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Jülich","type":{"code":"GERMAN_PUBLIC_SECTOR_FEDERAL","de":"Deutsche Öffentliche Hand – Bund","en":"German Public Sector – Federal"},"location":"Jülich","publicAllowanceEuro":{"from":110001,"to":120000},"description":"Forschungsprojekt H2-Mare"},{"name":"Deutsches Zentrum für Luft-und Raumfahrt","type":{"code":"GERMAN_PUBLIC_SECTOR_FEDERAL","de":"Deutsche Öffentliche Hand – Bund","en":"German Public Sector – Federal"},"location":"Bonn","publicAllowanceEuro":{"from":70001,"to":80000},"description":"Forschungsprojekt induktives Laden"},{"name":"Deutsches Zentrum für Luft-und Raumfahrt","type":{"code":"GERMAN_PUBLIC_SECTOR_FEDERAL","de":"Deutsche Öffentliche Hand – Bund","en":"German Public Sector – Federal"},"location":"Bonn","publicAllowanceEuro":{"from":10001,"to":20000},"description":"Forschungsprojekt KI für Energie im Haus"},{"name":"Karlsruher Institut für Technologie (KIT)","type":{"code":"EUROPEAN_UNION","de":"Europäische Union","en":"European 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offshore-Windparks"}]},"donators":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","totalDonationsEuro":{"from":0,"to":0}},"membershipFees":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","totalMembershipFees":{"from":0,"to":0},"individualContributorsPresent":false,"individualContributors":[]},"annualReports":{"annualReportLastFiscalYearExists":true,"lastFiscalYearStart":"2024-01-01","lastFiscalYearEnd":"2024-12-31","annualReportPdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/be/07/645847/enbw-geschaeftsbericht-2024.pdf"},"regulatoryProjects":{"regulatoryProjectsPresent":true,"regulatoryProjectsCount":14,"regulatoryProjects":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0004303","title":"Änderung des EnWG bezüglich §13","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Vorschläge zur Ergänzung des EnWG, Paragraph 13 zur Sicherung der Verfügbarkeit der Netzreserve","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0004304","title":"Änderungen am Gesetzentwurf der Bundesregierung zur Umsetzung der EU-Erneuerbaren-Richtlinie","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der EU-Erneuerbaren-Richtlinie in den Bereichen Windenergie auf See und Stromnetze und zur Änderung des Bundesbedarfsplangesetzes","printingNumber":"20/11226","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/112/2011226.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-eu-erneuerbaren-richtlinie-in-den-bereichen/310640","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Änderungen hinsichtlich der Bestimmungen zur Umweltverträglichkeitsprüfung und zur Ausweisung von Infrastrukturprojekten","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See","shortTitle":"WindSeeG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windseeg"},{"title":"Gesetz 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":"RV0004306","title":"Ergänzung von § 6 EEG um eine Transparenzregelung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Mit der  von der En BW AG unterstützten Transparenzregelung werden die Gemeinden zur Veröffentlichung der nach § 6 EEG empfangenen Zahlungen in ihrem amtlichen Veröffentlichungsblatt und auf ihrer Internetseite angehalten. Damit kann die Akzeptanzwirkung wesentlich erhöht werden. Für die Bürgerinnen und Bürger wird verlässlich erkennbar, in welchem Gesamtumfang die Gemeinde von der Stromerzeugung aus Wind- und Solarenergie finanziell profitiert. Durch die Angabe des vorgesehenen Verwendungszwecks können die Bürgerinnen und Bürger zudem nachvollziehen, welche Vorteile sie konkret dadurch haben. ","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_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012026","title":"Bundesnaturschutzgesetz (BNatSchG)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die EnBW möchte mit dem vorliegenden Papier einen Diskussionsbeitrag zum Fledermausschutz an Windenergieanlagen (WEA) leisten. In den vergangenen Jahren haben sich die Abschaltvorgaben für Fledermäuse zunehmend verschärft, was zu deutlich höheren Ertragsausfällen führt. Zu großen Teilen erfolgt die Forderung nach mehr Abschaltzeiten aus Vorsorgegründen, da wissenschaftliche Erkenntnisse fehlen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über Naturschutz und Landschaftspflege","shortTitle":"BNatSchG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bnatschg_2009"},{"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_ENVIRONMENT_SPECIES","de":"Artenschutz/Biodiversität","en":"Species protection/biodiversity"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012027","title":"Entwurf eines Gesetzes zur 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 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Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 in den Bereichen Windenergie an Land und Solarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"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 die Umweltverträglichkeitsprüfung","shortTitle":"UVPG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/uvpg"},{"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_ENVIRONMENT_SPECIES","de":"Artenschutz/Biodiversität","en":"Species protection/biodiversity"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012721","title":"Anpassung Ausschreibungsmodalitäten E-LKW-Schnellladenetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die EnBW hält den Aufbau eines E-LKW-Initialladenetzes an unbewirtschafteten Raststätten für sinnvoll. Jedoch sollte das Ausschreibungsdesign zugunsten einer marktlichen Lösungen angepasst werden. Zuvorderst plädiert die EnBW für eine freiwillige Anwendung des Durchleitungsmodells und eine marktorientierte Preisgestaltung.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Verkehr\"","en":"Other in the field of \"Transportation\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_INDRASTRUCTURE","de":"Verkehrsinfrastruktur","en":"Infrastructure"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012722","title":"Verabschiedung eines praxisorientierten Kraftwerkssicherheitsgesetzes","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Entwurf eines Gesetzes zur Einführung von Ausschreibungen für gesicherte Kraftwerksleistung (Kraftwerkssicherheitsgesetz)","customDate":"2024-11-22","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]},"description":"Mit dem Kraftwerkssicherheitsgesetz (KWSG) möchte die Bundesregierung zeitnah den Zubau ausreichender disponibler Leistung anreizen. Das soll in zwei Säulen erfolgen: Ausschreibungen für H2-fähige Kraftwerke zur Dekarbonisierung des Stromsektors sowie Ausschreibungen für steuerbare Kapazitäten, die der Versorgungssicherheit dienen sollen. Die EnBW bringt sich in die Konsultation des BMWK zum KWSG mit ihren Positionen ein und führt Gespräche mit relevanten Stakeholdern zum KWSG. ","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_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012799","title":"RED III-Umsetzung Offshore, Realisierungsfristen","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der EU-Erneuerbaren-Richtlinie in den Bereichen Windenergie auf See und Stromnetze und zur Änderung des Bundesbedarfsplangesetzes","printingNumber":"20/11226","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/112/2011226.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-eu-erneuerbaren-richtlinie-in-den-bereichen/310640","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Verlängerung der Realisierungsfrist für Offshore-Windparks nach § 81 Abs. 2 Satz 1 Nr. 5 WindSeeG von 6 auf 12 Monate.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See","shortTitle":"WindSeeG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windseeg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014232","title":"Änderung Bundesbedarfsplangesetz","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Bundesbedarfsplangesetzes","printingNumber":"20/14242","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/142/2014242.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-bundesbedarfsplangesetzes/318749","leadingMinistries":[]}],"draftBillPresent":false,"description":"Möglichkeit zur Umstellung von Erdverkabelung auf Freileitungsbau für neue ausgewählte HGÜ-Leitungen","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über den Bundesbedarfsplan","shortTitle":"BBPlG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbplg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017609","title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der  Richtlinie (EU) 2023/2413 in den Bereichen  Windenergie an Land und Solarenergie","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die EnBW begrüßt prinzipiell, dass die Bundesregierung eine kurzfristige Teilumsetzung der RED III für die Windenergie an Land und somit eine Schließung der Lücke nach Auslaufen der EU-Notfallverordnung anstrebt. Leider kann diese Regelung ohne Einbeziehung der nach dem 19.05.2024 ausgewiesenen Windenergiegebiete aus unserer Sicht nicht die gewünschte Beschleunigungswirkung erzielen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"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":"Verordnung über die Ausarbeitung der Bauleitpläne und die Darstellung des Planinhalts","shortTitle":"PlanzV 90","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/planzv_90"},{"title":"Raumordnungsgesetz","shortTitle":"ROG 2008","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/rog_2008"},{"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_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SPECIES","de":"Artenschutz/Biodiversität","en":"Species protection/biodiversity"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017655","title":"RED III-Umsetzung Offshore","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Gesetz zur Umsetzung der EU-Erneuerbaren-Richtlinie in den Bereichen Windenergie auf See und Stromnetze","customDate":"2025-06-27","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]},"description":"Der Flächenentwicklungsplan soll künftig Beschleunigungsflächen festlegen. Die dafür erforderlichen Anpassungen werden vorgenommen und die Vorgaben der Richtlinie umgesetzt.\r\nFür Vorhaben auf Beschleunigungsflächen werden die Anforderungen an die Genehmigungsverfahren umgesetzt. Die Erleichterungen der Richtlinie zur Umweltverträglichkeits- und artenschutzrechtlichen Prüfung werden umgesetzt.\r\nWeitere Vorgaben der Richtlinie zur Ausgestaltung des Genehmigungsverfahrens wie die Einführung einer Bestätigung der Vollständigkeit werden umgesetzt.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See","shortTitle":"WindSeeG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windseeg"},{"title":"Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz","shortTitle":"NABEG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/nabeg"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SPECIES","de":"Artenschutz/Biodiversität","en":"Species protection/biodiversity"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0018279","title":"Partizipation von Reservekraftwerken am Markt zur Strompreisstabilisierung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der Koalitionsvertrag der Bundesregierung sieht den Einsatz von Reserveanlagen am Markt vor, um eine Stabilisierung des Strompreises zu erreichen. Aus Sicht der Energie Baden-Württemberg sollte dieses Vorhaben nicht umgesetzt werden. Einerseits würde damit ein gravierender Markteingriff mit absehbar deutlich negativen Konsequenzen vorgenommen werden. Andererseits würden damit energiepolitische Vorhaben, wie die Kraftwerksstrategie oder die Einrichtung eines Kapazitätsmarktes, infrage gestellt. Als Konsequenz wäre die zukunftsfähige Neuausrichtung der disponiblen Erzeugung in Deutschland durch den temporären Weiterbetrieb alter Kohleanlagen gefährdet.\r\n","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019241","title":"RED III-Umsetzung THG-Quote im Verkehr","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Referentenentwurf eines zweiten Gesetzes zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungs-Quote","publicationDate":"2025-06-19","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit","shortTitle":"BMUKN","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmuv.de/","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundesumweltministerium.de/gesetz/referentenentwurf-eines-zweiten-gesetzes-zur-weiterentwicklung-der-treibhausgasminderungs-quote","draftBillProjectUrl":"https://www.bundesumweltministerium.de/gesetz/referentenentwurf-eines-zweiten-gesetzes-zur-weiterentwicklung-der-treibhausgasminderungs-quote"}]},"description":"EnBW begrüßt den Referentenentwurf des BMUKN zur Weiterentwicklung und Stabilisierung der Treibhausgasminderungs-Quote im Verkehr. Der vorgeschlagene Instrumentenmix insbesondere hinsichtlich der Betrugsprävention, des Wegfalls der Doppelanrechnung bei fortschrittlichen Biokraftstoffen und dem Wegfall von POME als Erfüllungsoption wird unterstützt. EnBW setzt sich für Anpassungen der Regulierung bei der virtuellen Verflüssigung ein, um ein Level Playing Field mit der heimischen Biomethanproduktion zu gewährleisten.","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":"Verordnung zur Neufassung der Siebenunddreißigsten Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes","shortTitle":"BImSchV 37 2024","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschv_37_2024"},{"title":"Achtunddreißigste Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes","shortTitle":"BImSchV 38 2017","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschv_38_2017"},{"title":"Sechsunddreißigste Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (Verordnung zur Durchführung der Regelungen der Biokraftstoffquote)","shortTitle":"BImSchV 36","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschv_36"},{"title":"Verordnung über Anforderungen an eine nachhaltige Herstellung von Biokraftstoffen","shortTitle":"Biokraft-NachV 2021","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/biokraft-nachv_2021"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Verkehr\"","en":"Other in the field of \"Transportation\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020189","title":"Verbraucherschutz und Netzanschluss im EnWG","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften","printingNumber":"21/1497","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/014/2101497.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsrechts-zur-st%C3%A4rkung-des-verbraucherschutzes-im/324884","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Verbesserung des Gesetzentwurfes hinsichtlich Verbraucherschutz und Netzanschluss","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"},{"code":"FOI_ECONOMY_CONSUMER_PROTECTION","de":"Verbraucherschutz","en":"Consumer protection"}]}]},"statements":{"statementsPresent":true,"statementsCount":21,"statements":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0004303","regulatoryProjectTitle":"Änderung des EnWG bezüglich §13","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/e2/b9/305351/Stellungnahme-Gutachten-SG2405280047.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":"Vorschläge für sinnvolle Ergänzungen des EnWG zur Sicherung der Verfügbarkeit der Netzreserve\r\n\r\nA)\t..Pfad der weisen Voraussicht\":\r\nErweiterung des § 13c Abs. 4 S. 1 EnWG um einen Halbsatz (Ergänzung unterstrichen):\r\n\r\n.,Nimmt der Betreiber der Anlage, deren endgültige Stilllegung nach§ 73b Absatz 5 Satz 7 verboten ist, den Betreiber des Übertragungsnetzes auf Zahlung der Erhaltungsausla­ gen oder der Betriebsbereitschaftsauslagen nach Absatz 3 Satz 7 Nummer 7 und 2 so­ wie Satz 2 in Anspruch, darf die Anlage bis zu ihrer endgültigen Stilllegung ausschließ­ lich nach Maßgabe der von den Betreibern von Übertragungsnetzen angeforderten Sys­ temsicherheitsmaßnahmen betrieben werden; dies gilt nicht für notwendige Kosten, die der Vorhaltung und Herstellung der Betriebsbereitschaft (Betriebsbereitschaftsausla­ gen} nach Absatz 7 Satz 7 Nummer. 7 dienen und die der Anlagenbetreiber zur Erfüllung seiner Verpflichtung aus§ 73b Absatz 5 Satz 7 7 ungeachtet der Markttätigkeit der An­ lage bereits einzugehen hat.\t••\r\n\r\nAber noch zu ergänzen:\r\n1.\tZu den Kosten müsste eine gesonderte Festlegung der BNetzA erfolgen, die zeitlich bereits vor Kostenauslösung Rechtssicherheit schafft [analog oder ergänzend zum Mechanismus nach aktuellem 4 Punkte-Papier betr. Wiederherstellungsmaßnah­ menl.\r\n2.\tDen bisherigen formalen Systemrelevanzperioden vor- und nachlaufende Personal­ kosten sowie Kosten zur Sicherstellung der Kohleversorgung, insbesondere zur Ab­ sicherung der Logistikkette und dem Kauf physischer Kohle) klarstellend ausdrück­ lich zu ergänzen in§ 13c Abs. 1 und Abs. 3 EnWG bzw.§ 13b Abs. 5 S. 11 EnWG und/oder im Begründungsteil eines Änderungsgesetzes.\r\n3.\tIn der Gesetzesbegründung als Grundprämisse des Lösungsweges: Anlagenbetrei­ ber zeigt sehr frühzeitig die endgültige Stilllegung der Anlage an !.\tspätestens je­\r\ndoch bis zum dd.mm.yyyy\"l, damit die Erstattungsfähigkeit von Kosten zur Herstel­ lung der Betriebsbereitschaft dem Grunde nach gegeben ist\tsystemrelevante An­ lage.