodass eine Anfrage zur gemeinsamen Nutzung der anliegenden Anschlussleistung möglich wird.\r\n§ 17 Absatz 2 EnWG: Betreiber von Energieversorgungsnetzen können einen Netzanschluss nach Absatz 1 Satz 1 verweigern, soweit sie nachweisen, dass ihnen die Gewährung des Netzanschlusses aus betriebsbedingten oder sonstigen wirtschaftlichen oder technischen Gründen unter Berücksichtigung des Zwecks des § 1 nicht möglich oder nicht zumutbar ist. Verfügt der anzuzeigende Netzverknüpfungspunkt nicht über ausreichend Netzanschlusskapazität für die angegebene Nennleistung, so ist hierauf hinzuweisen und anzuzeigen, dass die Möglichkeit zum Abschluss einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung nach § 17 Absatz 2b dieses Gesetzes oder § 8a des Erneuerbare-Energien-Gesetzes besteht…. §17 Absatz 2b EnWG: Betreiber von Elektrizitätsvertsorgungsnetzen sind verpflichtet, dem Anschlussbegehrenden auf Anfrage eine flexible Netzanschlussvereinbarung nach Absatz 2b anzubieten. Eine Ablehnung ist nur aus technischen Gründen zulässig und bedarf der schriftlichen Begründung nach Maßgabe des § 17 Abs. 2.\r\n\r\n3. Einspeisung flexibilisieren - Am NVP statt an der Anlage abregeln\r\n\r\nUm Redispatch-Mengen zu reduzieren, können Anlagenbetreiber ihre Einspeisung selbst flexibilisieren, z.B. durch Speicher oder Sektorkopplung. Das aktuelle Recht steht dieser flexiblen Einspeisung jedoch entgegen: Netzbetreiber müssen bei Engpässen die Strom-erzeugung einzelner Anlagen steuern, statt die Einspeisung am Netzverknüpfungspunkt. Das macht es in der Praxis unmöglich, Strom aus EE-Anlagen bei Netzengpässen z.B. in einen benachbarten Batteriespeicher zwischenzuspeichern (Co-Location). Empfehlung: Um Redispatch-Mengen zu reduzieren, sollte die Abregelungsmaßnahme direkt am NVP statt an der Anlage stattfinden. So werden z.B. co-located Speicher ermöglicht. Dazu wäre eine Anpassung an §13a EnWG erforderlich.\r\n\r\nÄnderungsvorschlag: §13a EnWG: (1) Betreiber von Anlagen zur Erzeugung elektrischer Energie mit einem Netzverknüpfungspunkt sind verpflichtet, auf Anforderung des zuständigen Netzbetreibers die am Netzverknüpfungspunkt eingespeiste Gesamtwirkleistung auf den vom Netzbetreiber vorgegebenen Wert zu begrenzen oder die Einspeisung am Netzverknüpfungspunkt vollständig zu unterbrechen.\r\n\r\n4. Digitalisierung der Netzinfrastruktur voranbringen\r\n\r\nDas Netzanschlusspaket will Netzausbau und EE-Ausbau stärker synchronisieren bzw. Systemkosten senken. Aus Sicht des BEE werden Kosteneinsparungen vor allem möglich durch optimierte Einspeisung (z.B. dank Überbauung am NVP) und durch optimierte Betriebsführung im Netz.\r\nOptimaler Betrieb des Netzes ist jedoch nicht leistbar, wenn der überwiegende Teil der Bewirtschaftung des Netzes noch analog - im Blindflug - erfolgt. Vor dem Hintergrund eines zunehmend durch Engpässe im Verteilnetz verursachten Redispatchbedarfs ist dies nicht mehr tolerabel. Das Verteilnetz muss digital werden, um den Netzbetrieb zu optimieren. Eine gute Durchdringung von intelligenten Zählern (Smart-Meter-Gateway und intelligente Messsysteme) und digitalen Ortstrafostationen schafft die Grundvoraussetzung für einen effizienten Netzbetrieb und die marktliche Integration von Prosumern. Sollten dynamische\r\nNetzentgelte für Stromverbraucher eingeführt werden, ermöglichen diese Preissignale, die eine Nutzung von günstigem Grünstrom marktlich anreizen. Redispatchmengen und -kosten werden effektiv reduziert und mittelfristig können Netzausbaukosten eingespart werden.\r\nInnovative Betriebskonzepte, also Methoden der Netzführung, die bestehende Betriebsmittel effizienter zu nutzen können so angewandt werden. Reaktive bzw. kurative Netzführung erlaubt es, vorhandene Kapazitäten stärker auszulasten. Statt präventiv Kapazitäten nicht zu nutzen, wird die (n-1)-Sicherheit durch automatisch lastflusssteuernde Komponenten kurativ gewährleistet. Hierbei wird ausgenutzt, dass kurzfristige Überlastungen der Betriebsmittel im Netz zulässig sind, bis der Leistungsfluss auf weniger stark ausgelastete Netzelemente umgeleitet werden kann. Automatisierte Schutz- und Schalthandlungen (Mitnahme-schaltungen (Emergency Power Control), sichern das Netz im Fehlerfall ab und wirken schnell, um Überlastungen abzuwenden.\r\n\r\nHarmonisierte Netzausbaupläne und digitale Netzzwillinge können die Netzplanung und den Netzbetrieb erleichtern, indem sie ein bisher nicht nutzbares Flexibilisierungspotenzial heben, für eine bessere Integration der Erneuerbaren sorgen und so Netzausbaukosten senken. Eine gute Durchdringung von intelligenten Zählern (Smart-Meter-Gateway und intelligente Messsysteme) und digitalen Ortstrafostationen schafft die Grundvoraussetzung für einen effizienten Netzbetrieb und die marktliche Integration von Prosumern. Sollten dynamische Netzentgelte für Stromverbraucher eingeführt werden, ermöglichen diese Preissignale, die eine Nutzung von günstigem Grünstrom marktlich anreizen. Redispatchmengen und -kosten werden effektiv reduziert und mittelfristig können Netzausbaukosten eingespart werden. Empfehlung: Für den effizienten Betrieb eines modernen Stromnetzes sind zwei Voraussetzungen entscheidend: Digitalisierung und Harmonisierung. Eine digitale Netzinfrastruktur – getragen von einer flächendeckenden Durchdringung intelligenter Stromzähler und digitaler Trafostationen – bildet die Grundlage für einen kosteneffizienten Netzbetrieb. Sie ermöglicht eine bessere Auslastung bestehender Kapazitäten, schafft die Voraussetzungen für dynamische Netzentgelte und trägt so zur effektiven Reduzierung von Redispatch-Mengen und -kosten bei. Gleichzeitig bedarf es einer stärkeren Harmonisierung der Netzausbaupläne zwischen Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern. Hierfür sind regulatorische Maßnahmen erforderlich – insbesondere die Anpassung und verpflichtende Harmonisierung von §12b EnWG sowie die Stärkung der Verteilnetzplanung nach §14d EnWG. Eine abgestimmte Verzahnung von Netzentwicklungsplan und Netzausbauplänen würde Planungssicherheit schaffen und Systemkosten nachhaltig senken.\r\n\r\n5. Nutzen statt Abregeln (§13k EnWG) stärken\r\n\r\nDas im Zuge der EnWG-Reform im November 2023 eingeführte Instrument des §13k EnWG “Nutzen statt Abregeln” hat die Erprobungsphase mittlerweile abgeschlossen und startet im Oktober mit dem Zielmodell. Der BEE attestierte bereits zu Beginn des Prozesses eine vom Grundgedanken her erkennbare Eignung des Instruments, um eine Reduktion der Abregelung der EE-Mengen/Redispatchmengen zu bewirken. Die Grundidee ist dabei so einfach wie verständlich. Übertragungsnetzbetreiber weisen in festgelegten Netzengpassgebieten/ Ent-lastungsregionen potenziell abzuregelnde Mengen in bestimmten Zeitfenstern im Voraus aus. Teilnehmer bzw. “zusätzliche Verbraucher” fahren in diesen Zeiten ihren Verbrauch hoch und nehmen so den andernfalls abzuregelnden Strom auf. Für die Bereitstellung dieser Leistung werden die Verbraucher entsprechend vergütet und der Redispatchbedarf sinkt. Allerdings\r\nverhindert die Definition der “Zusätzlichkeit”, bzw. die Zusätzlichkeitskriterien - i.e. wann ein zusätzlich angereizter Verbrauch wirklich zusätzlich erfolgt und so zur Entlastung des jeweiligen Netzgebiets führt - nach wie vor eine effektive Nutzung dieses Instruments. So bleibt das Instrument “Nutzen statt Abregeln” mangels Teilnehmer weit hinter seinem Potential zurück.\r\n\r\nKonkret bedarf es zweier Anpassungen durch die BNetzA. Zum einem müssen mehr Verbraucher teilnehmen dürfen bzw. die Zusätzlichkeitskriterien müssen weniger aus-schließlich sein. Zum anderen, und damit einhergehend, muss die Wirtschaftlichkeit für Teilnehmer erhöht werden - die Teilnahme an anderen Vermarktungsoptionen außerhalb des 13k muss ermöglicht werden. Mit einer entsprechend ausgestalteten Novelle des §13k EnWG könnte dieses bereits vorhandene Instrument einen wirkungsvollen Beitrag zur Reduzierung des negativen Redispatch Bedarfs beitragen. Empfehlung: Das Instrument “Nutzen statt Abregeln” wird faktisch nicht genutzt. Vor allem die Definition der Zusätzlichkeit verhindert eine effektive Nutzung des Instruments. Gleichzeitig müssen Teilnehmern auch andere Vermarktungsoptionen ermöglicht werden. Das BMWE muss eine Novellierung des §13k EnWG vornehmen und die BNetzA mit der Neufestlegung der Zusätzlichkeitskriterien beauftragen, sowie die Evaluierung bereits auf die Erprobungsphase verziehen. Änderungsvorschlag: Ergänzung des bestehenden §13k EnWG wie folgt… (3) …Die Bundesregierung kann die Regulierungsbehörde jederzeit mit der Anpassung der Kriterien bezüglich der Zusätzlichkeit des Stromverbrauchs beauftragen, sollte die Anwendung der Maßnahme durch unzureichende Teilnahme zusätzlicher Verbraucher den Einsatz von Mitteln zur Reduzierung strombedingter Engpässe in den ausgewiesenen Entlastungsgebieten nicht verringern. Die Regulierungsbehörde ist dabei zur Beteiligung der relevanten Stakeholder aufgerufen. (9) Erstmals zum 01.01.2027 legen die Betreiber der Übertragungsnetze mit Regelzonenverantwortung einen detaillierten Bericht zur bisherigen Anwendung der Mßnahme vor, wobei dieser ebenfalls die Erprobungsphase abbildet. Die Regulierungsbehörde legt auf dieser Basis ebenfalls einen Bericht gegebenenfalls mit Empfehlungen für Anpassungen der Anwendungen der Maßnahme vor. Zum 1. Juli 2028 und anschließend alle zwei Jahre evaluieren die Betreiber der Übertragungsnetze mit Regelzonenverantwortung die Anwendung der Maßnahme nach den Absätzen 1 bis 7 und legen einen Bericht vor. Satz 1 ist für Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen, die von der Möglichkeit nach Absatz 8 seit mindestens zwölf Monaten Gebrauch machen, mit der Maßgabe anzuwenden, dass sie die Anwendung der Maßnahme nach Absatz 8 evaluieren. Die Regulierungsbehörde legt auf dieser Basis ebenfalls einen Bericht gegebenenfalls mit Empfehlungen für Anpassungen der Anwendungen der Maßnahme vor.