\r\n\r\nVorteil: Minimalinvasive Änderungen.\r\n\r\nNachteil: Frühzeitige Mitwirkungshandlung des Anlagenbetreibers ist zwingend erfor­ derlich, zugleich aber aufgrund des Greifens der Verpflichtung zur Vorhaltung erst mit Stilllegungsanzeige [damit spätestens ein Jahr vor beabsichtigter Stilllegung) er­ zwingbar. Allerdings kann es dann schon zu spät sein.\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n-En!3W\r\n\r\nB)\tPfad in Anlehnung an systemrelevante Gaskraftwerke\r\nNeu einzufügender§ 13l EnWG, speziell nur für die Vorlaufkosten (Ergänzung unterstri­ chen]:\r\n\r\n../7} Betreiber von Übertragungsnetzen können eine Anlage zur Erzeugung oder Spei­ cherung von elektrischer Energie mit einer Nennleistung ab 50 Megawatt ganz oder teil­ weise als svstemrelevante Anlage ausweisen, soweit eine nicht unerhebliche Einschrän­ kung der Erzeugung von elektrischer Energie dieser Anlage mit hinreichender Wahr­ scheinlichkeit zu einer nicht unerheblichen Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des E/ektrizitätsversorgungssvstems führt. § 73f EnWG bleibt hier­ von unberührt. Die Ausweisung erfolgt in dem Umfang und für den Zeitraum. der erfor­ derlich ist. um die Gefährdung oder Störung abzuwenden. Sie soll eine Dauer von xx Mo­ naten nicht überschreiten. es sei denn. die Svstemrelevanz der Anlage wird durch eine Svstemanalvse des regelzonenverantwortlichen Betreibers eines Übertragungsnetzes für einen längeren Zeitraum nachgewiesen und von der Bundesnetzagentur bestätigt.\r\nDie Ausweisung bedarf der Genehmigung der Bundesnetzagentur. Der Betreiber des Übertragungsnetzes hat den Antrag auf Genehmigung unverzüglich nach der Auswei­ sung bei der Bundesnetzagentur zu stellen und zu begründen. Er hat dem Anlagenbe­ treiber unverzüglich eine Kopie von Antrag und Begründung zu übermitteln. Die Bun­ desnetzagentur hat den Antrag zu genehmigen. wenn die Anlage svstemrelevant im Sinne der Sätze 7 und 2 ist. § 73b Absatz 5 Satz 5 bis 7 ist entsprechend anzuwenden. Die Betreiber von Übertragungsnetzen haben eine Liste mit den svstemrelevanten An­ lage nach Satz 7 aufzustellen. diese Liste. falls erforderlich. zu aktualisieren und der Bundesnetzagentur unverzüglich vorzulegen.\r\n\r\n(2/ Soweit die Ausweisung einer Anlage nach Absatz 7 Satz 4 genehmigt worden ist. sind Betreiber dieser Anlage verpflichtet. die Anlage zumindest in einem Zustand zu erhal­ ten. der eine Anforderung zur weiteren Vorhaltung oder Wiederherstellung der Be­ triebsbereitschaft nach§ 73b Absatz 4 ermöglicht. sowie auf Anforderung des Betrei­ bers eines Übertragungsnetzes die Betriebsbereitschaft der Anlage für Anpassungen der Einspeisung weiter vorzuhalten oder wiederherzustellen. soweit dies nicht technisch oder rechtlich ausgeschlossen ist. Diese Verpflichtung umfasst insbesondere auch nöti­ genfalls längerfristige Dispositionen zur Gewährleistung eines vom zuständigen Über­ tragungsnetzbetreibers definierten Servicelevels der Anlage einschließ/ich entspre­ chender Personalmaßnahmen sowie Kosten zur Sicherstellung der Kohleversorgung. insbesondere zur Absicherung der Logist1kkette und dem Kauf phvsischer Kohle. Fallen bei dem Betreiber der Erzeugungsanlage in diesem Zusammenhang Mehrkosten an. sind diese durch den jeweiligen Betreiber eines Übertragungsnetzes zu erstatten. Be­ stehende und übliche individual- und kollektivarbeitsrechtliche Gegebenheiten des An­ lagenbetreibers sind dabei zu berücksichtigen. Die vorgenannten Kosten des Betreibers von Übertragungsnetzen werden durch Festlegung der Bundesnetzagentur zu einer freiwilligen Selbstverpflichtung der Betreiber von Übertragungsnetzen nach § J J Absatz 2 Satz 4 und§ 32 Absatz 7 Nummer 4 der Anreizregulierungsverordnung in ihrer jeweils geltenden Fassung als verfahrensregulierte Kosten nach Maßgabe der hierfür gelten­ den Vorgaben anerkannt. sofern die Bundesnetzagentur im Wege einer Festlegung nach\r\n§ 2 Ja keine anderen Regelungen getroffen hat. Die Bundesnetzagentur kann zur geeig­\r\nneten und angemessenen Berücksichtigung der bei den Betreibern von Übertragungs­ netzen anfallenden Kosten in den Netzentgelten Festlegungen nach§ 27a treffen. Dabei kann sie auch von Regelungen in Rechtsverordnungen. die auf Grund des§ 27a oder des\r\n§ 24 dieses Gesetzes in der bis zum Ablauf des 28. Dezember 2023 geltenden Fassung erlassen wurden. abweichen oder ergänzende Regelungen treffen...\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n-En!3W\r\n\r\nAbgrenzung zu§ 13c Abs. 4 S. 1 EnWG in§ 13l EnWG:\r\nKostenerstattung nicht zweigleisig zu§ 13c EnWG [dies in§ 13c EnWG) möglich; Wie­ derholung der Systemrelevanzprüfung /Prüfungsintervalle?  Ab dem in § 13b Abs. [5)\r\nS. 1 bzw. Abs. [4) S. 1. EnWG definierten Zeitpunkt richtet sich die Kostenerstattung aus­ schließlich nach§ 13c EnWG. Unter dem neuen Pfad ausgelöste Kosten sind dabei zwin­ gend 1:1 in das Kostenregime nach § 13c EnWG zu überführen.\r\n\r\nNachlaufende Kosten betrachten nach finaler Stilllegung in§ 13c! Vorteil: Eigenständiges Erstattungsregime.\r\nNachteil: Weitere Regelungen. Geltungsreihenfolge zu § 13b/§ 13c/ Netzreserveverord­ nung und vor allem§ 13c Abs. 1 S. 1 Nr. 1 lit. a [Wieder-) Herstellungskosten zwingend zu klären.Leerlaufendes§ 13b EnWG?\r\n\r\n\r\nC)\t\tPfad über die Anpassung des § 13b EnWG an den proaktiven Prüfautomatismus wie bei Gaskraftwerken unter Belassung der Anzeigepflicht bei geplanter Stilllegung (zwecks Erhalt der abfol­ genspezifischen Re-Finanzierung)\r\nZu verändernder§ 13b EnWG - neu einzufügende Abs. 7 und 8 [Ergänzung unterstri­ chen):\r\n\r\n(7} Ungeachtet der vorstehenden Absätze und mit Ausnahme von Anlagen zur Erzeu­ gung von elektrischer Energie aus Gas können svstemverantwortliche Betreiber von Übertragungsnetzen Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie mit einer Nennleistung ab 50 Megawatt ganz oder teilweise als svstemrelevante Anla­ gen ausweisen. soweit die Voraussetzungen des Absatzes 2 Satz 2 vorliegen. Die Aus­ weisung erfolgt in dem Umfang und für den Zeitraum. der erforderlich ist. um die Ge­ fährdung oder Störung abzuwenden. Sie soll eine Dauer von xx Monaten nicht über­ schreiten. es sei denn, die Svstemrelevanz der Anlage wird durch eine Svstemanalvse des svstemverantwortlichen Betreibers eines Übertragungsnetzes für einen längeren Zeitraum nachgewiesen und von der Bundesnetzagentur bestätigt. Die Ausweisung be­ darf der Genehmigung der Bundesnetzagentur. Der svstemverantwortliche Betreiber des Übertragungsnetzes hat den Antrag auf Genehmigung unverzüglich nach der Aus­ weisung bei der Bundesnetzagentur zu stellen und zu begründen. Er hat dem Anlagen­ betreiber unverzüglich eine Kopie von Antrag und Begründung zu übermitteln. Die Bun­ desnetzagentur hat den Antrag zu genehmigen. wenn die Anlage svstemrelevant im Sinne der Sätze J und 2 ist. Absatz 5 Satz 5 bis 7 ist entsprechend anzuwenden. Die Be­ treiber von Übertragungsnetzen haben eine Liste mit den svstemrelevanten Anlagen nach Satz 7 aufzustellen, diese Liste. falls erforderlich, zu aktualisieren und der Bun­ desnetzagentur unverzüglich vorzulegen.\r\n\r\n(8)Soweit die Ausweisung einer Anlage nach Absatz 7 Satz 4 genehmigt worden ist (Svs­ temrelevante Marktanlage! sind Betreiber dieser Anlagen verpflichtet. die Anlagen zu­ mindest in einem Zustand zu erhalten. der eine Anforderung zur weiteren Vorhaltung oder Wiederherstellung der Betriebsbereitschaft nach Absatz 4 ermöglicht. sowie auf Anforderung des svstemverantwortlichen Betreibers eines Übertragungsnetzes die Be­ triebsbereitschaft der Anlagen für Anpassungen der Einspeisung weiter vorhalten oder wiederherstellen, soweit dies nicht technisch oder rechtlich ausgeschlossen ist. Diese\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n-En!3W\r\n\r\n\r\nVerpflichtung umfasst insbesondere auch nötigenfalls längerfristige Dispositionen zur Gewährleistung eines vom zuständigen Übertragungsnetzbetreiber definierten Ser­ vicelevels der Anlage einschließlich entsprechender Personalmaßnahmen sowie Maß­ nahmen zur Sicherstellung der Kohleversorgung, insbesondere zur Absicherung der Lo­ gistikkette und dem Kauf phvsischer Kohle! Fallen bei Betreibern der Anlagen nach Satz 7 in diesem Zusammenhang Mehrkosten an. die zudem nicht bereits im Zusam­ menhang mit der Erfüllung seiner Verpflichtung aus§ 49 EnWG und der Verpflichtung aus der Erfüllung von geltenden Verträgen mit dem svstemverantwortlichen Betreiber eines Übertragungsnetzes stehen. sind diese durch den svstemverantwortlichen Betrei­ ber eines Übertragungsnetzes zu erstatten. Bestehende und übliche individual- und kol­ lektivarbeitsrechtliche Gegebenheiten des Anlagenbetreibers sind dabei zu berücksich­ tigen. Die vorgenannten Kosten des svstemverantwortlichen Betreibers von Übertra­ gungsnetzen werden durch Festlegung der Bundesnetzagentur zu einer freiwilligen Selbstverpflichtung der Betreiber von Übertragungsnetzen nach § 7 7 Absatz 2 Satz 4 und§ 32 Absatz 7 Nummer 4 der Anreizregulierungsverordnung in ihrer jeweils gelten­ den Fassung als verfahrensregulierte Kosten nach Maßgabe der hierfür geltenden Vor­ gaben anerkannt, sofern die Bundesnetzagentur im Wege einer Festlegung nach § 27a keine anderen Regelungen getroffen hat. Die Bundesnetzagentur kann zur geeigneten und angemessenen Berücksichtigung der bei den Betreibern von Übertragungsnetzen anfallenden Kosten in den Netzentgelten Festlegungen nach§ 27a treffen. Dabei kann sie auch von Regelungen in Rechtsverordnungen, die auf Grund des§ 27a oder des§ 24 dieses Gesetzes in der bis zum Ablauf des 28. Dezember 2023 geltenden Fassung erlas­ sen wurden. abweichen oder ergänzende Regelungen treffen. ••\r\nAbgrenzung zu§ 13c Abs. (1) bis (6) EnWG:\r\nKostenerstattung nicht zweigleisig möglich; Wiederholung der Systemrelevanzprüfung / Prüfungsintervalle?\tAb dem in§ 13b Abs. (5) S. 1 bzw. Abs. (4) S. 1. EnWG definierten Zeitpunkt richtet sich die Kostenerstattung ausschließlich nach§ 13c EnWG. Unter dem neuen Pfad ausgelöste Kosten sind dabei später zwingend 1:1 in das Kostenregime nach\r\n§ 13c Abs. 111 bis (6) EnWG zu überführen.\r\n\r\nNachlaufende Kosten betrachten nach finaler Stilllegung in§ 13c!\r\n\r\nVorteil: Eigenständiges Erstattungsregime.\r\n\r\nNachteil: etwas sehr umfangreicher§ 13b EnWG. Friktionen, wenn eine systemrele­ vante Marktanlage dann stillgelegt werden soll\taber Geltung bleibt trotzdem. Die Ab­ grenzung zu Marktkosten und Kosten, die der Kraftwerksbetreiber sowieso für die ord­ nungsgemäße Instandhaltung nach§ 49 EnWG hätte, ist mit der Darstellung in nur ei­ nem Satz ..sportlich\"\tÖffnung für Festlegungskompetenz der BNetzA, will/ wird sich BNetzA an dieses Thema „trauen\"?\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-05-21"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0004304","regulatoryProjectTitle":"Änderungen am Gesetzentwurf der Bundesregierung zur Umsetzung der EU-Erneuerbaren-Richtlinie","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/54/51/305353/Stellungnahme-Gutachten-SG2406030050.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":"Die RED III ist eine notwendiger europäischer Rechtsakt, welcher der Harmonisierung dient und hilfreiche Beschleunigungen vorsieht. Grundsätzlich begrüßen wir den vorliegenden Entwurf zur Umsetzung der RED III für Offshore-Wind und Netze. Zusammen mit den RED III Umsetzung für Windenergie an Land und Solarenergie, dem Solarpaket I sowie der Einigung zum Bundesimmissionschutzgesetz (BImSchG) sind im laufenden Jahr zahlreiche Regelungen auf den Weg gebracht bzw. abgeschlossen worden, die wir insge- samt positiv bewerten.\r\nMit Blick auf Offshore-Windenergie gilt grundsätzlich, dass WindSeeG und EnWG einen guten Rechtsrah- men bieten, es aber weiterhin umfangreichen Änderungsbedarf gibt, um den Erfordernissen eines gere- gelten Ausbaus hin zu 70GW installierter Leistung Offshore-Windenergie bis 2045 gerecht zu werden. Das ursprüngliche WindSeeG 2016 wurde unter den Voraussetzungen seinerzeit gestaltet, die sich inzwischen geändert haben. Den Dialog über den weiteren Anpassungsbedarf müssen wir zeitnah nach den Ergebnis- sen der diesjährigen Ausschreibungen beginnen und koordiniert führen. Für die EnBW steht hier bekann- termaßen die Akteursvielfalt im Vordergrund, die durch eine Zuschlagsbegrenzung („one lease per bid- der“) also einer Änderung im Auktionsdesign besser bewahrt werden könnte. Offen ist zudem eine Reihe weiterer spezifischer Regelungen. Im größeren Rahmen wird mit den Umsetzungen der europäischen Vor- gaben zum Strommarktdesign die Gestaltung zukünftiger Förderregime gestaltet. Nicht zuletzt sollen mit der Umsetzung des Net-Zero Industry Acts (NZIA) industriepolitische und weitere Ziele erreicht werden\r\nu.a. mithilfe von Präqualifikations- bzw. nicht-preislichen Anforderungen in Auktionen. Die vorgenannten Bereiche werden in der Anhörung nicht direkt berührt, ihre Nennung illustriert hier aber die umfangrei- chen und hochkomplexen Herausforderungen, denen wir uns im Offshore-Windbereich regulatorisch ge- genübersehen.\r\n\r\n\r\nUnabhängig der europarechtlichen Vorgaben zur Einführung von Beschleunigungsflächen, stellt sich die Frage, ob die Errichtung von Offshore-Windparks (OWP) überhaupt weiter beschleunigt werden kann. Es bleibt im Offshore-Bereich bei der bekannten Abhängigkeit von OWP und Netzanbindung: der OWP benötigt als Einspeisevoraussetzung den Netzanschluss; auch der Netzanschluss sollte nicht hergestellt werden, be- vor der OWP rechtssicher und technisch sicher hergestellt werden kann.\r\nKurzum lässt sich aus Sicht der EnBW festhalten, dass die Beschleunigungsgebiete – bezogen auf den Offs- hore-Bereich – dem Grunde nach in ihrer jetzigen Ausgestaltung keine Beschleunigung bieten werden und dass das bisher bestehende 5- bzw. 7-Jahre System für voruntersuchte bzw. nicht-voruntersuchte Flächen das maximal mögliche Realisierungsszenario darstellt.\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\r\n \r\nDer Vorliegende Gesetzentwurf sieht vor, dass neue Anträge für Projekte in sogenannten Beschleuni- gungsgebieten, die den festgelegten Anforderungen für Minderungsmaßnahmen gerecht werden, unter anderem von der Notwendigkeit befreit sind, eine Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) sowie eine Ver- träglichkeitsprüfung für Natura2000-Gebiete durchzuführen, wie in Artikel 16a Absatz 3 der RED III vorge- ben.\r\nZiel der Richtlinie ist die Beschleunigung. Es gibt dabei zu unterscheiden 1. Genehmigungsbeschleuni- gung und 2. die beschleunigte Inbetriebnahme der OWP. Letzteres ist das vorrangige Ziel und das wird durch den Gesetzentwurf in dieser Form nicht erfüllt.\r\nGemäß der RED III ist vorgesehen, dass bei Genehmigungsverfahren für Offshore-Windenergieprojekte auf den meisten Flächen auf Umweltuntersuchungen verzichtet werden kann. Stattdessen soll eine vorläufige Bewertung der Umweltauswirkungen durch ein sogenanntes „Screening“-Verfahren erfolgen. Projektträ- gern sollte zudem die Möglichkeit geboten werden, auf freiwilliger Basis zusätzliche Umweltunterlagen einzureichen, was bereits in der Gesetzesbegründung vorgesehen ist (siehe BT-Drs. 20/11226, S. 57). Um Rechtssicherheit zu gewährleisten, ist es sinnvoll, die Option der Einreichung zusätzlicher Umweltun- terlagen durch den Projektträger direkt in den Gesetzestext aufzunehmen.\r\nDiese Regelung würde keine Verzögerungen bewirken, sondern stellt vielmehr eine Verbesserung des Verfahrens dar. Die behördlichen Prüflasten in diesem Verfahrensschritt lassen sich durch optionale Um- weltunterlagen reduzieren. Die Informationen aus einer Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) liefern den Behörden eine zusätzliche Basis für ihre Entscheidungen. Zudem erfordert eine fundierte Investitions- entscheidung für uns als Unternehmen eine möglichst sorgfältige Untersuchung der Umweltauswirkun- gen.\r\nAuf den ersten Blick erscheint es widersprüchlich, den Wegfall der UVP für Windenergie auf See abzu- lehnen und ihn gleichzeitig bei Wind an Land und Solar zu befürworten. Wir weisen hierbei auf die Notwen- digkeit zur Technologiedifferenzierung hin. Wind an Land und Solar treffen auf einen anderen Rechts- raum und haben jeweils wieder höchst Unterschiedliche spezifische Eigenschaften und Anforderungen. (Diese Begründung gilt analog für die Umsetzung des NZIA.) Vor diesem Hintergrund hat der Wegfall der UVP deshalb auch unterschiedliche Auswirkungen auf das Ziel der Beschleunigung des Ausbaus.\r\nDie Frage, ob die UVP optional beibehalten werden soll bzw. das Recht des Vorhabensträgers, entspre- chende Unterlagen einzureichen ist in erster Linie eine Frage der Rechtssicherheit. Umweltschutz ist we- sentlich und bleibt weiterhin gewährleistet. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat in ihren Antworten auf die Fragen zur Auktion auch nochmals betont, dass die Umweltmonitorings (Basismonitoring, Baumonito- ring und Betriebsmonitoring) nach „Standard Untersuchung der Auswirkungen von Offshore-Windenergie- anlagen auf die Meeresumwelt“ (StUK 4) weiterhin verpflichtend sind. Diese sind weit umfangreicher als eine UVP.