\r\n\r\n6. Zubau dargebotsabhängiger EE über Baukostenzuschüsse steuern\r\n\r\nRedispatchkosten können am effektivsten reduziert werden, wenn der Redispatch-Bedarf selbst obsolet wird. Dies wird über eine räumliche Steuerung erreicht, also ein lokales Signal, das einen Anreiz für eine netzdienliche Standortwahl setzt. Gleichzeitig darf dieses Signal nicht zu stark und volatil ausfallen, um den EE-Ausbau nicht abzuwürgen.\r\n\r\nDa die Höhe von netzanschlussbedingten Ausbaukosten bzw. “Systemkosten\" im Wesent-lichen vom konkreten Netzbereich, dessen Auslastung sowie von der technischen Auslegung und der Betriebsweise der angeschlossenen Anlage abhängen, ist es also ratsam, mit einem Instrument anzusetzen, das alle diese Aspekte anspricht. Ein richtig ausgestalteter Baukostenzuschuss (BKZ) für die dargebotsabhängigen Erneuerbaren, insbesondere PV und Windenergie, kann diesen Anforderungen gerecht werden, ohne dabei die Wirtschaftlichkeit von EE-Anlagen und somit deren Zubau zu gefährden.\r\nBei netzdienlicher Standortwahl, z.B. der Wahl eines Netzgebiets mit Solarspitzen, großer jahreszeitlicher Schwankung und hohen Rückspeisungen im Jahresmittel für die Errichtung eines Windparks, erfolgt eine Rabattierung bzw. ein negativer BKZ. Weniger geeignte Standorte, deren Wahl zu einer Erhöhung des Redispatchbedarfs im Netzgebiet führen würde, erhalten einen Malus.\r\n\r\nEin BKZ für dargebotsabhängige Erneuerbare ist einfach und vor allem planbar, was ihn sowohl für Netzbetreiber als auch Erzeuger attraktiv macht. Gleichzeitig lassen sich genau die Anlagenkonstruktionen anreizen, die netzverträglich sind und systemisch benötigt werden. So könnten Vergünstigungen beim BKZ komplementäre Anlagen (wie z.B. PV & Speicher oder PV & flexible Biogasanlage oder Wind + Elektrolyseur) am selben Umspannwerk anschieben. Um dabei eine reine Verschiebung der Netzausbaukosten in das EEG-Konto zu vermeiden, sollten die BKZ für EE-Anlagen als Bonus-/Malussystem ausgelegt werden, sodass netzsparsame Anlagen keinen Zuschuss zahlen müssten oder Zahlungen erhalten.\r\n\r\nZwingend notwendig ist allerdings, dass Leistung die einen Flexibilitätsanspruch gemäß §50 EEG erhält (dargebotsunabhängige Erneuerbare) von Baukostenzuschüssen befreit werden. Eine pauschale Einführung eines Baukostenzuschusses gemäß §17 EEG-E kann für Bioenergieanlagen teils existenzielle wirtschaftliche Auswirkungen entfalten.\r\n\r\nFür die dargebotsunabhängigen Erneuerbaren sind Flexible Netzanschlussvereinbarungen (FCA) ein geeignetes Instrument, da sie zusätzliche Netzanschlüsse auch bei begrenzten Kapazitäten ermöglichen und gleichzeitig Anreize für netzdienliches Verhalten schaffen. Voraussetzung für ihren erfolgreichen Einsatz ist ein verpflichtendes Angebot durch Netzbetreiber und eine transparente, diskriminierungsfreie und technologiegerechte Ausgestaltung. Empfehlung: Ein richtig ausgestalteter Baukostenzuschuss kann zum zentralen Instrument werden, um den Redispatch-Bedarf zu reduzieren, ohne dabei die Wirtschaftlichkeit von EE-Anlagen und somit deren Zubau zu gefährden. Dafür müssen die Bestrebungen des BMWE im Netzanschlusspaket zwingend mit den im Prozess zur Reform der Allgemeinen Netzentgeltsystematik (AgNes) der BNetzA stattfindenden Arbeiten an einem regional differnzierten und vorzeichengerechten Baukostenzuschuss harmonisiert werden. 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