\r\n\r\n\r\nDie EnBW begrüßt ausdrücklich, dass die Anlagen zur Wasserstofferzeugung auf See künftig ebenfalls im\r\n„überragenden öffentlichen Interesse“ stehen werden. Dies ist ein wichtiger Schritt zur zügigen Umsetzung der Wasserstofferzeugung offshore. Auch die Einbindung der Offshore-Elektrolyseure in das Genehmigungs- regime des WindSeeG 2023 und die zentrale Zuständigkeit beim BSH ist aus unserer Sicht eine wichtige Weichenstellung, die dazu beiträgt, die Entwicklung der Wasserstofferzeugung auf See voranzubringen.\r\n \r\n\r\nWir möchten vor diesem Hintergrund allgemein darauf hinweisen, dass wir erwarten, dass der Ausschrei- bungsprozess für die SEN-1 Fläche wieder aufgenommen wird und die Konsultationsergebnisse des vergan- genen Jahres seitens des BMWK weiter kommentiert bzw. umgesetzt werden.\r\n\r\n\r\n\r\nNach Art. 15e Abs. 1 EE-RL können die Mitgliedstaaten Pläne zur Ausweisung spezieller Infrastrukturgebiete für die Umsetzung von Netz- und Speicherprojekten annehmen. Die Bundesregierung sieht in Ihrem Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der EU-Erneuerbaren-Richtlinie in den Bereichen Windenergie auf See und Stromnetze und zur Änderung des Bundesbedarfsplangesetzes die Ausweisung von Infrastrukturgebieten zwar für Netze vor (Artikel 2, §§ 12j, 43n EnWG-Entwurf), aber nicht für Speicherprojekte.\r\nNach dem Vorbild der §§ 12j, 43n EnWG-Entwurf sollte eine Regelung zur Ausweisung von Infrastrukturge- bieten für Großspeicherpeicherprojekte geschaffen werden. Da bei Speicherprojekten nicht in gleicher Weise auf planerische Grundlagen wie den Netzentwicklungsplan und den Flächenentwicklungsplan zurückgegrif- fen werden kann, müssen Regelungen zur Ermittlung geeigneter Potenzialflächen aufgenommen werden. Um nötige Neubauten, Ersatzneubauten, Kapazitätserhöhungen (Erweiterungen) und Modernisierungen zu erleichtern, sollten kurzfristig geeignete Gebiete bestehender Speicheranlagen als Infrastrukturgebiete für Speicherprojekte ausgewiesen werden. Diese Gebiete sollten ergänzt werden um Speicherprojekte, die aus öffentlichen Unterlagen bekannt sind. Dabei können beispielsweise die im Netzentwicklungsplan (§§ 12a ff. EnWG) und im Kraftwerksanschluss-Register (§ 9 KraftNAV) aufgeführten Projekte berücksichtigt werden. Empfehlenswert wäre darüber hinaus die Schaffung eines Antragsverfahrens, durch das Betreiber/Investo- ren Gebiete für geplante Speicherprojekte vorschlagen können.\r\nGenerell ist eine Beschleunigung von Genehmigungsverfahren für Groß(strom)speicher dringend erforder- lich. Insbesondere die Verfahren für Pumpspeicher dauern erheblich zu lang. Das Genehmigungsverfahren für den geplanten Pumpspeicher Atdorf (Südschwarzwald) nahm zum Beispiel bis zum Erörterungstermin 10 Jahre in Anspruch und kostete rund € 80 Mio. Ähnliche Erfahrungen hat EnBW beim Genehmigungsver- fahren für Modernisierung und Ausbau des bestehenden Pumpspeichers Forbach (Nordschwarzwald) ge- macht. Obwohl es keine öffentlichen Einwendungen gab und das Projekt breite Unterstützung vor Ort erfuhr und die oberirdischen Eingriffe in Natur und Landschaft weniger als tausend Quadratmeter in Anspruch nah- men Planung und Genehmigung ebenfalls rund 10 Jahre in Anspruch.\r\nDer Vollständigkeit halber sei erwähnt, dass bislang nur eine Veränderung für das Segment von Speichern als Nebenanlagen von EE-Anlagen vorgesehen ist (z.B. Batteriespeicher als Teil von PV-Freiflächenanlagen). Sie ist Teil des Entwurfs eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 im Bereich Windenergie an Land und Solarenergie und daher an dieser Stelle nicht weiter behandelt.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-06-03"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0004306","regulatoryProjectTitle":"Ergänzung von § 6 EEG um eine Transparenzregelung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ca/cc/305357/Stellungnahme-Gutachten-SG2406140040.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":"Gemeindebeteiligung - Sicherung der Akzeptanzwirkung durch Transparenzregelung\r\nGemeinden werden in der Regel durch die Regelung in § 6 EEG mit 0,2 ct/kWh an den erzeug\u0002ten Strommengen von Wind- und PV-Projekten finanziell beteiligt. Diese Zahlungen dienen der \r\nAkzeptanzförderung vor Ort. Damit die akzeptanzfördernde Wirkung eintritt, müssen die Bür\u0002gerinnen und Bürger wissen, dass diese Zahlungen von den Windparkbetreibern an die Ge\u0002meinde geleistet werden. Sinnvollerweise erhalten die Bürger auch die Information, wohin die \r\nzusätzlichen Einnahmen geflossen sind, um nachvollziehen zu können, wie sie konkret vom \r\nAusbau der Erneuerbaren Energien in ihrer Region profitieren. \r\nAkzeptanzwirkung stärken\r\nNach geltender Rechtslage können die Anlagenbetreiber eine akzeptanzfördernde Veröffentli\u0002chung durch die Gemeinden zu den § 6 EEG-Zahlungen rechtlich nicht einfordern. Die Zahlun\u0002gen müssen nach § 6 Abs. 1 EEG „ohne Gegenleistung“ erfolgen. Es ist daher unsicher, ob An\u0002lagenbetreiber individuell vertraglich eine Pflicht der Gemeinde zur Offenlegung der Zahlun\u0002gen vereinbaren dürfen. \r\nZwar könnten die Anlagenbetreiber schon jetzt selbst die Zahlungen veröffentlichen. Aller\u0002dings verfehlen eigene Veröffentlichungen die Akzeptanzwirkung in mehrfacher Hinsicht: Es \r\nwerden auf dem Gemeindegebiet in aller Regel mehrere Anlagen durch verschiedene Unter\u0002nehmen betrieben. Ohne zentrale Veröffentlichung durch die Gemeinde ist nicht oder nur \r\nschwer erkennbar, wie viel finanzielle Unterstützung die Gemeinde insgesamt durch Wind\u0002und Solarenergie erhält. Außerdem sind Angaben der Unternehmen für skeptische Bürgerin\u0002nen und Bürger meist weniger glaubwürdig als offizielle Nachrichten der Gemeinde. \r\nErgänzung von § 6 EEG um eine Transparenzregelung\r\nDamit § 6 EEG die bezweckte Akzeptanz vor Ort schafft, sollen Bürgerinnen und Bürger nach\u0002vollziehen können, wie viel Geld für welchen Zweck durch Windenergie- und Solaranlagen der \r\nGemeinde insgesamt zugutegekommen ist. Der BDEW schlägt vor, § 6 EEG um eine Transpa\u0002renzregelung zu ergänzen: \r\nFormulierungsvorschlag für einen § 6 Abs. 6 EEG \r\n(6) Die Gemeinden machen bis zum 30. Juni eines Jahres den Umfang, der in dem vorange\u0002gangenen Kalenderjahr nach diesem Paragrafen erhaltenen Zahlungen, aggregiert in ge\u0002eigneter Form öffentlich bekannt. Sie können auch den Verwendungszweck der erhalte\u0002nen Zahlungen mitteilen. Die Länder können durch Rechtsverordnung bestimmen, dass \r\ndie Veröffentlichung auf einem zentralen Veröffentlichungsportal des Landes für alle Ge\u0002meinden erfolgt; dabei müssen mindestens der Gemeindename, die Höhe der jeweils er\u0002haltenen Zahlung und das betroffene Kalenderjahr genannt werden.\r\nGemeindebeteiligung -\r\nSicherung der Akzeptanzwirkung durch Transparenzregelung\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 3\r\nMit der Transparenzregelung werden die Gemeinden zur Veröffentlichung der nach § 6 EEG \r\nempfangenen Zahlungen in ihrem amtlichen Veröffentlichungsblatt und auf ihrer Internetseite \r\nangehalten. Damit kann die Akzeptanzwirkung wesentlich erhöht werden. Für die Bürgerin\u0002nen und Bürger wird verlässlich erkennbar, in welchem Gesamtumfang die Gemeinde von der \r\nStromerzeugung aus Wind- und Solarenergie finanziell profitiert. Durch die Angabe des vorge\u0002sehenen Verwendungszwecks können die Bürgerinnen und Bürger zudem nachvollziehen, wel\u0002che Vorteile sie konkret dadurch haben. \r\nDie gesetzliche Regelung schafft praxistauglich klare Verhältnisse für Anlagenbetreiber und \r\nGemeinden. Die Veröffentlichung durch die Gemeinden ist durch das schlanke Verfahren un\u0002bürokratisch sichergestellt, ohne dass die auf Grundlage von § 6 EEG geschlossenen Verträge \r\ngeändert werden müssen. Auch den Netzbetreiber treffen keine zusätzlichen Prüfpflichten. \r\nGemeindevertreter, die den Ausbau befürworten, können nun mit „offiziellen Zahlen“ bele\u0002gen, dass der Ausbau Erneuerbarer Energien für die Gemeinde vor Ort sehr vorteilhaft und ein \r\nweiterer Ausbau sinnvoll ist"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-05-12"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012026","regulatoryProjectTitle":"Bundesnaturschutzgesetz (BNatSchG)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/05/68/353609/Stellungnahme-Gutachten-SG2409030016.pdf","pdfPageCount":21,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Diskussionspapier\r\nder EnBW Energie Baden-Württemberg AG\r\nFledermausschutz bei der Genehmigung von \r\nWindenergieanlagen\r\nKarlsruhe/Berlin, 26. August 2024\r\nLobbyregister-Nr. des Deutschen Bundestages: R002297\r\nDiskussionspapier der EnBW AG zum Fledermausschutz bei Genehmigung von WEA\r\nStand: 26. August 2024 2\r\nEinleitung\r\nDie EnBW möchte mit dem vorliegenden Papier einen Diskussionsbeitrag zum Fledermausschutz an \r\nWindenergieanlagen (WEA) leisten. In den vergangenen Jahren haben sich die Abschaltvorgaben für \r\nFledermäuse zunehmend verschärft, was zu deutlich höheren Ertragsausfällen führt. Zu großen Teilen erfolgt \r\ndie Forderung nach mehr Abschaltzeiten aus Vorsorgegründen, da wissenschaftliche Erkenntnisse fehlen.\r\nEine akute Notwendigkeit ergibt sich für uns durch zuletzt erschienene Empfehlungen1\r\n, Diskussionen um die \r\nErstellung von Leitfäden in mehreren Bundesländern2\r\n, Forderungen von Behörden und Gerichtsurteile3\r\n, \r\nwelche erhebliche Folgen für Klimaschutz, Energieversorgung sowie Natur- und Artenschutz hätten, sofern \r\nsie sich in ständiges Verwaltungshandeln niederschlagen. \r\nUnser Diskussionspapier gliedert sich in zwei Teile: Auf die kürzeren Darstellungen der unterschiedlichen \r\nPositionen im ersten, allgemeinverständlichen Teil folgen fachliche Erläuterungen hierzu im zweiten, \r\nwesentlich ausführlicheren Teil. Die Empfehlungen umfassen alle artenschutzrechtlichen Verbotstatbestände, \r\ndie bau-, anlage- oder betriebsbedingt durch WEA in Bezug auf die heimischen Fledermausarten ausgelöst \r\nwerden können und wären insofern als Grundlage für einen Fledermaus-Leitfaden geeignet.\r\nInhaltsverzeichnis\r\nEinleitung.........................................................................................................................................2\r\n1. Kurzdarstellung .........................................................................................................................3\r\n1.1 Voruntersuchungen in Planungsgebieten..........................................................................3\r\n1.1.1 Tötungsverbot gem. § 44 Abs. 1 Nr. 1 BNatSchG.........................................................4\r\n1.1.2 Störungsverbot gem. § 44 Abs. 1 Nr. 2 BNatSchG........................................................5\r\n1.1.3 Zerstörungsverbot gem. § 44 Abs. 1 Nr. 3 BNatSchG...................................................5\r\n1.2 Pauschale Abschaltung ab Inbetriebnahme als Schutzmaßnahme...................................6\r\n1.3 Signifikanzschwellenwert für das betriebsbedingte Tötungsrisiko .....................................6\r\n1.4 Ausgleichsmaßnahmen nach Eingriffsregelung ................................................................8\r\n1.5 Perspektive und Umgang mit unabsichtlichen Tötungen...................................................8\r\n2. Ausführlicher Teil ....................................................................................................................10\r\n2.1 Übertragbarkeit von Untersuchungen am Boden auf den Rotorbereich ..........................10\r\n2.2 Grundlagen zur Bewertung einer potenziell erheblichen Störung....................................11\r\n2.3 Bewertung des Funktionserhalts im räumlichen Zusammenhang und Bewertung \r\nessenzieller Nahrungshabitate....................................................................................................12\r\n2.4 Grundlagen und Belastbarkeit der pauschalen Abschaltung nach BRINKMANN 2011....13\r\n2.5 Signifikanzschwellenwert ................................................................................................14\r\n2.6 Anthropogene Bedrohungen der Fledermausarten .........................................................17\r\nLiteraturverzeichnis ........................................................................................................................20\r\n1\r\n(Dietz, Fritzsche, Johst, & Ruhl, 2024)\r\n2 Dialogprozesse in Rheinland-Pfalz und Thüringen\r\n3 OVG Lüneburg, u.a. Beschluss vom 12.05.2021 – 12 MS 47/12\r\nDiskussionspapier der EnBW AG zum Fledermausschutz bei Genehmigung von WEA\r\nStand: 26. August 2024 3\r\n1. Kurzdarstellung\r\nAlle heimischen Fledermausarten übernehmen wichtige Ökosystemleistungen, indem sie u.a. übermäßiger \r\nAusbreitung von land- und forstwirtschaftlichen Schadinsekten entgegenwirken. Sie haben daher sowohl für \r\ndie Biodiversität als auch die Wirtschaft eine große Bedeutung.\r\nSie zählen zu den sog. streng geschützten Arten4\r\n, wonach für alle Handlungen mit negativen Folgen auf \r\nFledermäuse, wie die Errichtung und der Betrieb von WEA, die potenzielle Auslösung der Verbotstatbestände \r\nnach § 44 Abs. 1 Bundesnaturschutzgesetz (BNatSchG) geprüft werden muss. Zugleich sind sie wie auch viele \r\nandere Arten und die Biodiversität insgesamt bereits heute von den Folgen des Klimawandels erheblich \r\nbetroffen (siehe 2.6).\r\nDer Betrieb von WEA ersetzt den Einsatz fossiler Energien und hat somit auch eine schutzgutunterstützende \r\nWirkung auf Fledermäuse und die Biodiversität. Diese muss bei politisch-gesellschaftlichen Abwägungen \r\nebenso berücksichtigt werden wie auch das überragende öffentliche Interesse am Betrieb der WEA als \r\nregenerative Energiequelle in Bezug auf die Gesundheit und die Sicherheit gem. § 2 Erneuerbare-Energien\u0002Gesetz (EEG). Die Wirkung auf die artenschutzrechtliche Bewertung ergibt sich auch aus Artikel 16f der \r\nErneuerbare-Energien-Richtlinie der EU (RED III), wonach das überragende Interesse auch in Bezug auf Artikel \r\n16 Abs. 1 Buchstabe c Fauna-Flora-Habitat-Richtlinie (FFH-RL) in der Abwägung zu berücksichtigen ist. Die\r\nWirkung des Abwägungsgewichts in andere Fachgesetze wie das BNatSchG und auf das Artenschutzrecht\r\nwurde bereits mehrfach gerichtlich bestätigt.\r\n5\r\n1.1 Voruntersuchungen in Planungsgebieten\r\nVoruntersuchungen im Genehmigungsverfahren sind kein Selbstzweck, sondern müssen einerseits geeignet \r\nsein, alle entscheidungserheblichen Erkenntnisse für eine artenschutzrechtliche Bewertung der \r\nVerbotstatbestände zu liefern, dürfen jedoch andererseits über diesen Zweck nicht hinausgehen. \r\nUntersuchungen „ins Blaue hinein“ sind gem. ständiger Rechtsprechung6 nicht verhältnismäßig und dürfen \r\ndaher auch nicht gefordert werden. Der Umfang der Voruntersuchungen richtet sich also nach dem möglichen \r\nErkenntnisgewinn und muss gleichzeitig verhältnismäßig sein, wobei bereits vorhandene Informationen zu \r\nberücksichtigen sind.\r\nIst es nicht möglich, alle entscheidungserheblichen Erkenntnisse zu gewinnen und auf dieser Grundlage den \r\nEintritt eines Verbotstatbestands mit hinlänglicher Sicherheit nach fachlicher Vernunft (auch unter \r\nBerücksichtigung von Maßnahmen) auszuschließen, so kommt das artenschutzfachlich vorsorgliche worst\u0002case-Prinzip zum Einsatz. Man unterstellt in diesen Fällen, dass bspw. von einer Zerstörung betroffene \r\npotenzielle Fortpflanzungs- und Ruhestätten ohne nachgewiesenen Besatz tatsächlich genutzt werden oder \r\ndass ohne Untersuchung aufgrund artspezifischer Verhaltensweisen und voraussichtlicher Aktivität in \r\nGefahrenbereichen ein signifikant erhöhtes Tötungsrisiko vorliegt.\r\n4 § 7 Abs. 2 Nr. 14 BNatSchG\r\n5 Urteil BVerfG vom 23.03.22 1 BvR 1187/17, OVG Koblenz vom 08.02.2024 1 C 10470/22, OVG Greifswald vom 26.06.24 5 KM 192/24 und 193/24\r\n6 Bspw. Urteil BVerwG vom 09.07.2008, 9 A 14.07\r\nDiskussionspapier der EnBW AG zum Fledermausschutz bei Genehmigung von WEA\r\nStand: 26. August 2024 4\r\n1.1.1 Tötungsverbot gem. § 44 Abs. 1 Nr. 1 BNatSchG\r\nAufgrund der artspezifischen Verhaltensweise der potenziell betroffenen Fledermausarten und der \r\nspezifischen Wirkpfade der Errichtung und des Betriebs von WEA kann es sowohl bau- als auch \r\nbetriebsbedingt zur Auslösung des Tötungsverbots kommen.\r\nBaubedingt kann das Tötungsverbot nur im Zusammenhang mit dem Zerstörungsverbot ausgelöst werden, \r\nindem besetzte Fortpflanzungs- und Ruhestätten inkl. Winterquartiere durch Rodungs- oder \r\nRäumungsarbeiten zerstört werden. Hierzu wird in Kapitel 1.1.3 näher ausgeführt. Tötungen von \r\nFledermäusen durch die Zerstörung geeigneter Überwinterungsquartiere in Bäumen werden dadurch \r\nvermieden, dass sie vor der Rodung auf Besatz geprüft und verschlossen werden, sofern sie unbesetzt sind \r\nund die Rodung nicht mehr als 14 Tage nach der Besatzkontrolle erfolgt. Sind sie besetzt und bleiben bis zur \r\ngeplanten Rodung besetzt, so muss die Rodung verschoben und eine Umsiedlung mit der zuständigen Behörde \r\ngeklärt werden.\r\nBetriebsbedingt können schlaggefährdete Arten, also solche mit entsprechender artspezifischer \r\nVerhaltensweise wie insbesondere Flughöhenverteilung, durch Kontakt mit den drehenden Rotoren der WEA \r\ngetötet werden. Eine standortbezogene Bewertung des betriebsbedingten Tötungsrisikos ist auf Grundlage von \r\nVoruntersuchungen nicht möglich (siehe Kapitel 2.1).\r\nDurch die pauschale Abschaltung (siehe Kapitel 1.2) wird mit hinlänglicher Sicherheit nach fachlicher Vernunft \r\ndieses Risiko hinreichend gemindert, dass die Auslösung des Tötungsverbots hierdurch vermieden wird. Auf \r\nGrundlage einer Erfassung auf Gondelhöhe nach Inbetriebnahme kann eine standortspezifische Anpassung \r\nder Parameter erfolgen (siehe Kapitel 1.3). Dies entspricht u.a. den Vorgaben des § 6 \r\nWindenergieflächenbedarfsgesetz (WindBG) und des Leitfadens von NRW. In NRW wird bereits seit mehreren \r\nJahren entsprechend verfahren, ohne dass dies von einem Gericht in Frage gestellt wurde. Aber auch in den \r\nanderen Bundesländern entspricht es letztendlich der gängigen Praxis7\r\n, da keine Anpassung der pauschalen \r\nAbschaltung in der Form, wie wir sie in Kapitel 1.2 auch empfehlen, auf Grundlage der Voruntersuchungen \r\nerfolgt. Ansonsten würde regelmäßig der Abschaltzeitraum begrenzt und würde nicht die gesamte Spanne \r\nvom 01.04. bis 31.10. umfassen, da u.a. die Migrationsflüge vom Boden aus nicht erfasst werden können (siehe\r\nKapitel 2.1).\r\nWir stellen klar, dass dies einer artenschutzfachlich vorsorglichen Bewertung entspricht. Wir empfehlen dies, \r\nobwohl die einseitige Vorsorge aufgrund des überragenden öffentlichen Interesses am Betrieb der WEA gem. \r\n§ 2 EEG fraglich ist und sich dieses höhere Abwägungsgewicht auch in Schwellenwerten niederschlagen sollte.\r\nWir empfehlen in einer umfassenden Studie die umfänglich vorhandenen Daten aus durchgeführten \r\nGondelmonitorings heranzuziehen, um auf Grundlage einer KI-basierten Auswertung zu untersuchen, ob man \r\nauf dieser Basis standortangepasste pauschale Abschaltungen ableiten kann. In diesem Zusammenhang \r\nmöchten wir darauf hinweisen, dass ein solches Projekt (BATISTA) von einer Kooperation von Fraunhofer IEE \r\nund den größten Projektierern der Branche bereits konzipiert wurde. Leider konnte hierfür 2021/2022 weder \r\nim Rahmen einer Bewerbung als KI-Leuchtturmprojekt für die Energiewende beim Bundesministerium für \r\nWirtschaft und Klimaschutz (BMWK) noch durch eine Initiativbewerbung beim Bundesamt für Naturschutz \r\n(BfN) eine Förderung erreicht werden. Wir empfehlen, diese Idee wieder aufzugreifen. Weiterhin sollten neben \r\nden Zeiten hoher Rufaktivitäten an den WEA-Gondeln die tatsächlichen Kollisionen von Fledermäusen mit\r\nWEA, obwohl technisch anspruchsvoll, untersucht werden, da alle bisherigen Untersuchungen lediglich auf \r\nHochrechnungen von Schlagopfersuchen mit hoher Ungenauigkeit beruhen.8\r\n7\r\n(MLUK Brandenburg, 2023); (MUNV, 2023); (MELUND & LLUR, 2021); (HMUKL / HMWEVW, 2020)\r\n8\r\n(Brinkmann, Behr, & Korner-Nievergelt, 2011); (Behr, Adomeit, Hochradel, & Hurst, 2015); (Behr, Brinkmann, Hochradel, & Mages, 2018)\r\nDiskussionspapier der EnBW AG zum Fledermausschutz bei Genehmigung von WEA\r\nStand: 26. August 2024 5\r\n1.1.2 Störungsverbot gem. § 44 Abs. 1 Nr. 2 BNatSchG\r\nDer Störungstatbestand kann bei WEA aufgrund der vorhabenspezifischen Wirkpfade ausschließlich \r\nbaubedingt bzw. genauer durch erforderliche Rodungsarbeiten ausgelöst werden (siehe auch Kapitel 2.2). \r\nDurch die Vorgaben zur Rodungszeitbeschränkung wird dieser Verbotseintritt für die meisten Vorhaben \r\nvermieden. Gemäß § 39 Abs. 5 Nr. 2 BNatSchG sind bundesweit Rodungen zwischen 01.03.-30.09. nicht \r\nzulässig. Ausnahmen können zugelassen werden, sofern „freikartiert“ werden kann, also der gutachterliche \r\nNachweis erbracht werden kann, dass keine potenziellen Nester oder Quartiere vorhanden oder solche nicht \r\nbesetzt sind.\r\nPotenziell möglich sind noch Störungen von Fledermäusen in Übergangs- und Überwinterungsquartieren. Eine \r\nErheblichkeit von Störungen auf Übergangsquartiere und Überwinterungsquartiere einzelner Individuen ist bei \r\nVermeidung der direkten Zerstörung von potenziellen Quartieren (Kapitel 1.1.3) ausgeschlossen. Im \r\nGenehmigungsverfahren müssen Daten zu bekannten Überwinterungsquartieren von Fledermäusen abgefragt \r\nwerden. Hierdurch kann die erhebliche Störung eines entsprechend relevanten Quartiers vermieden werden. \r\nBefindet sich ein solches im üblichen Wirkradius baubedingter Störungen, so sind entsprechende \r\nBauzeitenregelungen erforderlich. Weitere Voruntersuchungen für das Störungsverbot sind nicht notwendig.\r\nZu aktuellen Diskussionen zu potenziellen betriebsbedingten erheblichen Störungen siehe Kapitel 2.2.\r\n1.1.3 Zerstörungsverbot gem. § 44 Abs. 1 Nr. 3 BNatSchG\r\nDer Zerstörungstatbestand kann durch die Errichtung einer WEA sowohl bau- als auch anlagebedingt \r\nausgelöst werden. Baubedingt durch die Rodung von Bäumen mit Fortpflanzungs- und Ruhestätten (FuR) in \r\nbspw. Baumhöhlen und anlagebezogen durch die Flächeninanspruchnahme der Betriebsflächen und \r\nhierdurch Zerstörung essenzieller Nahrungshabitate, durch deren Wegfall die ökologische Funktion von FuR \r\nverloren geht.\r\nZur Vermeidung baubedingter Zerstörungen von FuR sind alle potenziell geeigneten Quartiere im \r\nEingriffsbereich zu kartieren. In hinreichend lichten Laubbaumbeständen und in Nadelbaumbeständen kann \r\ndies auch in der Vegetationsphase erfolgen. Hierbei wird häufig der Eingriffsbereich um bspw. 50 m gepuffert, \r\num Änderungen des Eingriffsbereichs im Fortlauf des Verfahrens abzudecken.\r\nEntsprechend artenschutzfachlich vorsorglichem worst-case-Prinzip wird unterstellt, dass alle potenziell \r\ngeeigneten Quartiere in bestimmten phänologischen Phasen besetzt werden. Befinden sich entsprechende \r\nStrukturen im Eingriffsbereich, muss entsprechend der Legalausnahme in § 44 Abs. 5 Satz 2 Nr. 3 BNatSchG \r\ngeprüft werden, ob die ökologische Funktion dieser (potenziellen) FuR im räumlichen Zusammenhang erhalten \r\nbleibt. Sind (Forst-)Bereiche mit Bäumen entsprechenden Alters flächig bzw. plausibel ausreichend \r\nvorhanden, so wird der Verbotstatbestand nicht ausgelöst. Hierfür empfehlen wir eine \r\nHabitatpotenzialeinschätzung (HPE) als GIS-Analyse im 1,5 km-Radius um die Eingriffsbereiche (siehe Kapitel\r\n2.3).\r\nSollte der Verlust der ökologischen Funktion im räumlichen Zusammenhang nicht ausgeschlossen werden \r\nkönnen oder verzichtet der Vorhabenträger auf Prüfung der Legalausnahme (worst-case), so sind \r\nentsprechende CEF-Maßnahmen (Maßnahmen zur dauerhaften Sicherung der ökologischen Funktion –\r\ncontinuous ecological functionality) vor der Rodung erforderlich. Für jede geeignete Baumhöhle empfehlen wir \r\nzwei künstliche Quartiere in geeigneten Flächen im 1,5 km-Radius um die Eingriffsflächen und Sicherung \r\nDiskussionspapier der EnBW AG zum Fledermausschutz bei Genehmigung von WEA\r\nStand: 26. August 2024 6\r\ndieser Bäume. Es empfiehlt sich die Verwendung unterschiedlicher Arten von Kästen. Alternativ können auch \r\nkünstliche Baumhöhlen geschaffen werden oder Flächen aus der Nutzung genommen werden. Letzteres sollte \r\njedenfalls in Betracht gezogen werden, falls Habitate mit besonderer Eignung bzgl. Quartieren (bspw. große \r\nDichte alter Laubbäume) betroffen sind. Auch hierfür wird die HPE angewendet (siehe Kapitel 2.3).\r\nHat der Eingriffsbereich eine besondere potenzielle Eignung als Nahrungshabitat, so muss geprüft werden, ob \r\ndurch den Eingriff ein essenzielles Nahrungshabitat derart beeinträchtigt wird, dass hierdurch die ökologische \r\nFunktion von FuR verloren geht. Auch diese Prüfung erfolgt auf Basis der HPE (siehe Kapitel 2.3). \r\nEs sei an dieser Stelle darauf hingewiesen, dass es sich um die artenschutzrechtliche Betrachtung handelt, \r\ndie nicht die Eingriffsregelung gem. § 15 BNatSchG in Bezug auf den Ausgleich von \r\nBiotoppotenzial/Lebensräumen ersetzt. Die hierfür notwendigen Ausgleichsmaßnahmen sind jedoch \r\nmultifunktional mit den CEF-Maßnahmen umsetzbar. So kann bspw. eine Nutzungsaufgabe von Waldflächen \r\nauch zusätzlich als Ausgleichsmaßnahme angerechnet werden.\r\n1.2 Pauschale Abschaltung ab Inbetriebnahme als Schutzmaßnahme\r\nEs ist nicht möglich, auf Grundlage von bodengebundenen Voruntersuchungen das betriebsbedingte \r\nKollisionsrisiko für Exemplare der Fledermausarten zu bewerten (siehe auch Kapitel 2.1). Daher wird aus \r\nVorsorgegründen gem. artenschutzrechtlichem worst-case-Prinzip eine pauschale Abschaltung empfohlen, \r\ndie freiwillig vom Vorhabenträger auf Basis einer nachgelagerten Erfassung im Gefahrenbereich, das \r\nsogenannte Gondelmonitoring, auf eine standortangepasste Abschaltmaßnahme reduziert werden kann.\r\nGrundsätzlich muss die pauschale Abschaltung daher geeignet sein, für jeden Standort das Tötungsrisiko für \r\nFledermausarten zuverlässig unter die Signifikanzschwelle zu senken. Wir empfehlen für die pauschale \r\nAbschaltung die einzig sinnvollen, belastbar ermittelten, abgewogenen und somit rechtssicheren Parameter \r\n(vgl. Kapitel 2.4), wonach von April bis Oktober von Sonnenunter- bis -aufgang abzuschalten ist, wenn zugleich\r\nfolgende Bedingungen erfüllt sind:\r\n- Windgeschwindigkeit: < 6 m/s, gemessen auf Gondelhöhe,\r\n- Temperatur: > 10 °C, gemessen auf Gondelhöhe,\r\n- kein Niederschlag.\r\n1.3 Signifikanzschwellenwert für das betriebsbedingte Tötungsrisiko\r\nSofern sich der Vorhabenträger für eine freiwillige (siehe Kapitel 1.2) nachgezogene Gondelerfassung und die \r\nMöglichkeit der Reduzierung der pauschalen Abschaltung auf eine standortbezogene Abschaltung entscheidet, \r\nwird für die Bewertung des Tötungsrisikos ein Signifikanzschwellenwert benötigt. Aktuell wird zumeist ProBat \r\nals Bewertungsmethode verwendet, das einen absoluten Schwellenwert von „< X Schlagopfern“ benötigt. In \r\nden meisten Fällen bzw. Leitfäden der Bundesländer beträgt dieses X = 2. Aktuelle Vorschläge zur Reduzierung \r\ndieses Werts auf 1 sind fachlich und rechtlich nicht nachvollziehbar. Sie werden unseres Erachtens weder dem\r\n• Artenschutzrecht, wonach kein Nullrisiko gefordert werden kann\r\n• noch dem Umstand, dass man nicht artbezogen auswertet\r\n• noch dem überragenden öffentlichen Interesse am Betrieb von WEA für die Versorgungssicherheit \r\nund Gesundheit (§ 2 EEG)\r\n• noch der schutzgutunterstützenden Wirkung von WEA auf Fledermäuse (siehe auch Kapitel 2.6)\r\nDiskussionspapier der EnBW AG zum Fledermausschutz bei Genehmigung von WEA\r\nStand: 26. August 2024 7\r\n• noch den Erkenntnissen zu Gefährdungen für Fledermausarten und dem Anteil der Windenergie an \r\ndieser Mortalität, der aufgrund des Signifikanzkriteriums artenschutzrechtliche Bedeutung hat (vgl.\r\nKapitel 2.6)\r\ngerecht. \r\nEine solche Reduzierung des Signifikanzschwellenwerts führt zu erheblich höheren Abschaltungen, die dem \r\nKlimaschutz und seiner Bedeutung u.a. auch für Fledermäuse durch Ersatz konventioneller \r\nEnergieerzeugungsformen schaden, den Strompreis erhöhen und zu weiteren Eingriffen führen, da \r\nentsprechende Stromertragsausfälle durch den Bau und Betrieb zusätzlicher WEA kompensiert werden \r\nmüssen. Sie würde sowohl direkt der Beschleunigung des Ausbaus entgegenstehen, da der tatsächliche \r\nStromertrag und nicht die installierte Leistung relevant ist, als auch indirekt, weil man zeitintensiv deutlich \r\nmehr Fläche ausweisen muss und zudem Investitionen in die Windenergie unattraktiver macht. Wir haben \r\nanhand unserer Windparks die Stromertragsverluste mit einem Schwellenwert < 1 berechnet und erhalten \r\ndurchschnittliche Jahresertragsverluste von 6,16 % (Umsatzverluste). Die Zumutbarkeitsschwelle für \r\nAbschaltungen gem. § 45b Abs. 6 BNatSchG wäre in vielen Fällen bereits durch die Fledermausabschaltung \r\nüberschritten.\r\nZu den beträchtlichen Stromertragsverlusten kommen die negativen Auswirkungen auf die \r\nVersorgungssicherheit, da die Abschaltungen nicht gleichmäßig über das Jahr verteilt sind und alle WEA \r\nzeitgleich betreffen. Gleichzeitig liegt während der nächtlichen WEA-Abschaltungen für Fledermäuse die \r\nStromerzeugung aus Photovoltaik bei null. Vereinfacht betrachtet bedeutet die saisonale Abschaltung zwar \r\nStromertragsverluste von 6,16 % pro Jahr, innerhalb des Abschaltzeitraums von April bis Oktober liegen die \r\nVerluste jedoch bei 10,56 %. Bei Betrachtung lediglich der Nächte von April bis Oktober kommt man auf \r\nStromertragsverluste von 25,34 % während dieses Zeitraums. Der Zeitraum von April bis Oktober umfasst 7 \r\nder 12 Monate des Jahres und die Nächte umfassen 10 von 24 Stunden des Tages. So erhält man in etwa Faktor \r\n4. Rein ökonomische Betrachtungen, wie sie leider häufig von Naturschutzseite oder auch bei (Dietz, Fritzsche, \r\nJohst, & Ruhl, 2024) vorgenommen werden, verbieten sich daher unseres Erachtens – auch mit Blick auf die \r\ngewaltigen Folgen der Klimakrise.\r\nEin Signifikanzschwellenwert von X = 1 wird auch der ständigen Rechtsprechung in Bezug auf das \r\nSignifikanzkriterium nicht gerecht, wonach besondere Umstände vorliegen müssen. ProBat berechnet für fast \r\njede WEA ohne Abschaltungen eine Schlagopferzahl von > 2 (gem. Aussage von Fachleuten gibt es wenige \r\nAusnahmen an der Küste; diese Aussage ist für uns derzeit nicht anhand eigener Erfahrungen nachprüfbar), \r\nwas statistische Ursachen hat (v.a. Ungenauigkeit von Schlagopfersuchen). Die Regel ist kein besonderer \r\nUmstand.\r\nDer Signifikanzschwellenwert kann auch aus rein rechtlichen Gründen nicht so gesetzt werden, dass sich \r\ndurch ihn höhere Abschaltungen als bei der pauschalen Abschaltung ergeben (siehe Kapitel 1.2).\r\nDurch eine Erhöhung des Windgeschwindigkeitsgrenzwerts über 6 m/s weitet sich die Abschaltung in den \r\nhöheren Leistungsbereich von WEA (> 6 m/s) aus und der Ertragsausfall steigt exponentiell an. Der zusätzliche \r\nSchutz für Fledermäuse, der hierbei maximal nur sehr wenige Prozent der Rufaktivitäten umfasst, steht in \r\nkeinem Verhältnis zu den deutlich höheren Stromertragsverlusten (siehe Kapitel 2.6).\r\nDiese beiden Wirkungen führen dazu, dass die Zahl zusätzlich benötigter WEA (und ggf. Speicher) mit \r\nzusätzlichen Eingriffen exponentiell ansteigt und nicht linear. Da kein Nullrisiko möglich und auch rechtlich \r\nnicht veranlasst ist, werden hierdurch letztlich mehr Fledermäuse geschlagen, als durch die Ausweitung der \r\nAbschaltung an den einzelnen Anlagen geschützt werden.\r\nDiskussionspapier der EnBW AG zum Fledermausschutz bei Genehmigung von WEA\r\nStand: 26. August 2024 8\r\nIn Kapitel 2.5 machen wir konkrete Vorschläge für Signifikanzschwellenwerte, welche nach bestem Wissen \r\nund Gewissen sachgerecht und rechtmäßig abgewogen wurden.\r\n1.4Ausgleichsmaßnahmen nach Eingriffsregelung\r\nDie Eingriffsregelung (§ 13 ff. BNatSchG) gilt völlig unabhängig vom Artenschutzrecht (§ 44 ff. BNatSchG). Dies \r\nwird häufig bei Analysen von potenziellen Wirkungen außer Acht gelassen. Die Eingriffsregelung dient \r\neinerseits der vorrangigen Vermeidung von erheblichen Beeinträchtigungen von Natur (allgemeiner Grundsatz \r\ngem. § 13 BNatSchG) durch eine Standortwahl mit möglichst geringen Beeinträchtigungen und andererseits \r\ndem Ausgleich oder Ersatz unvermeidbarer Beeinträchtigungen in Form von „Veränderungen der Gestalt oder \r\nNutzung von Grundflächen oder Veränderungen des mit der belebten Bodenschicht in Verbindung stehenden \r\nGrundwasserspiegels, die die Leistungs- und Funktionsfähigkeit des Naturhaushalts oder das Landschaftsbild \r\nerheblich beeinträchtigen können“ (§ 14 Abs. 1 BNatSchG).\r\nFür den Biotopausgleich werden der Bestand sowie die Planung am Standort der WEA entsprechend bilanziert \r\nund das Delta ist auszugleichen oder zu ersetzen. Erhebliche Wirkungen sind bei WEA vor allem anlagebedingt \r\ndie Flächeninanspruchnahme durch Betriebsflächen und Zuwegung. Dies wird im Offenland in der Regel durch \r\nExtensivierung der landwirtschaftlichen Nutzung auf anderen Flächen oder Strukturanreicherung und im Forst \r\ndurch Wiederaufforstung, naturschutzfachlichen Waldumbau und ebenfalls Extensivierung der forstlichen \r\nNutzung ausgeglichen. Von diesen Maßnahmen profitieren viele Tier- und Pflanzenarten inkl. \r\nFledermausarten. Aktuelle Studien ergaben eine reduzierte Fledermausaktivität bestimmter Arten an WEA im \r\nVergleich zu weiter entfernten Flächen (siehe auch Kapitel 2.2). Das entspricht der Eingriffsregelung und es \r\nist folgerichtig, dass am Standort mit den entsprechenden Veränderungen mit erheblicher Beeinträchtigung \r\n(wie Rodung und Versiegelung) die Attraktivität für Fledermäuse verringert ist, in den entsprechenden \r\nAusgleichsflächen aber höher. Daher kann eine solche Wertung nicht losgelöst von der Eingriffsregelung \r\nvorgenommen und eine Meidung unterstellt werden, schon gar nicht im Sinne einer erheblichen Störung.\r\nArtenschutzrechtlich relevant in Bezug auf die Fledermausarten sind ausschließlich erhebliche Störungen, \r\nZerstörungen von Fortpflanzungs- und Ruhestätten (wozu auch für deren Funktion essenzielle \r\nNahrungshabitate gehören) sowie ein signifikant erhöhtes Tötungsrisiko für Exemplare der Art, das nicht nur \r\nbetriebsbedingt, sondern auch baubedingt durch die Zerstörung besetzter Fortpflanzungsstätten ausgelöst \r\nwerden kann.\r\n1.5 Perspektive und Umgang mit unabsichtlichen Tötungen\r\nDas Artenschutzrecht ist europarechtlich so ausgeformt, dass es gesellschaftliche Entwicklung (bspw. bei \r\nerforderlichem Ausbau von Projekten im öffentlichen Interesse) zulässt. Es gibt daher Schwellenwerte für das \r\nTötungsverbot (Signifikanzkriterium) und das Störungsverbot (erhebliche Störung bei Verschlechterung des \r\nErhaltungszustands der Lokalpopulation) und folglich kein Nullrisiko. Europarechtlich wird hierfür statt dem \r\nSignifikanzkriterium das Absichtlichkeitskriterium verwendet, vom Europäischen Gerichtshof (EuGH) aber \r\nvergleichbar zum Bundesverfassungsgericht (BVerfG) definiert. So liegt Absichtlichkeit nicht nur bei aktiv \r\nabsichtlicher Handlung vor, sondern auch, wenn man wissentlich ein hinlänglich sicheres Eintreten einer \r\nVerletzung oder Tötung von Exemplaren der betroffenen Arten in Kauf nimmt. Ist ein Risiko so hoch, dass eine \r\nAbsichtlichkeit in diesem Sinne vorliegt, so kann das Risiko mit Maßnahmen unter die Schwelle gesenkt \r\nwerden.\r\nDiskussionspapier der EnBW AG zum Fledermausschutz bei Genehmigung von WEA\r\nStand: 26. August 2024 9\r\nEbenfalls ist europarechtlich geregelt, wie man unabsichtlichen Tötungen – also dem unterschwelligen Risiko\r\n– begegnet, damit sich durch diese nicht bei statistisch relevanter Wirkung durch bspw. Windkraftausbau (aber \r\nauch Kumulation anderer Vorhabentypen wie Bahngleisen, Straßen usw.) der Erhaltungszustand von \r\ngeschützten Arten verschlechtert. Sogenannte kumulative Wirkungen sind demnach nicht auf Vorhabenebene \r\nrelevant, sondern sollen von den Mitgliedsstaaten fortlaufend überwacht und durch Erhaltungsmaßnahmen \r\n(Artenhilfsmaßnahmen) vermieden werden, vgl. Artikel 12 Abs. 4 FFH-RL. Dieses System müsste es eigentlich \r\nfür alle hierbei relevanten Vorhabentypen geben (Straßen, Forstwirtschaft usw.).\r\nOb die aktuelle windkraftbedingte Mortalität oder eine aus dem Ausbau resultierende potenzielle zusätzliche \r\nMortalität populationsrelevant ist, ist aufgrund der fehlenden Erkenntnisse zu Populationen und \r\nMortalitätsraten und -ursachen reine Spekulation, an der wir uns nicht beteiligen. Eine kumulative \r\nBetrachtung mit dem Ziel einer Bewertung auf Vorhabenebene ist jedenfalls nicht zulässig. Insofern sind \r\nSchwellenwerte gesellschaftlich abzuwägen und entstammen nicht einer Nullwirkungs-/Nullrisiko\u0002Betrachtung, auch in Bezug auf Erhaltungszustände von Populationen geschützter Arten.\r\nFür diese Abwägung ist es erforderlich, dass der Bundesgesetzgeber seiner Überwachungspflicht nachkommt \r\nund in einem ersten Schritt die Mortalitätsursachen von Fledermäusen untersucht (siehe LIFE EUROKITE für \r\nRotmilane). Im nächsten Schritt muss die Mortalitätsrate (auch unter Maßgabe von bspw. Windkraftausbau) \r\npopulationsbiologisch bewertet werden, um effektive Erhaltungsmaßnahmen zu erschließen und umzusetzen.\r\nZuletzt empfehlen wir die Einrichtung einer Arbeitsgruppe nach dem Vorbild der Unterarbeitsgruppe 2 des \r\nUMK-Prozesses, die insbesondere die Studien zur potenziellen Weiterentwicklung der pauschalen \r\nAbschaltung und zum Schwellenwert oder generell zur Bewertung des Tötungsrisikos von Fledermäusen \r\nbegleiten sollte.\r\nDiskussionspapier der EnBW AG zum Fledermausschutz bei Genehmigung von WEA\r\nStand: 26. August 2024 10\r\n2. Ausführlicher Teil\r\n2.1Übertragbarkeit von Untersuchungen am Boden auf den Rotorbereich\r\nEine Korrelation zwischen der Fledermausaktivität am Boden und der Fledermausaktivität im Gefahrenbereich \r\nvon modernen WEA, welcher in aller Regel oberhalb von 50 m und insbesondere in Süddeutschland auch \r\nregelmäßig oberhalb von 80 m über der Geländeoberkante (GOK) liegt, ist nicht sachgerecht. Sie würde u.a. \r\nnicht die nachgewiesene Attraktivitätswirkung von WEA auf Fledermäuse abbilden, welche zu einer höheren \r\nAktivität auf Gondelhöhe führen kann, wie aufgrund der generellen Höhenverteilung der Fledermausaktivität \r\nzu erwarten wäre. Ebenfalls können am Boden hohe Aktivitäten aufgrund von Attraktionswirkungen auftreten, \r\ndie sich nicht auf die Höhe übertragen lassen. Insofern ist es nicht möglich, auf Grundlage der \r\nVoruntersuchungen von der pauschalen Abschaltung abzuweichen. Das trifft einerseits für eine Reduktion der \r\nAbschaltung (bspw. durch Herausnahme von Monaten auf Grundlage geringer Aktivitäten am Boden) zu und \r\nandererseits genauso für eine Ausweitung dieser Abschaltung, die zudem durch die auf worst-case-Annahme \r\nberuhende Begründung auch generell artenschutzrechtlich ausgeschlossen ist. Denn wenn die \r\nstandortangepasste Abschaltung regelmäßig über die pauschale Abschaltung hinausginge, so wären die \r\npauschalen Abschaltparameter folglich nicht als worst-case-Maßnahme geeignet und es bestünde die \r\ngrundsätzliche Annahme, dass WEA mit dieser Abschaltung den Verbotstatbestand auslösen würden.\r\nDie meisten Leitfäden empfehlen Dauererfassungen mit fest installierten Aufnahmegeräten (Batcorder), die \r\nan den geplanten Standorten der WEA sowie an besonderen Strukturen oder auf Referenzflächen am Boden \r\npositioniert werden. Aufgrund der sehr begrenzten Aufnahmereichweite wird hierbei ausschließlich die \r\nAktivität unterhalb der Baumkronen erfasst. Der Gefahrenbereich moderner WEA, der regelmäßig erst bei 80 \r\nm über der GOK beginnt, kann nicht untersucht werden. \r\nMan kann Fledermäuse unterteilen in zum einen (ausschließlich) strukturgebunden jagende Arten, die vor \r\nallem entlang von Baumreihen und sonstigen markanten Strukturen jagen und zum anderen (auch) im freien \r\nLuftraum jagende oder generell auch in der Höhe agierende Arten, die folglich aufgrund ihrer artspezifischen \r\nVerhaltensweise überhaupt nur in den Gefahrenbereich von WEA gelangen. Diese Arten nennt man in Leitfäden \r\nwindenergiesensibel, weil sie von betriebsbedingter Tötung durch die drehenden Rotoren betroffen sein \r\nkönnen, die anderen Arten nicht. Durch die Aufnahmen am Boden werden vor allem die am Boden jagenden \r\nArten und Individuen erfasst. Zusätzlich kann es zu Unterschätzungen bestimmter Arten kommen, da \r\nFledermausarten mit unterschiedlicher Lautstärke rufen und daher diese Rufe unterschiedlich gut und weit \r\nerfasst werden können. Es kann durch reine Bodenerfassungen auch nicht auf die vorkommenden \r\nkollisionsrelevanten Arten geschlossen werden oder deren Anteil an den potenziell betroffenen Exemplaren \r\nbestimmt werden. So kann an einem Standort bspw. am Boden keine einzige Rauhautfledermaus oder nur \r\nwenige Rufe erfasst werden, die Erfassung auf Gondelhöhe bildet demgegenüber jedoch Migrationsereignisse \r\nder Rauhautfledermaus im Frühjahr und/oder Herbst ab. Andererseits könnte die Untersuchung am Boden \r\naufgrund naher Quartiere eine hohe Aktivität von Großen Abendseglern erfassen, die dann jedoch nur in \r\ngeringem Maße am Standort in der Höhe jagen.\r\nDiese Ausführung zeigt auf, dass Bodenuntersuchungen für die Bewertung des Kollisionsrisikos ungeeignet \r\nsind. Dies wird in aller Regel in der Praxis durch die zuständigen Naturschutzbehörden bereits berücksichtigt, \r\ndie große Mehrzahl der Leitfäden berücksichtigt dies jedoch nicht. Nahezu alle Neuplanungen gehen mit der \r\nunangepassten pauschalen Abschaltung in Betrieb, so dass „ins Blaue” untersucht wurde, also durch die \r\nBodenuntersuchungen keinerlei entscheidungserhebliche Erkenntnisse erlangt wurden. Wir empfehlen mit \r\nDiskussionspapier der EnBW AG zum Fledermausschutz bei Genehmigung von WEA\r\nStand: 26. August 2024 11\r\nNachdruck, dass man zu diesem Stand der Technik zurückkehrt bzw. diesen auf Bundesebene, am besten \r\ngesetzlich, festlegt.\r\nDie Erfahrung aus unzähligen Genehmigungsverfahren hat gezeigt, dass die Aktivität im Gefahrenbereich der \r\nWEA durch Voruntersuchungen am Boden nicht belastbar prognostiziert werden kann. Dies würde im Regelfall \r\nsowohl zu zeitweisen erheblichen Über- als auch Unterschätzungen der Aktivität führen. Daher werden in \r\nForm einer worst-case-Betrachtung mehrere Annahmen getroffen:\r\n- es gibt keine Standorte in Deutschland ohne Fledermausaktivität;\r\n- aufgrund der artspezifischen Verhaltensweise kann es daher auch an jedem Standort zu regelmäßiger \r\nund deutlich erhöhter Aktivität von schlaggefährdeten Arten im Gefahrenbereich kommen;\r\n- es kann durch aktuell mögliche Voruntersuchungen am Boden für keinen WEA-Standort hinlänglich \r\nsicher ausgeschlossen werden, dass hierdurch das Tötungsrisiko für betroffene Exemplare so hoch \r\nist, dass der Verbotstatbestand ausgelöst wird.\r\nVor kurzem haben wir als EnBW eine Gerichtsentscheidung eines Oberverwaltungsgerichts bzgl. einer \r\naufschiebenden Wirkung gegen uns erhalten. Wir hatten für ein Repoweringprojekt eine Bodenuntersuchung \r\nan den neuen Standorten durchgeführt. Die Behörde ordnete auf Grundlage dieser Untersuchungsergebnisse \r\nan, dass die alten Bestandsanlagen abzuschalten wären. Es wurde somit auf Grundlage der \r\nBodenuntersuchungen darauf geschlossen, dass eine erhöhte und regelmäßige Aktivität von Fledermausarten \r\nim Gefahrenbereich der WEA auftritt. Die Abschaltung wurde von Behörde und Gericht nicht für die gesamte \r\nZeit von April bis Oktober angeordnet, sondern lediglich für einen Teil dieses Zeitraums. Somit geht die \r\nzuständige Fachbehörde davon aus, dass eine artenschutzrechtliche Bewertung des Kollisionsrisikos in der \r\nHöhe der Rotoren auf Grundlage der Bodenuntersuchungen vollumfänglich möglich ist. Ein solches Vorgehen \r\nist weder dem Fledermausschutz noch dem Windkraftausbau förderlich.\r\nWenn jedoch festgelegt werden sollte, dass als „Stand der Technik” – also regelhaftes Verwaltungshandeln -\r\neine solche Bewertung möglich ist, dann können folglich Neuprojekte mit verkürzten pauschalen \r\nAbschaltzeiten in Betrieb gehen. Eine aufwändige Erfassung in Gondelhöhe kann dann auch nicht gefordert \r\nwerden, weil ein Monitoring nur bei Prognoseungenauigkeiten erforderlich wäre, die bei einem festgelegten \r\nStand der Technik nicht vorliegen. Für den Ertrag von Neuplanungen von Windparks wäre so eine \r\nVorgehensweise mitunter positiv, wobei es wiederum die Genehmigungsverfahren durch die Zeit für \r\nBodenuntersuchungen verlängern würde. Darunter würde vor allem aber das Repowering von Bestandsparks \r\nleiden, weil man mit Abschaltungen rechnen muss, sobald untersucht wird. Repowering ist jedoch aufgrund \r\nder regelmäßig höheren rotorfreien Zone und der Abschaltung für Neuplanungen auch für Fledermäuse \r\nförderlich.\r\n2.2Grundlagen zur Bewertung einer potenziell erheblichen Störung\r\nAuf der Basis teils neuer Studien wird zuletzt intensiv diskutiert, ob WEA anlage- oder betriebsbedingt bei \r\nFledermäusen zu einer Meidewirkung führen würden. Diese vermeintliche Wirkung wird wiederum teilweise \r\nmit einer erheblichen Störung gem. § 44 Abs. 1 Nr. 2 BNatSchG gleichgesetzt. Dem widersprechen wir in aller \r\nDeutlichkeit.\r\nDie Studien zeigten ein tendenziell geringeres Aktivitätsniveau von kleinräumig jagenden Fledermausarten \r\nnahe an WEA im Vergleich zu Flächen in größerer Entfernung zu diesen. Selbst wenn es sich um eine statistisch \r\nsignifikante Wirkung handeln würde, so würde es sich nicht um eine erhebliche Störung – somit \r\nartenschutzrechtlich ein Verbotstatbestand – handeln, da dieses kleinräumige Meideverhalten keine \r\nDiskussionspapier der EnBW AG zum Fledermausschutz bei Genehmigung von WEA\r\nStand: 26. August 2024 12\r\nVerschlechterung des Erhaltungszustands der Lokalpopulation bewirken würde. Eine sehr kleinräumige \r\nReduktion der allgemeinen Aktivität im Umfeld einer WEA kann nach fachlicher Vernunft keine solche Wirkung \r\nverursachen und dies entspricht auch nicht der Bewertung des Störungstatbestands bei anderen \r\nVorhabentypen.\r\nAllgemeine Lebensraumentwertungen im Sinne von Veränderungen des Naturhaushalts (bspw. \r\nanlagebedingte Flächeninanspruchnahme) werden stets über die Eingriffsregelung betrachtet und \r\nausgeglichen. Eine Reduktion faunistischer Aktivität im Bereich des Eingriffs wird hierbei selbstverständlich \r\nerwartet und vorausgesetzt. Es wurde also lediglich eine bereits unstrittige Wirkung nachgewiesen. \r\nDemgegenüber erhöht sich die faunistische Aktivität im Bereich der Ausgleichsmaßnahmen, die bei Planungen \r\nim Wald vor allem Nutzungsextensivierungen, Waldumbau, Aufforstung und Waldrandgestaltung betreffen. \r\nVon all diesen Maßnahmen profitieren Fledermäuse, aber auch alle anderen standortheimischen Arten.\r\nZuletzt wurde sogar für windenergiesensible Arten, also solchen mit betriebsbedingt potenziell signifikant \r\nerhöhtem Tötungsrisiko, eine Meidewirkung unterstellt. Davon abgesehen, dass keine bekannte Studie sicher \r\nauf eine solche Meidung schließen lässt, ist es unsachlich, einer Art eine deutlich erhöhte Aktivität in einem \r\nbestimmten Bereich und zugleich eine Meidung dieses Bereichs zu unterstellen und das, obwohl die \r\nAttraktionswirkung von WEA auf diese Arten aus unserer Sicht evidente Erkenntnis ist. Ansonsten hätte der \r\nbetriebsbedingte Tötungstatbestand keine Grundlage und Abschaltungen wären widerrechtlich.\r\nWir sprechen uns für eine Versachlichung der Diskussionen aus: Potenzielle Attraktions- aber auch \r\nMeidewirkungen sollten durch wissenschaftliche Studien weiter untersucht werden. Eine auch nur \r\ntendenzielle Grundlage für die potenzielle Auslösung des Verbotstatbestands der erheblichen Störung liegt \r\nbislang nicht vor.\r\n2.3Bewertung des Funktionserhalts im räumlichen Zusammenhang und Bewertung \r\nessenzieller Nahrungshabitate\r\nEs wird in einer dreistufigen Skala bewertet, ob Flächen keines, ein allgemeines oder ein besonderes Potenzial \r\nfür Quartiere oder als Nahrungshabitat aufweisen. Weist der Eingriffsbereich ein besonderes Potenzial für \r\nQuartiere auf und lässt sich nicht durch Micro-Siting verschieben, so sollte eine doppelt so große Fläche mit \r\nbesonderem Potenzial im 1,5 km-Radius dauerhaft aus der Nutzung genommen werden, um die ökologische \r\nFunktion im räumlichen Zusammenhang nachhaltig zu erhalten. Die Entnahme von standortfremden Arten wie \r\nFichten sollte jedoch auch hier zulässig sein, ohne den Bestand zu stark aufzulichten. Besonderes Potenzial\r\nfür Quartiere liegt bei hoher Dichte an stehendem Totholz, Altbäumen und Spechthöhlen vor. Diese Maßnahme \r\nersetzt die sonst übliche Aufhängung von Fledermauskästen.\r\nGeht durch den Eingriff ein allgemeines Quartierpotenzial verloren, so wird geprüft, ob hierdurch mehr als 10 \r\n% der Fläche allgemeiner oder besonderer Eignung im 1,5 km-Radius verloren geht. Ist dies nicht der Fall, so \r\nbleibt die ökologische Funktion im räumlichen Zusammenhang erhalten und es sind keine CEF-Maßnahmen \r\nerforderlich.\r\nFür die Prüfung auf essenzielle Nahrungshabitate wird in einer dreistufigen Skala bewertet, ob Flächen keine, \r\neine allgemeine oder eine besondere potenzielle Eignung als Nahrungshabitat aufweisen. Besondere Eignung \r\nsowohl im Eingriffsbereich als auch im Referenzradius haben bspw. Forstflächen mit naturnaher \r\nArtenzusammensetzung und Altersstrukturierung, Grenzstrukturen wie gestufte Waldränder oder \r\nBaumreihen auf oder entlang extensiv genutzter Flächen, Gewässer, Wildäsungsflächen und artenreiches \r\nDiskussionspapier der EnBW AG zum Fledermausschutz bei Genehmigung von WEA\r\nStand: 26. August 2024 13\r\nGrünland im Waldrandbereich. Es kann Sinn machen, hierbei – sofern möglich – artbezogen vorzugehen. \r\nGrenzstrukturen an Kalamitäten und Schlägen im geschlossenen Forst stellen lediglich kurzzeitige \r\nPionierstadien dar und sollten daher auf beiden Seiten unberücksichtigt bleiben.\r\nGehen durch den Eingriff mehr als 10 % der potenziell besonders geeigneten Flächen für Nahrungshabitate \r\nim 1,5 km-Radius verloren, so wird artenschutzfachlich vorsorglich entsprechend worst-case-Prinzip \r\nunterstellt, dass der Verbotstatbestand ausgelöst ist. Durch sogenanntes Micro-Siting wird der \r\nEingriffsbereich ausreichend verschoben, so dass das 10 %-Kriterium nicht mehr erfüllt ist. Wir weisen darauf \r\nhin, dass dies bei sorgfältiger Planung entsprechend naturschutzrechtlichem Vermeidungsgrundsatz der \r\nEingriffsregelung im Regelfall bereits vermieden sein sollte.\r\n2.4Grundlagen und Belastbarkeit der pauschalen Abschaltung nach BRINKMANN 2011\r\nIn RENEBAT I9 wurden umfassende Korrelationen von Fledermausaktivität mit Windgeschwindigkeit und \r\nTemperatur vorgenommen. Das Ergebnis war, dass erst wenn gleichzeitig die Windgeschwindigkeit unter 6 \r\nm/s und die Temperatur über 10 °C liegt, eine deutlich höhere artenschutzrechtlich relevante \r\nFledermausaktivität in Rotorhöhe auftreten kann. Diese Werte wurden auch bei einer weiteren Studie10\r\nbestätigt, indem man einen sehr großen Datensatz an Höhenerfassungen ausgewertet hat. Ebenfalls wurde in \r\nRENEBAT I gezeigt, dass die Aktivität bereits mit geringen Niederschlagsmengen deutlich abnimmt.\r\nDer Grenzwert für die Windgeschwindigkeit von 6 m/s wurde auch in RENEBAT II11 bestätigt. Demnach wurde \r\nbereits ab 5 m/s im Durchschnitt nur noch 4 % der Aktivität festgestellt. Bei den älteren und somit kleineren \r\nAnlagen in RENEBAT I lag dieser Wert noch bei 15 %. Ab 6 m/s liegen die Werte bei 1 % für neue und 6 % für \r\nalte Anlagen. Seit 2015 werden mit wenigen Ausnahmen12nochmals deutlich höhere Anlagen errichtet, so dass \r\nsich der vertikale Abstand zwischen dem Jagdraum über geeigneten Nahrungshabitaten und dem \r\nGefahrenbereich weiter vergrößert hat. Mit einer Abschaltung ab 6 m/s werden also über 99 % der \r\nFledermausaktivität geschützt.\r\nSomit wurde die Abschaltung nach RENEBAT I mehrmals bestätigt und kein einziges Mal belastbar widerlegt. \r\nVeröffentlichungen mit abweichenden Vorschlägen haben keine Datenbasis und beruhen auf Schätzungen und \r\nHochrechnungen von bspw. Berechnungsergebnissen von ProBat, die hierzu ungeeignet sind, oder wiederum \r\nauf Literaturquellen mit dieser Grundlage. Untersuchungen zu potenziellen populationsbiologischen \r\nWirkungen dieser Abschaltung liegen nicht vor, da neben neueren WEA mit dieser Abschaltung auch andere \r\noder keine Abschaltparameter an älteren und kleineren WEA vorkommen, und sind darüber hinaus auch \r\naufgrund insgesamt fehlender belastbarer Populationsangaben zu Fledermausarten ohnehin nicht möglich. \r\nNeben Bestandsdaten sind auch andere Mortalitätsursachen wie Insektenrückgang, Prädatoren wie Greifvögel \r\nund diverse Säugetiere, Verkehr, anthropogene Fallenwirkungen, Trockenheit sowie klimawandelbedingte \r\nVerlagerung von Verbreitungsgebieten nicht belastbar untersucht, so dass man deren Mortalitätsrate nicht in\r\nein Verhältnis setzen kann.\r\nBei modernen und somit höheren Anlagen würde sich sogar gem. wissenschaftlicher Erkenntnis die \r\nMöglichkeit ergeben, die Vorgaben für Schutzabschaltungen weniger restriktiv zu gestalten. Denn es wurde in \r\nden Studien RENEBAT II und RENEBAT III13 an größeren Anlagen sowohl ein geringerer Aktivitätsanteil bei \r\n9\r\n(Brinkmann, Behr, & Korner-Nievergelt, 2011)\r\n10 (Reichenbach, Brinkmann, & Kohnen et al., 2015)\r\n11 (Behr, Adomeit, Hochradel, & Hurst, 2015)\r\n12 Ausnahmen betreffen zum Beispiel Standorte mit Höhenbeschränkungen aufgrund von Luftfahrt oder Bundeswehrvorgaben oder besonderen \r\nStandorteigenschaften, die niedrige WEA aufgrund von Turbulenzvorgaben erfordern.\r\n13 (Behr, Brinkmann, Hochradel, & Mages, 2018)\r\nDiskussionspapier der EnBW AG zum Fledermausschutz bei Genehmigung von WEA\r\nStand: 26. August 2024 14\r\nhöheren Windgeschwindigkeiten festgestellt als auch weniger Schlagopfer gefunden. Bereits in RENEBAT I (S. \r\n5) wurde über Messungen in unterschiedlicher Luftraumhöhe nachgewiesen, dass die Gesamtaktivität mit \r\nzunehmender Höhe abnimmt und in RENEBAT II (S. 95), dass die Aktivität in zunehmender Entfernung zur \r\nGondel abnimmt (und somit der Radius des Rotors keine lineare positive Korrelation mit dem Kollisionsrisiko \r\nzeigt). Diese Erkenntnisse wurden jedoch bisher nicht vollumfänglich für die pauschale Abschaltung oder die \r\nProBat-Berechnung berücksichtigt.\r\nFolglich entspricht die pauschale Abschaltung zwischen 01.04.und 31.10. von Sonnenuntergang bis \r\nSonnenaufgang bei Windgeschwindigkeiten von < 6 m/s, einer Temperatur > 10 °C sowie kein Regen nach wie \r\nvor dem wissenschaftlichen Erkenntnisstand zur Verminderung des Tötungsrisikos durch Nichtbetrieb bei \r\ndeutlich erhöhten, artenschutzrechtlich relevanten Fledermausaktivitäten in Rotorhöhe, der durch keine \r\nexperimentelle Studie widerlegt wurde und als vorsorglich zu bezeichnen ist. Wenige seither erschienene \r\nAnsätze werten lediglich Literatur aus und entwickeln Thesen ohne Falsifizierung, teils leider auf Grundlage \r\nfalscher Ansätze. Weitere Studien mit einer tatsächlichen Korrelation von Realdaten und somit vergleichbarem \r\nStandard sind seither nicht erschienen.\r\n2.5 Signifikanzschwellenwert\r\nDie pauschalen Abschaltvorgaben (sieheKapitel 1.2 und 2.4) berücksichtigen bereits alle besonderen \r\nAktivitätsphasen der Fledermäuse mit erhöhten Aktivitäten im Gefahrenbereich der WEA und stellen eine \r\neffektive Schutzmaßnahme dar.14 Für das freiwillige Gondelmonitoring zur Anpassung des \r\nBetriebsalgorithmus wird jedoch weiterhin ein Schwellenwert benötigt und zur bundeseinheitlichen \r\nStandardisierung des Artenschutzes in Bezug auf die Artgruppe Fledermäuse ist ein Signifikanzschwellenwert \r\nzwingend erforderlich.\r\nFraglich ist, wann das artenschutzrechtliche Kriterium des „signifikant erhöhten Tötungsrisikos“15 (§ 44 Abs. 1 \r\nNr. 1 BNatSchG) erfüllt ist, wobei das Bundesverwaltungsgericht klar festgestellt hat, dass es für eine solche \r\nAnnahme nicht genügt, „dass einzelne Exemplare etwa durch Kollisionen zu Schaden kommen, noch, dass im \r\nEingriffsbereich überhaupt Exemplare betroffener Arten angetroffen worden sind“16. Eine vollständige \r\nRisikoverringerung durch eine Signifikanzschwelle im Sinne eines Nullrisikos kann mithin ausdrücklich nicht \r\ngefordert werden.\r\nDarüber hinaus ist es ständige Rechtsprechung des Bundesverwaltungsgerichts, dass die Signifikanz des \r\nerhöhten Tötungsrisiko durch eine wertende Betrachtung auszufüllen ist. Es erfolgt hierfür eine Addition des \r\nbetriebsbedingten Tötungsrisikos und des allgemeinen Lebensrisikos zu einem „neuen“ Gesamtrisiko, \r\n\"welches sich nicht nur aus dem allgemeinen Naturgeschehen ergibt, sondern auch dann sozialadäquat sein \r\nkann und deshalb hinzunehmen ist, wenn es zwar vom Menschen verursacht ist, aber nur einzelne Individuen \r\nbetrifft\"17. Das Signifikanzkriterium ist erfüllt und der Verbotstatbestand liegt vor, sofern das „neue \r\nGesamtrisiko“ gegenüber dem allgemeinen Lebensrisiko signifikant erhöht wäre. Zum allgemeinen \r\nLebensrisiko sind auch alle Bestandswindparks zu rechnen. Eine Kumulation von Tötungsrisiken eines \r\nbestimmten Vorhabentyps ist artenschutzrechtlich nicht möglich und wird für keinen Vorhabentyp \r\nvorgenommen. Der Bau und Betrieb von WEA ist im Sinne des Klimaschutzes und wirkt somit \r\nschutzgutunterstützend für den Umweltschutz inkl. Artenschutz und liegt zudem für die Gesundheit und zur \r\nGewährleistung der Energiesicherheit im überragenden öffentlichen Interesse. Die schutzgutunterstützende \r\n14 OVG Münster 8 A 4256/19 vom 20.11.20 und 8A 1183/18 vom 01.03.21; OVG Koblenz 8 A 11958/17 vom 20.09.18; OVG Lüneburg 12 LB 118/16 vom \r\n25.10.18; VGH Mannheim 10 S 1485/21 vom 05.10.22; (MUNV, 2023)\r\n15 BVerwG, Urt. v. 09.07.2008 - 9 A 14.07 -, BVerwGE 131, 274 [301 f.], Rn. 91.\r\n16 Vgl. BVerwG, Urteil vom 9. Juli 2009 - 4 C 12.07 - Buchholz 442.40 § 8 LuftVG Nr. 35 Rn. 42; \r\n17 Beschluss vom 07.01.2020 -BVerwG 4 B 20.19 Rn.5.\r\nDiskussionspapier der EnBW AG zum Fledermausschutz bei Genehmigung von WEA\r\nStand: 26. August 2024 15\r\nWirkung betrifft nicht zuletzt auch die Fledermausarten, die erheblich vom Klimawandel und mit diesem \r\nassoziierten Insektensterben betroffen sind (siehe auch Kapitel 2.6). Er ist somit sozialadäquat, sofern \r\nbeispielsweise keine traditionellen bedeutenden Flugrouten von Fledermäusen den Gefahrenbereich der \r\nRotoren queren oder keine deutlich erhöhte Aktivität im Gefahrenbereich durch bspw. vorhabennahe \r\nbedeutende Vorkommen der kollisionsgefährdeten Arten vorherrscht. Der Betrieb einer WEA, die das \r\nTötungsrisiko von kollisionsgefährdeten Arten nicht signifikant erhöht, ist somit artenschutzrechtskonform \r\nund dies muss bei der Setzung der Signifikanzschwelle beachtet werden. Ein Nullrisiko liegt dann nicht vor \r\nund es kann zu einzelnen Schlagopfern kommen, dies führt jedoch nicht zur Auslösung des \r\nVerbotstatbestands. Diese Restrisiken sind im europarechtlichen Kontext sog. unabsichtliche (als \r\nRechtsbegriff mit Definition durch den EuGH und nicht aktive Handlung) Tötungen, was nicht bedeutet, dass \r\nmit diesen nicht entsprechend artenschutzfachlich umzugehen ist. Dies ist Aufgabe des Mitgliedsstaats und \r\nsomit des Bundesgesetzgebers und der Gesellschaft, jedoch bringen wir uns gerne hierbei ein (siehe Kapitel \r\n2.6).\r\nEs ist somit nicht artenschutzrechtskonform und auch artenschutzfachlich nicht sinnvoll, absolute \r\nSchwellenwerte wie „1 Schlagopfer“ festzulegen. Wie bereits oben dargelegt ist die Betrachtungsebene ein \r\nindividuenbezogenes Lebensrisiko, die Bewertungsebene jedoch nicht. Es gilt nicht, den Tod einzelner \r\nIndividuen mit Sicherheit auszuschließen, da es sich um eine Risikobetrachtung handelt und ein Nullrisiko \r\nnicht möglich ist. Als vereinfachtes Beispiel zur Erläuterung existiert eine isolierte Lokalpopulation des Großen \r\nAbendseglers am Standort einer WEA. In einem Fall besteht sie aus 100 adulten Individuen und in einem \r\nweiteren aus 1 Mio. adulten Individuen. In beiden Fällen kollidieren 2 Große Abendsegler pro Jahr. Im ersten \r\nFall beträgt somit das betriebsbedingte Tötungsrisiko für einzelne Individuen 2 % pro Jahr und im zweiten Fall \r\n0,0002 % pro Jahr. Die Mortalität und somit das allgemeine Lebensrisiko beträgt für den Großen Abendsegler \r\n44 % pro Jahr18 (Lebensdauer somit durchschnittlich 2,27 Jahre). Im ersten Fall wird dieses von 44 % auf 46 % \r\nangehoben und im zweiten Fall von 44 % auf 44,0002 %. In beiden Fällen sollte diese Erhöhung das \r\nSignifikanzkriterium jedenfalls nicht erfüllen. Daher sollten Signifikanzschwellenwerte immer als relativer\r\nWert, also Prozentwert, gesetzt werden. Hilfsweise bietet sich diese Bewertung in Bezug auf die Aktivität auf \r\nGondelhöhe an. Ein Schwellenwert von X % bedeutet somit, dass die Abschaltung 100 - X % der gemessenen \r\nGesamtaktivität abdecken muss, also bspw. bei 1.000 Rufen oder Zeiteinheiten mit Aktivität über das Jahr \r\nmüssen 1000 – (1000 * X %) in Zeiten mit Abschaltung der WEA liegen. Dies erlaubt artenschutzrechtskonforme \r\nund artenschutzfachlich sinnvolle WEA-spezifische Bewertungen des potenziellen Verbotstatbestands.\r\nFolglich ist es nicht möglich, aus einer Schlagopferzahl auf das Tötungsverbot zu schließen, sofern nicht \r\nbekannt ist, wie viele Individuen potenziell betroffen sind. Sie stellt lediglich ein Indiz dar und muss zugleich \r\nmit der Größe der betroffenen Population oder – da unmöglich – behelfsweise mit der Aktivität im \r\nGefahrenbereich abgeglichen werden.\r\nDaher ist nicht nachvollziehbar, warum man einen absoluten Schwellenwert setzen will und erst recht nicht, \r\ndass man aus diesem auch noch Vorgaben für die pauschale Abschaltung ableiten will. Diese sind aus \r\ngeeigneteren relativen Betrachtungen abgeleitet worden. Im Falle der Veröffentlichung des BfN19 soll dies \r\nanscheinend über den Individuenbezug des Tötungsverbots hergeleitet werden, lässt aber neben den oben \r\nausgeführten Problemen zum Nullrisiko zusätzlich außer Acht, dass der Wert nicht artbezogen ist, sondern \r\nsich regelmäßig auf fünf und mehr am Standort vorkommende schlaggefährdete Arten bezieht. Nach dieser \r\nLogik müsste der Wert der Anzahl der am Standort vorkommenden Arten und deren Aktivitätsanteilen \r\nentsprechen und läge folglich deutlich höher. Die Herleitung widerspricht jedoch insgesamt den \r\nartenschutzrechtlichen Grundlagen.\r\n18 (Bernotat & Dierschke, 2021)\r\n19 (Dietz, Fritzsche, Johst, & Ruhl, 2024)\r\nDiskussionspapier der EnBW AG zum Fledermausschutz bei Genehmigung von WEA\r\nStand: 26. August 2024 16\r\nAlle Fledermausarten sind streng geschützt und somit vom Artenschutzrecht umfasst, jedoch unterscheiden \r\nsie sich erheblich sowohl in ihrer Windenergiesensibilität als auch ihrer populationsbiologischen Sensitivität. \r\nDie Sensibilität ergibt sich durch die aus der artspezifischen Verhaltensweise resultierenden Gefahr, mit den \r\ndrehenden Rotoren zu kollidieren. Die Sensitivität wird wiederum durch die Reproduktionsrate, Mortalität \r\n(allgemeines Lebensrisiko), Populationsgröße und letztlich Populationsentwicklung beschrieben.20 Welcher \r\nSignifikanzschwellenwert das Kriterium einer deutlichen sowie sozialadäquaten Erhöhung des Lebensrisikos \r\nerfüllt, sollte daher zwingend artspezifisch abgewogen werden. Hierbei kann man sich an dem sog. \r\nMortalitäts-Gefährdungs-Index (MGI) orientieren. Von den in Deutschland flächig auftretenden \r\nwindenergiesensiblen Fledermausarten liegen Großer Abendsegler, Kleinabendsegler und \r\nMückenfledermaus in der Kategorie III.6 und haben folglich eine mittlere Sensitivität. Zweifarbfledermaus, \r\nBreitflügelfledermaus, Alpenfledermaus und Nordfledermaus liegen bei III.5 und somit hoher Sensitivität. Für \r\nsie sollte folglich ein geringerer Schwellenwert festgelegt werden. Weitere Fledermausarten in den \r\nKategorien hoch und sehr hoch sind nicht windenergiesensibel. Die Rauhautfledermaus liegt in Kategorie III.7 \r\nund somit weniger sensitiv als bspw. die Abendsegler. Die Zwergfledermaus liegt in Kategorie III.8 und ist \r\nsomit mäßig sensitiv. In einigen Naturräumen kann sie als ubiquitär bezeichnet werden und insgesamt sollte \r\nfür sie der höchste Signifikanzschwellenwert festgesetzt werden.\r\nEine Festlegung nach Windenergiesensibilität der Arten halten wir vor dem Hintergrund des aktuellen \r\nevidenten Erkenntnisstands für nicht sinnvoll. Bisher ist die Schlagopferzahl nicht ausreichend in Bezug zur \r\nAbundanz der betreffenden Arten an Standorten untersucht worden. Die statistische Unsicherheit einer \r\nsolchen Setzung wäre zu hoch. Es sind daher weitere Untersuchungen erforderlich, um eine echte Bewertung \r\neines signifikant erhöhten Tötungsrisikos vornehmen zu können. Hierfür sind insbesondere tatsächliche (nicht \r\nhochgerechnete) Schlagopferzahlen in Korrelation zur Abundanz von Individuen einer Art zu erfassen, um das \r\nRisiko bewerten zu können, mit dem ein Individuum einer Art mit einer WEA kollidiert. Technisch ist dies \r\nherausfordernd, aber das einzig sinnvolle Vorgehen.\r\nWir schlagen daher folgende Schwellenwerte zur Diskussion und Hilfestellung für die benötigte Abwägung \r\ndes Bundesgesetzgebers vor:\r\nArt(en) Schwellenwert\r\nRegelmäßige Aktivität von Zweifarbfledermaus, Breitflügelfledermaus, \r\nAlpenfledermaus oder Nordfledermaus bei der Gondelerfassung oder \r\ngroßes Lebensraumpotenzial (siehe 2.4) am Standort\r\n10 % pro Jahr\r\nKeine regelmäßige Aktivität der oben genannten Arten, aber \r\nregelmäßige Aktivität von Großem Abendsegler, Kleinabendsegler, \r\nRauhautfledermaus oder Mückenfledermaus am Standort\r\n15 % pro Jahr\r\nLediglich regelmäßige Aktivität von Zwergfledermaus am Standort 20 % pro Jahr\r\nAbstufungen dazwischen auf Grundlage der gemessenen Aktivität sind möglich. Die Schwellenwerte und \r\nartbezogene Abstufung ergeben sich aus der jeweiligen Sensibilität und Sensitivität der Arten gegenüber \r\nWindenergie.\r\nSollte man bei dem absoluten (ProBat-)Schwellenwert (hilfsweise) bleiben, so schlagen wir vor, dass der \r\nSignifikanzschwellenwert für ProBat als Summe der artspezifischen und abundanzbezogenen Schwellenwerte \r\ngeteilt durch die Anzahl der Arten festgelegt werden sollte. Hierfür bildet man das Produkt aus den folgend \r\n20 (Bernotat & Dierschke, 2021)\r\nDiskussionspapier der EnBW AG zum Fledermausschutz bei Genehmigung von WEA\r\nStand: 26. August 2024 17\r\nvorgeschlagenen Schwellenwerten und der relativen Häufigkeit der jeweiligen Art bei der Gondelerfassung \r\n(siehe Rechenbeispiel unten):\r\nArt(en) ProBat-Schwellenwert\r\nZweifarbfledermaus, Breitfügelfledermaus, Alpenfledermaus und \r\nNordfledermaus\r\n1\r\nGroßer Abendsegler, Kleinabendsegler, Rauhautfledermaus und \r\nMückenfledermaus\r\n3\r\nZwergfledermaus 5\r\nRechenbeispiele:\r\nBei der Gondelerfassung teilt sich die Aktivität auf 40 % Zwergfledermäuse (Z), 30 % Große Abendsegler (G) \r\nund Rauhautfledermaus (R), Kleinabendsegler (K) sowie Zweifarbfledermaus (W) mit jeweils 10 %. Der \r\nSignifikanzschwellenwert wäre folglich standortbezogen:\r\n0,4 ∗ 5 (𝑍) +0,3 ∗ 3 (𝐺)+ 0,1 ∗ 3 (𝑅) + 0,1 ∗ 3 (𝐾) + 0,1 ∗ 1 (𝑊) = 3,6\r\nBei der Gondelerfassung teilt sich die Aktivität auf 40 % Große Abendsegler (G) und jeweils 20 % \r\nZweifarbfledermäuse (W), Breitflügelfledermäuse (B) und Nordfledermäuse (N). Der Signifikanzschwellenwert \r\nwäre folglich standortbezogen:\r\n0,4 ∗ 3 (𝐺) + 0,2 ∗ 1 (𝑊) + 0,2 ∗ 1 (𝐵) +0,2 ∗ 1 (𝑁) = 1,8\r\nSo erhält man einen hilfsweisen relativen Bezug, der eine standortbezogene Bewertung zulässt. Die \r\nBestimmung der Arten aus den Rufdaten ist mit Unsicherheiten behaftet, was jedoch bei \r\nartenschutzrechtlichen Fragestellungen allgemein anerkannt ist. Sollte eine Bestimmung auf Artniveau nicht \r\nmöglich sein und somit eine Zuordnung zu einer Artgruppe erfolgen, so wird der Mittelwert der \r\nSchwellenwerte verwendet (bspw. bei Zwerg- und Mückenfledermaus: 4). Abweichende Mischwerte bei nicht \r\nmöglicher artbezogener Auswertung können fachgutachterlich plausibel begründet herangezogen werden. \r\nBeispielsweise kann gem. obigem Beispiel der Wert der Zwergfledermaus angesetzt werden, wenn ein \r\nVorkommen der Mückenfledermaus gem. Relevanzprüfung unwahrscheinlich ist. Sowohl in der relativen als \r\nauch in der absoluten Setzung eines Schwellenwertes müssen die direkten Ergebnisse des Monitorings \r\nBerücksichtigung finden. Sofern keine relevanten Aktivitäten am Standort zu einem bestimmten Zeitpunkt \r\nvorliegen, sind auch keine Maßnahmen gemäß Artenschutzrecht umzusetzen, da die Erfüllung des signifikant \r\nerhöhten Tötungsrisikos ausgeschlossen werden kann. Dies kann bestimmte Jahreszeiten betreffen, in denen \r\n(noch) keine Aktivität am jeweiligen Standort vorliegt (Randmonate wie z.B. April oder Oktober) oder auch \r\nZeiträume in der Nacht (z.B. keine Aktivitäten von Fledermäusen in der 2. Nachthälfte). Man bewirkt nicht mehr \r\nSchutz für Fledermäuse, wenn man zu Zeiten ohne relevante Aktivität abschaltet.\r\n2.6Anthropogene Bedrohungen der Fledermausarten\r\nWir beschränken uns bei den folgenden Bedrohungen für den Erhaltungszustand der Fledermausarten \r\nausschließlich auf direkte und indirekte anthropogene Faktoren.\r\nGlobal gesehen sind leichte Unterschiede in Gefährdungen für Fledermäuse im Vergleich zu Auswirkungen auf \r\neuropäische oder deutsche Fledermausarten zu erkennen. Insgesamt kommt es jedoch einheitlich zu der \r\nDiskussionspapier der EnBW AG zum Fledermausschutz bei Genehmigung von WEA\r\nStand: 26. August 2024 18\r\nErkenntnis, dass im Vergleich zu anderen Arten der Wissensstand über Populationsgrößen, Gefährdungen \r\nbzw. Verhalten der Fledermausarten eine große Herausforderung für den Schutz der Arten darstellt. \r\nInsbesondere bei diesem Wissensdefizit sollten umfangreiche Vorhaben zu einem objektiven Wissensgewinn \r\nbeitragen. Hierzu bietet das EU LIFE EUROKITE Projekt eine gute Vorlage. Hier wurden über Telemetrie \r\nTodesursachen europäischer Rotmilane ermittelt. Die Forschung zu anthropogenen Bedrohungen für \r\nFledermausarten sollte sich objektiv mit allen Gefährdungen befassen, deren Anteil ermitteln und daraus \r\ngeeignete Hilfsmaßnahmen ableiten.\r\nDie Branche ist sicherlich bereit, hierbei mindestens mit Daten entscheidend zu unterstützen. Insbesondere \r\ndurch – eigentlich nicht zwingend erforderliche – Voruntersuchungen wurden bereits viele Daten erhoben, die \r\nzu Auswertungen bereitgestellt werden können. Anthropogene Gefährdungen (außer Windenergie) für \r\nFledermäuse können folgende sein:\r\n- Habitatverlust (z.B. Nahrungshabitate durch Intensivierung der Landwirtschaft oder Verlust von \r\nQuartieren durch Bau-/Forstwirtschaft)\r\n- Folgen des anthropogen verursachten Klimawandels\r\n- Folgen des anthropogen verursachten Insektensterbens\r\n- Umweltgifte (Insektizide, Holzschutzmittel)\r\n- Störung in Quartieren\r\n- Baumaßnahmen und Sanierungen an Gebäuden\r\n- Verluste durch freilaufende Katzen\r\n- Lichtverschmutzung \r\n- Kollisionen mit Autos oder Bahnen\r\n- Fallenwirkung von anthropogenen Strukturen\r\n- Anthropogen verursachte Bestandszunahme von Prädatoren\r\nHabitatveränderungen stellen bei Fledermäusen ein vielschichtiges Problem dar. Nahrungshabitate werden \r\ndurch intensive Land- und Forstwirtschaft und den Einsatz von Insektiziden beeinträchtigt. Die Forstwirtschaft \r\nwirkt sich hierbei erheblich auf die Alters- und Artenstruktur aus, so dass Waldflächen an Struktur- und \r\nfolglich Artenvielfalt verlieren. Es wurde großflächig auf schnellwachsendes Holz umgestellt, das höheren und \r\nschnelleren Profit ermöglicht. Totholz wird aus Sorge vor Schädlingsbefall häufig beseitigt oder als Brennholz \r\ngesammelt. Der so verursachte Rückgang der Biomasse bei den Insekten hat direkte Auswirkungen auf \r\nFledermäuse, da diese bei heimischen Arten die Hauptnahrungsquelle darstellen. Gleichzeitig leisten \r\nFledermäuse durch Prädation von Schadinsekten entscheidende Ökosystemdienstleistungen. Weitere direkte \r\nAuswirkungen von Habitatveränderungen sind Verluste von Quartieren bzw. Reduzierung des Angebots \r\n(Wochenstuben und Winterquartiere). Hierbei ist zu unterscheiden zwischen Fledermäusen mit Quartieren \r\nüberwiegend in Bäumen und solchen mit Quartieren in und an Gebäuden bzw. Stollen, also ursprünglichen \r\nHöhlenbewohnern. Intensive Forstwirtschaft und fehlende Altwälder mit (stehendem) Totholz stellen eine \r\nGefährdung für Fledermausarten dar, die zumeist auf einen Quartiersverbund angewiesen sind. Der Abriss \r\nalter Gebäude und die Errichtung neuer Gebäude ohne geeignete Strukturen für gebäudebewohnende Arten \r\nreduziert deren Quartiersangebot. Eine positive Maßnahme, die nicht nur der Sicherung von Quartieren dient, \r\nsondern auch für ein umfangreiches Monitoring genutzt werden kann, ist die Installation von Kastenquartieren. \r\nEin Vorbild kann hier die Arbeit von Dr. Torsten Blohm sein, der seit vielen Jahren Kastenquartiere des Großen \r\nAbendseglers betreut. Mit einer artgerechten Installation der Kästen können diese schnell angenommen \r\nwerden. Parallel sollte ein Quartierbetreuer eingesetzt sein. Über ein Monitoring lassen sich \r\nPopulationsentwicklungen über viele Jahre hinweg darstellen und auch Größen abschätzen.\r\nDiskussionspapier der EnBW AG zum Fledermausschutz bei Genehmigung von WEA\r\nStand: 26. August 2024 19\r\nDurch den anthropogen verursachten Klimawandel ergeben sich verschiedene direkte und indirekte \r\nGefährdungen für Fledermausarten global und auch in Deutschland. Es werden sowohl langsame \r\nVeränderungen von Habitaten (Trockenheit, Temperatur) verursacht als auch plötzliche durch verstärkte \r\nExtremwetterereignisse. Fledermäuse benötigen offene Wasserflächen zum Trinken und Jagen. Zu hohe \r\nTemperaturen im ausgehenden Winter lassen sie zu früh vor ausreichender Insektenaktivität aus dem \r\nWinterschlaf erwachen. Weitere indirekte Folgen bilden das hierdurch verstärkte Insektensterben, zuletzt \r\nausgerechnet in naturnäheren Wäldern, aber auch durch veränderte Umweltbedingungen ausgelöste \r\nKrankheiten. Auswirkungen gibt es auch bezüglich der Verbreitung von Fledermausarten, die sich hierdurch \r\nin höhere Breiten verschiebt.\r\nWindenergieanlagen tragen zur Energiewende bei, damit zur Vermeidung des Ausstoßes von CO2 und wirken \r\nsomit der weiteren Beschleunigung des Klimawandels entgegen. Sie haben somit auch eine positive Wirkung \r\nauf Fledermäuse.\r\nDas Insektensterben ist zum Teil ebenfalls auf den Klimawandel zurückzuführen und andererseits auf die \r\nintensive Landnutzung (Habitatveränderungen und Pflanzenschutzmittel). Gem. aktueller Studien geht man \r\nvon einem Biomasseverlust bei den Insekten seit 1989 bis Mitte der 2010er Jahre in Deutschland von bis zu \r\n80% aus21, internationale Studien von einem weltweiten Schrumpfen der Insektenbiomasse in einer \r\nGrößenordnung von 9 % und mehr pro Jahrzehnt seit 199022. Fledermäusen steht somit erheblich weniger und \r\nweiter abnehmend Nahrung zur Verfügung. Der Einsatz von Pflanzenschutzmitteln in der modernen intensiven \r\nLand- und Forstwirtschaft führt nicht nur zu geringerem Nahrungsangebot, sondern kann auch auf \r\nFledermäuse toxisch wirken.\r\nDie weiteren anthropogenen Gefährdungen werden an dieser Stelle nicht näher erläutert. Welchen Anteil die \r\njeweiligen Gefährdungen an der Mortalität bzw. am Erhaltungszustand haben und in welchem Verhältnis sie \r\nzum Individuenverlust an WEA stehen, kann keinesfalls belastbar geschätzt werden.\r\n21 U.a. „Krefelder Studie“ von 2013\r\n22 U.a. (Shah, 2022); (van Klink & Bowler, 2020)\r\nDiskussionspapier der EnBW AG zum Fledermausschutz bei Genehmigung von WEA\r\nStand: 26. August 2024 20\r\nLiteraturverzeichnis\r\nBehr, O., Brinkmann, R., Hochradel, K., Mages, J., Korner-Nievergelt, F., Reinhard, H., Simon, R., Stiller, F., \r\nWeber, N., Nagy, M.:: Bestimmung des Kollisionsrisikos von Fledermäusen an Onshore-Windenergieanlagen \r\nin der Planungspraxis (RENEBAT III), Endbericht des Forschungsvorhabens gefördert durch das \r\nBundesministerium für Wirtschaft und Energie (0327638E), Erlangen/Freiburg/Ettiswil, 2018, unter:\r\nhttps://www.tib.eu/de/suchen?tx_tibsearch_search%5Baction%5D=download&tx_tibsearch_search%5Bcontroller%5D=D\r\nownload&tx_tibsearch_search%5Bdocid%5D=TIBKAT%3A1029993955&cHash=ad63f307ea277426081a0c4ec7e4822e#do\r\nwnload-mark\r\nBehr, O., Brinkmann, R., Korner-Nievergelt, F., Nagy, M., Niermann, I., Reich, M., Simon, R. (Hrsg.):\r\nReduktion des Kollisionsrisikos von Fledermäusen an Onshore-Windenergieanlagen (RENEBAT II), in: Institut \r\nfür Umweltplanung: Umwelt und Raum Bd. 7, Hannover, 2015, unter\r\nhttps://www.repo.uni-hannover.de/bitstream/handle/123456789/285/UuRBd7_gesamt.pdf\r\nBernotat, D., Dierschke, V.: Übergeordnete Kriterien zur Bewertung der Mortalität wildlebender Tiere im \r\nRahmen von Projekten und Eingriffen, 2021, unter\r\nhttps://www.natur-und-erneuerbare.de/fileadmin/Daten/Download_Dokumente/MGI/MGI_I_Grundlagenteil.pdf\r\nBrinkmann, R., Behr, O., Niermann, I., Reich, M. (Hrsg.): Entwicklung von Methoden zur Untersuchung und \r\nReduktion des Kollisionsrisikos von Fledermäusen an Onshore-Windenergieanlagen (RENEBAT I), Göttingen, \r\n2011\r\nDietz, M., Fritzsche, A., Johst, A., Ruhl, N.: Diskussionspapier: Fachempfehlung für eine bundesweite \r\nSignifikanzschwelle für Fledermäuse und Windenergieanlagen, BfN-Schriften 682, 2024, unter:\r\nhttps://bfn.bsz-bw.de/files/1756/Schrift682.pdf\r\nHMUKLV/HMWEVW: Verwaltungsvorschrift (VwV) \"Naturschutz/Windenergie\", Wiesbaden 2020, unter:\r\nhttps://www.staatsanzeiger-hessen.de/asset/secure-link?path=Stanz-Hessen-Ausgabe-2021-01-\r\nv1.pdf&fragment=page%3D13&source=44e488dc-7839-3dc8-88e4-45ca13452b7c\r\nMELUND/LLUR: Standardisierung des Vollzugs artenschutzrechtlicher Vorschriften bei der Zulassung von \r\nWindenergieanlagen für ausgewählte Brutvogelarten. Arbeitshilfe zur Beachtung artenschutzrechtlicher \r\nBelange in Schleswig Holstein, 2021, unter:\r\nhttps://transparenz.schleswig-holstein.de/dataset/40afb470-6694-4b56-b96e-f288c0a5837d/resource/d6011b85-b3a0-\r\n48a0-90bb-9c9423ff78d8/download/arbeitshilfe-endfassung.pdf\r\nMKULNV/LANUV: Leitfaden: Umsetzung des Arten- und Habitatschutzes bei der Planung und Genehmigung \r\nvon Windenergieanlagen in Nordrhein-Westfalen, 2023, unter:\r\nhttps://www.umwelt.nrw.de/system/files/media/document/file/13_11_12_nrw_leitfaden_arten_habitatschutz.pdf\r\nMLUK Brandenburg: Erlass zum Artenschutz in Genehmigungsverfahren für Windenergieanlagen (AGW\u0002Erlass), Potsdam, 2023, unter:\r\nhttps://mluk.brandenburg.de/sixcms/media.php/9/AGW-Erlass.pdf\r\nReichenbach, M., Brinkmann, R., Kohnen, A., Köppel, J., Menke, K., Ohlenburg, H., Reers, H., Steinborn, H., \r\nWarnke, M.: Bau- und Betriebsmonitoring von Windenergieanlagen im Wald, 2015, unter:\r\nhttps://www.arsu.de/template/images/files/WiWa_Abschlussbericht_2015.pdf\r\nDiskussionspapier der EnBW AG zum Fledermausschutz bei Genehmigung von WEA\r\nStand: 26. August 2024 21\r\nShah, K.: A quarter of all known bee species haven't been seen since the 1990s, New Scientist, 2022\r\nVan Klink, R., Bowler, D. E., Gongalsky, K. B., Swenge, A. B., Gentile, A., Chase, J. M.:Meta-analysis reveals \r\ndeclines in terrestrial butincreases in freshwater insect abundances, Science, 2020, unter:\r\nhttps://www.science.org/doi/suppl/10.1126/science.aax9931/suppl_file/aax9931-vanklink-sm.pdf"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-08-30"},{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Wind Onshore: Ausgleich Landschaftsbild\r\n3. Photovoltaik-Freiflächenanlagen: Feldlerche\r\n1. Wind Onshore: Artenschutz\r\nAktueller Stand:\r\n• Deutlich verbesserte Genehmigungszahlen bei Wind Onshore\r\n• Neben anderen positiven Änderungen (z.B. neues Windenergieflächenbedarfsgesetz oder \r\nFestschreibung des überragenden Interesses der Erneuerbaren im EEG) hat dazu auch \r\ndie Novelle des Bundesnaturschutzgesetzes (BNatSchG) 2022 beigetragen. Eine \r\nabschließende Liste mit 15 kollisionsgefährdeten Großvögeln wurde festgelegt.\r\n1a) Greifvögel\r\n• Um das betriebsbedingte Tötungsrisiko von Greifvögeln bewerten zu können, bedarf es \r\neiner wissenschaftlich fundierten Methode zur Bewertung des Kollisionsrisikos. Die \r\nerste hierfür geeignete Methode wäre die Probabilistik (Wahrscheinlichkeitsrechnung).\r\n• Für die Anwendbarkeit der Probabilistik muss dabei zwingend ein konkreter \r\nSchwellenwert festgelegt werden, ab wann ein signifikant erhöhtes Tötungsrisiko \r\nvorliegt. Hierbei muss berücksichtigt werden, dass Greifvögel auch ohne \r\nWindenergieanlagen einem allgemeinen Lebensrisiko ausgesetzt sind (Fressfeinde, \r\nVergiftung, Straßenverkehr, Stromleitungen etc.).\r\n• Der Schwellenwert bildet die Grenze zwischen juristisch unabsichtlicher und\r\nabsichtlicher Tötung (signifikant erhöhtes Risiko) und wird als Erhöhung des schon \r\nbestehenden Sterberisikos eines Vogels im Natur- und Kulturraum durch das geplante \r\nWindenergievorhaben beschrieben.\r\n• Probabilistik ermöglicht – die Festlegung eines Schwellenwerts vorausgesetzt – eine \r\nwissenschaftliche und rechtssichere interpretationsfreie Bewertung im Sinne von Klima\u0002und Artenschutz. Das würde zu einem schnelleren Ausbau der Windenergie ohne\r\nAbsenkung des Schutzniveaus führen. Die Entwicklung der Methode wurde von einer \r\nArbeitsgruppe der Umweltministerkonferenz mit allen Interessengruppen begleitet.\r\n1b) Fledermäuse\r\n• Das Bundesamt für Naturschutz (BfN) hat das sog. Diskussionspapier „Fachempfehlung \r\nfür eine bundesweite Signifikanzschwelle für Fledermäuse und Windenergieanlagen“ \r\nveröffentlicht. Dieses stellt die artenschutzrechtliche Meinung einiger\r\nFledermausfachleute aus dem Naturschutz dar. Es ist nicht abgewogen mit Klimaschutz, \r\nEnergieversorgung etc.\r\nDiskussionspapier der EnBW AG: Arten-/Umweltschutz und Erneuerbare Energien\r\nStand: 23. September 2025 3\r\n• Problem: Das Papier wird von nachgelagerten Ebenen als abgewogen aufgefasst. Untere \r\nNaturschutzbehörden (unter anderem in Niedersachsen und Thüringen) fordern die \r\nAnwendung auf Vorhabenebene. Darüber hinaus hat das Papier zu Verunsicherung in den \r\nNaturschutzabteilungen in den Landesministerien geführt, was wiederum Prozesse zu \r\nFortschreibungen von Leitfäden verzögert.\r\n• Auswirkung: Die Anwendung des BfN-Papiers führt zu ca. 150% mehr Abschaltung im \r\nVergleich zu den im BNatSchG als maximal zumutbar angesetzten 2,5% (auf dann 6,1%) \r\nbei den acht Beispielen, die wir gerechnet haben. Bei uns entfallen bereits jetzt \r\ndurchschnittlich über 90% sämtlicher auflagenbedingter Ertragsverluste auf \r\nFledermausabschaltungen.\r\n• Mehr Abschaltungen bedeuten weniger Stromertrag als angenommen. Es werden also \r\nmehr Windenergieanlagen benötigt, womit noch größere Eingriffe entstehen.\r\n• Hessen und NRW haben bereits erkannt, dass das Papier keine sozialadäquate politische \r\nSetzung ersetzt und Abstand von diesem Papier genommen und offiziell bestätigt, dass es \r\nnicht angewendet werden soll. Der Bund sollte sich dem anschließen.\r\nKernbotschaften:\r\n• Weitere Maßnahmen nötig – sowohl hinsichtlich Greifvögel als auch Fledermäuse\r\n• Greifvögel: Die Probabilistik muss jetzt zeitnah kommen und es muss zwingend ein \r\nSchwellenwert politisch gesetzt werden. Ohne einen solchen ist eine Bewertung nicht \r\nmöglich, was zu Verzögerungen und Gerichtsverhandlungen führt.\r\n• Fledermäuse: Klarstellung, dass die genannten Folgen des BfN-Papiers zu \r\nFledermausschutz nicht betrachtet wurden und es nicht abgewogen wurde mit \r\nKlimaschutz, Energieversorgung und letztlich auch Fledermausschutz. Im besten Fall \r\neinigt man sich auch bei Fledermäusen politisch auf einen bundesweiten Schwellenwert, \r\nwie es auch bei Greifvögeln sinnvoll wäre.\r\n2. Wind Onshore: Ausgleich Landschaftsbild\r\nAktueller Stand:\r\n• Bis zu einem Bundesverwaltungsgerichtsurteil 2024 wurde die Beeinträchtigung des \r\nLandschaftsbildes durch ein Ersatzgeld ausgeglichen.\r\n• Nun soll vorrangig ein Flächenausgleich erfolgen (Aufwertung durch Maßnahmen wie \r\nExtensivierung landwirtschaftlicher Flächen).\r\n• Aufgrund des Urteils benötigt man nun eine Methode, mit der man das Ersatzgeld in einen \r\nFlächenausgleich umrechnen kann.\r\nKernbotschaft:\r\n• Die Berechnung der Höhe des Ersatzgelds sollte bundesweit einheitlich geregelt werden.\r\nAktuell gibt es Unterschiede zwischen den Bundesländern um Faktor 5.\r\nDiskussionspapier der EnBW AG: Arten-/Umweltschutz und Erneuerbare Energien\r\nStand: 23. September 2025 4\r\n3. Photovoltaik-Freiflächenanlagen: Feldlerche\r\nHintergrund:\r\n• Die Feldlerche ist ein ursprünglicher Steppenbewohner und heute Kulturfolger \r\n(Intensivwiesen und Acker). Sie ist (noch) häufig vorkommend, aber aufgrund der \r\nFlurbereinigung und intensivierten Landwirtschaft haben die Bestände stark\r\nabgenommen, so wie bei allen Vögeln des Agrarlandes. Sie hat Lebensraumansprüche für \r\nden Neststandort, die einer „Naturnähe“ widersprechen. Folglich kann man nur entweder \r\netwas für die Feldlerche tun oder für die Biodiversität bei Pflanzen, Insekten und \r\nsonstigen Vögeln.\r\nAktueller Stand:\r\n• Aktuell werden oft Maßnahmen mit zusätzlichem Flächenbedarf außerhalb des\r\nSolarparks gefordert, die quasi ausnahmslos der Feldlerche zugutekommen. Man \r\nunterstellt, dass die Feldlerchen Solarparks wegen der teilweisen Modulbelegung \r\ngenerell meiden würden, was durch unzählige Nachweise widerlegt ist.\r\n• Einen beeindruckenden Nachweis liefert das Monitoring bei unserem Solarpark Weesow\u0002Willmersdorf in Brandenburg. Dort wurde die höchste jemals in Deutschland \r\nvorgefundene Dichte an Feldlerchen kartiert. Die Revierdichte übersteigt die Dichte auf \r\ndem angrenzenden Acker um das 3- bis 7-fache. Dennoch wird von den meisten \r\nFachbehörden weiterhin vorgegeben, dass Feldlerchen Solarparks generell (bzw. mit \r\nAusnahme von Randflächen) meiden würden. Das ist faktisch widerlegt.\r\n• Sinnvoller wäre es stattdessen, Maßnahmen maximal auf Teilflächen innerhalb des \r\nSolarparks umzusetzen und ansonsten Naturnähe anzustreben.\r\n• Bei Beweidung sind keine Maßnahmen notwendig, da hier die Dichte stets deutlich höher \r\nist als auf Acker. Das zeigen alle uns bekannten Monitorings.\r\n• Dadurch würde nicht nur die Biodiversität/Natur profitieren, sondern es würden auch \r\nFlächen geschont und die Flächenkonkurrenz vor allem mit der Landwirtschaft verringert. \r\nAls Nahrungshabitat benötigt die Feldlerche letztendlich auch extensiv bewirtschaftete \r\nFlächen (Samen und Insekten) und ist auf Solarparks (teils massenhaft) nachgewiesen.\r\nKernbotschaften:\r\n• Wir betrachten es als sinnvoll, vorhandene Potenziale zur Förderung der Biodiversität \r\nauszuschöpfen, sofern sie in einem sinnvollen Verhältnis stehen und nicht wiederum dem \r\nPV-Ausbau schaden.\r\n• Wir haben uns hohe naturschutzfachliche Standards für unsere Solarparks gesetzt. Diese \r\nhohen Standards führen in aller Regel zu einer Steigerung der naturschutzfachlichen \r\nWertigkeit im Vergleich zum Bestand (i.d.R. Intensivacker).\r\n• Der unserer Meinung nach überhöhte bis konstruierte Konflikt bzgl. Feldlerche stellt \r\nbundesweit ein großes Problem dar. Es verursacht einen unnötigen volkswirtschaftlichen \r\nSchaden und kann sogar zur Unwirtschaftlichkeit von Projekten führen. Aktuell ist die \r\nBezahlbarkeit der Energiewende großes Thema und durch die Anerkennung der \r\ngenannten Fakten könnten Kosten ohne nachteilige Folgen deutlich reduziert werden.\r\nDiskussionspapier der EnBW AG: Arten-/Umweltschutz und Erneuerbare Energien\r\nStand: 23. September 2025 5\r\n• Es sollte eine Empfehlung des BMUKN (oder ihm zugeordneter Fachbehörden) erfolgen \r\nzu einem sinnvollen Vorgehen im Sinne von Klima- und Naturschutz. Aktuell schadet das \r\nVorgehen beiden Interessen und erhöht zudem die Flächenkonkurrenz zwischen \r\nLandwirtschaft und Erneuerbaren Energien."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-09-23"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012027","regulatoryProjectTitle":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der  Richtlinie (EU) 2023/2413 in den Bereichen  Windenergie an Land und Solarenergie","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/75/e9/353611/Stellungnahme-Gutachten-SG2409030017.pdf","pdfPageCount":9,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nder EnBW Energie Baden-Württemberg AG\r\nzum Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der \r\nRichtlinie (EU) 2023/2413 in den Bereichen \r\nWindenergie an Land und Solarenergie sowie für \r\nEnergiespeicheranlagen am selben Standort\r\nKarlsruhe/Berlin, 30. August 2024\r\nLobbyregister-Nr. des Deutschen Bundestages: R002297\r\nStellungnahme der EnBW AG zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der RED III\r\nin den Bereichen Windenergie an Land und Solarenergie\r\nStand: 30. August 2024 2\r\nZusammenfassung\r\nDie geänderte Renewable Energy Directive (RED III) ist am 20. November 2023 in Kraft getreten. Die \r\nUmsetzung der Richtlinie in nationales Recht bietet die Möglichkeit, die dringend erforderliche \r\nBeschleunigung von Planungs- und Genehmigungsverfahren auf den Weg zu bringen. Dies setzt eine \r\npraxistaugliche und rechtssichere Umsetzung voraus, die sich kohärent und widerspruchsfrei in die \r\nSystematik des vorgefundenen nationalen Regelungsbestands einfügt. Hierbei bietet sich vom Grundsatz \r\nher stets eine 1:1-Umsetzung unionsrechtlicher Vorgaben unter Verzicht auf überschießende nationale \r\nRegelungen an. Dies gilt gemäß dem Grundsatz „never change a running system“ insbesondere in solchen \r\nBereichen, in denen bislang keine nennenswerten Verzögerungsproblematiken festzustellen waren, \r\nnamentlich im Photovoltaik-Bereich.\r\nLeider enthält der vom Bundeskabinett am 24. Juli 2024 beschlossene Gesetzentwurf der Bundesregierung \r\neinige unnötige, nachteilige Regelungen, die der eigentlich intendierten Beschleunigung zuwiderlaufen. Die \r\nfür die Windenergie bei sinnvoller Ausgestaltung grundsätzlich zielführenden Vorgaben für \r\nBeschleunigungsgebiete ergeben bei Photovoltaik-Freiflächenanlagen (PV-FFA) keinerlei Mehrwert. Eine \r\nnationale Umsetzung ist für PV-FFA auch gar nicht zwingend durch die RED III vorgeschrieben und daher \r\nnicht erforderlich. Insbesondere lehnt die EnBW eine Umweltverträglichkeits(vor)prüfung (UVP/UVP-VP) in \r\nGenehmigungsverfahren für PV-FFA ab. Sie ist aufgrund der in Bauleitverfahren durchzuführenden \r\nUmweltprüfung weder erforderlich noch mit Blick auf Rechtssicherheit und Verfahrensbeschleunigung\r\nzielführend.\r\nIm Bereich der Windenergie ist der Ansatz der Beschleunigungsgebiete mit Überprüfung der \r\nUmweltauswirkungen bereits auf Planungsebene zwar grundsätzlich zu begrüßen, allerdings ist die im \r\nGesetzentwurf vorgesehene Prüftiefe derart detailliert, dass diese dem bisherigen \r\nGenehmigungsverfahren in nichts nachsteht. Nicht nachzuvollziehen ist zudem die Definition für \r\nRepowering im Baugesetzbuch, wonach Erleichterungen nur möglich sein sollen, wenn der Abstand \r\nzwischen Bestandsanlage und neuer Anlage maximal dem 2-fachen der Gesamtanlagenhöhe entspricht, \r\nnachdem der zulässige Abstand in der kürzlich beschlossenen Novelle des Bundes\u0002Immissionsschutzgesetzes (BImSchG) gerade erst auf die 5-fache Anlagenhöhe vergrößert wurde.\r\nEbenfalls kritisch sehen wir die Aufblähung des Windenergieflächenbedarfsgesetzes (WindBG) mit nicht\u0002planungsrechtlichen Vorschriften (hier konkret: §§ 6-6c WindBG-E). Erst recht unverständlich ist, warum \r\nim WindBG mit § 6c WindBG-E Vorschriften zur Solarenergie verortet werden sollen. Im Sinne des \r\nkohärenten Einfügens in das bestehende deutsche Anlagenzulassungsrecht sollten Vorschriften zum \r\nGenehmigungsverfahren für Windenergieanlagen im BImSchG und materielle Vorgaben in den jeweils \r\neinschlägigen Fachgesetzen (hier insb. Bundesnaturschutz- und Wasserhaushaltsgesetz) getroffen \r\nwerden. Die Schaffung eines eigenen Rechtsrahmens für bestimmte Vorhaben läuft auf eine weitere \r\nFragmentierung des Umweltrechts hinaus, wodurch seine praktische Anwendbarkeit und \r\nDurchsetzungsfähigkeit gemindert werden. Aus diesem Grund sollten Umsetzungsakte zur RED III – wo \r\nimmer möglich – durch abstrakte und allgemeingültige Anpassungen der bestehenden Gesetze erfolgen. \r\nDies hätte den positiven Nebeneffekt, dass auch von der RED III nicht erfasste Vorhaben, deren \r\nbeschleunigte Umsetzung gleichwohl im Sinne der Energiewende, der Versorgungssicherheit und der \r\nWettbewerbsfähigkeit der deutschen Wirtschaft essenziell sind, weiter beschleunigt werden können. Die \r\nsog. BImSchG-Novelle war hier aus Sicht der EnBW nur ein erster Schritt, auf den möglichst schnell \r\nweitere folgen müssen.\r\nStellungnahme der EnBW AG zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der RED III\r\nin den Bereichen Windenergie an Land und Solarenergie\r\nStand: 30. August 2024 3\r\nDiese Stellungnahme greift nur die aus unserer Sicht wichtigsten Aspekte zum Gesetzentwurf auf. Darüber \r\nhinaus verweisen wir auf die Stellungnahmen von BDEW, BWE und bne, in denen weitere Punkte detailliert \r\naufgeführt werden.\r\nPhotovoltaik-Freiflächenanlagen\r\nFür PV-FFA existiert im derzeitigen Recht über die kommunale Planungshoheit und das \r\nBebauungsplanverfahren ein bewährtes System, um geeignete und ausreichende Flächen auszuweisen. \r\nDies bestätigen die aktuellen Ausbauzahlen. Wir befürworten, nicht zuletzt auch aus Akzeptanzgründen, \r\nganz klar ein Festhalten an der kommunalen Planungshoheit und sehen keinen beschleunigenden Effekt \r\ndarin, für die Schaffung von Planungsrecht auf eine höhere Planungsebene zu wechseln. Sinnvoll wäre \r\nperspektivisch eine Flächenvorgabe vergleichbar zu denen für Windenergie an Land im WindBG, damit \r\nauch zukünftig ausreichend Flächen zur Verfügung stehen. Das wäre beim bisherigen System sinnvoll, für \r\neinen Wechsel auf eine höhere Planungsebene wäre dies zwingend der erste Schritt bzw. \r\nGrundvoraussetzung. Wir sehen weder in der vorgeschlagenen Ausweisung von Beschleunigungsgebieten\r\nnoch der Möglichkeit, durch Zahlung die Artenschutzprüfung zu umgehen, ein praktikables System. \r\nZugleich stellt eine UVP-(Vorprüfungs-)Pflicht im Genehmigungsverfahren ein deutliches Hemmnis dar. Sie \r\nist auch nicht erforderlich, da im vorausgehenden Bauleitverfahren zwingend eine Umweltprüfung \r\ndurchzuführen ist. Aus diesen Gründen ist festzuhalten, dass der Gesetzesentwurf für den Ausbau von PV\u0002FFA ausschließlich negative Folgen hat. Daher spricht sich die EnBW klar und eindeutig gegen eine UVP in \r\nGenehmigungsverfahren für PV-FFA aus.\r\nZu Artikel 3: Änderung des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVPG)\r\nDie EnBW begrüßt ausdrücklich, dass der Gesetzgeber mit § 2 Abs. 12 UVPG-E erstmals eine Definition für \r\nden Begriff der „Städtebauprojekte“ einführt und PV-FFA aus der Definition explizit herausgenommen \r\nwerden. Dies ist eine wichtige Klarstellung. \r\nWährend der Referentenentwurf in der Folge konsequenterweise § 14b UVPG streicht, nimmt der \r\nGesetzesentwurf § 14b UVPG wieder auf und schafft zusätzlich in Anlage 1 eine neue Nr. 18.9, die nunmehr \r\nfür PV-FFA zur Nutzung der solaren Strahlungsenergie eine Umweltverträglichkeitsprüfung verlangt \r\n(verpflichtend ab 30 Hektar, Vorprüfung ab 5 Hektar). \r\nDiese Wendung ist widersprüchlich und würde für PV-FFA eine UVP-Pflicht schaffen, die es so in der Praxis \r\nbisher nicht gab. Wie die jetzt neu aufgenommene Definition eindeutig darlegt, sind und waren PV-FFA \r\ngerade keine Städtebauprojekte. Die Begründung zu § 2 Abs. 12 UVPG-E legt sogar nahe, dass eine \r\nAufnahme von PV-FFA in die Kategorie der „Städtebauprojekte“ als europarechtswidrig einzustufen ist, da \r\ndie Herausnahme von PV-FFA aus der besagten Definition nach Angaben in der Gesetzesbegründung dem \r\nGrundtenor europäischer Vorgaben entspricht.\r\nDarüber hinaus ist nicht ersichtlich, warum es eines eigenen Tatbestands für die UVP-Pflichtigkeit von PV\u0002FFA bedarf. Die Pflicht ist europarechtlich nicht zwingend. Die entsprechenden Aussagen auf S. 69 der \r\nBegründung sind für uns nicht nachvollziehbar, weil Art. 4 Abs. 2 UVP-RL keine obligatorische Umsetzung \r\nfordert, sondern den Mitgliedstaaten lediglich die Möglichkeit eröffnet, für bestimmte Vorhaben eine UVP\u0002Pflicht zu begründen. Darüber hinaus sehen wir PV-FFA nicht als „Anlagen der Industrie“ i.S.d. 3a Anhang \r\nII UVP-RL an. Sofern eine UVP(-Vorprüfungs)-pflicht normiert wäre, wäre vielmehr zu befürchten, dass dies \r\nfür circa 6-18 Monate zu einem vollständigen Ausbaustopp für Anlagen > 5 ha führen würde, weil in\r\nStellungnahme der EnBW AG zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der RED III\r\nin den Bereichen Windenergie an Land und Solarenergie\r\nStand: 30. August 2024 4\r\nlaufenden Verfahren gegebenenfalls UVP-Verfahren sowie entsprechende Prüfungen ergänzt werden \r\nmüssten. \r\nAuch angesichts der europäischen Vorgaben zum Artenschutzrecht sowie der deutschen Vorgaben zur \r\nEingriffsregelung und Bebauungsplanverfahren kann die Einführung einer UVP-Pflicht nicht mit einem \r\nErfordernis eines höheren Schutzniveaus begründet werden. Aus artenschutzrechtlicher Sicht würde die \r\nFestlegung einer UVP(-Vorprüfungs-)-pflicht inhaltlich zu keiner detaillierteren Prüfung zugunsten des \r\nUmweltschutzes führen. Es würde vielmehr ein rein formalisiertes Verfahren eingeführt, ohne Vorteile für \r\nberechtigte gesellschaftliche Belange – mit entsprechenden Kosten, Zeitverzug und rechtlichen formalen \r\nUnsicherheiten.\r\nDie Schutzgüter des UVPG und der Eingriffsregelung sind bis auf das Schutzgut „Menschen, insbesondere \r\ndie menschliche Gesundheit“ und „kulturelles Erbe und sonstige Sachgüter“ schließlich deckungsgleich, \r\nwobei die Erheblichkeitsschwelle für „erhebliche Beeinträchtigungen“ gem. Eingriffsregelung sowie für \r\nden Eintritt eines Verbotstatbestands nach Besonderem Artenschutzrecht niedriger sind als die \r\nErheblichkeitsschwelle für „erhebliche Umweltauswirkungen“ gem. UVPG. Erhebliche Wirkungen sind \r\ndaher bereits über die Eingriffsregelung und das Artenschutzrecht vermieden, bevor eine UVP überhaupt \r\ngreifen würde. Die zusätzlichen Schutzgüter gem. UVPG werden wiederum bereits im \r\nBebauungsplanverfahren i.V.m. der Baugenehmigung geprüft. Auch die Öffentlichkeitsbeteiligung ist über \r\ndie Bebauungsplanverfahren bereits gewährleistet, so dass der Aarhus-Konvention ebenfalls mit dem \r\nbestehenden System Genüge getan wird.\r\nEin Solarpark, ganz gleich welcher Größe, kann zumindest außerhalb sensibler Schutzgebiete – für die es \r\nebenfalls ein eigenständiges Prüfverfahren gibt – nach fachlicher Vernunft keine Wirkungen entfalten, die \r\nzu einer erheblichen Umweltauswirkung führen könnten. Bei Planungen auf intensiv genutzten\r\nlandwirtschaftlichen Flächen sind ausschließlich positive Wirkungen feststellbar, die auch in Kumulation \r\nbei größerer Flächengröße positiv bleiben.\r\nSchlussendlich ist die im Rahmen des Bebauungsplanverfahrens durchzuführende Umweltprüfung also \r\nausreichend und etabliert. Die EnBW lehnt daher die Nicht-Streichung des § 14b UVPG sowie die \r\nEinführung der neuen Nr. 18.9 in Anlage 1 zum UVPG ab.\r\nWie bereits dargestellt, vertreten wir die Auffassung, dass das System der Beschleunigungsgebiete für PV\u0002FFA keinerlei Praxisrelevanz haben wird, weil es weder in Bezug auf eine Beschleunigung noch bezüglich \r\nAufwand oder Kosten Vorteile gegenüber den bereits etablierten Planungsinstrumenten mit sich bringt. \r\nDennoch weisen wir auf den Widerspruch hin, dass drei der Mindestkriterien für eine EEG-Förderung gem. \r\n§ 37 Abs. 1a EEG für PV-FFA in Beschleunigungsgebieten baurechtlich gem. Anlage 3 des BauGB\r\nvorgegeben werden. Baurechtliche Vorgaben, die über das umweltrechtlich Gebotene hinausgehen, stellen\r\neine im Vergleich zu anderen Vorhabentypen unverhältnismäßige Verschärfung dar und stehen nach \r\nunserer Auffassung im diametralen Widerspruch zum überragenden öffentlichen Interesse am Ausbau der \r\nerneuerbaren Energien gem. § 2 EEG.\r\nStellungnahme der EnBW AG zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der RED III\r\nin den Bereichen Windenergie an Land und Solarenergie\r\nStand: 30. August 2024 5\r\nWindenergie an Land\r\nZu Artikel 1: Änderung des Windenergieflächenbedarfsgesetzes (WindBG)\r\nNr. 6\r\nWie bereits eingangs angemerkt, sehen wir die Schaffung eines eigenen Zulassungsrechts für bestimmte \r\nTechnologien grundsätzlich kritisch. Verfahrensrechtliche Regelungen sollten bestmöglich und \r\ngeneralisiert in das BImSchG oder das UVPG, materiell-rechtliche in die jeweiligen Fachrechte (insb. \r\nBNatSchG) integriert werden. Die nachfolgenden Ausführungen verstehen sich daher nur hilfsweise für den \r\nFall, dass entgegen unserem Vorschlag insb. an § 6b WindBG-E festgehalten werden sollte.\r\n§ 6b Abs. 3 S. 5 WindBG-E\r\nDie Regelung sollte dahingehend konkretisiert werden, dass die Behörde zu prüfen hat, ob das Vorhaben \r\nauch bei Durchführung der Maßnahmen höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige \r\nUmweltauswirkungen haben wird und es dadurch mit hinreichender Wahrscheinlichkeit zu erheblichen \r\nBeeinträchtigungen eines Natura-2000-Gebiets i. S. d. § 34 Abs. 2 BNatSchG, zur Verletzung \r\nartenschutzrechtlicher Verbotstatbestände i. S. d. § 44 Abs. 1 BNatSchG oder zum Verstoß gegen \r\nBewirtschaftungsziele gem. § 27 WHG kommen wird. Dabei ist klarzustellen, dass die materielle \r\nBeweislast für die Annahme solcher Umweltauswirkungen bei der Behörde liegt und der Vorhabenträger \r\nkein Nullrisiko nachzuweisen hat. Dies entspricht auch Art. 16b Abs. 5 S. 1 HS 2 RED III, wonach die \r\nBehörde beweisen muss, dass erhebliche Umweltwirkungen zu besorgen sind. Durch die nun vorgesehene \r\nüberschießende nationale Umsetzung werden sämtliche relevanten Verbesserungen der Richtlinie \r\nkonterkariert. In der Verwaltungspraxis gehen (Naturschutz-)Behörden regelmäßig „auf Nummer sicher“ \r\nund sehen stets Anhaltspunkte bzw. fordern von Seiten des Vorhabenträgers den Nachweis eines \r\nNullrisikos. Auch die undefinierte Ergänzung „eindeutige tatsächliche“ wird wirkungslos verpuffen. Wir \r\nfordern eine 1:1 Umsetzung der europarechtlichen Vorgaben ohne überschießende nationale Regelungen.\r\nDie bisherige Formulierung „die Einhaltung der Vorschriften [...]“ ist demgegenüber zu unbestimmt und \r\nbirgt die Gefahr extensiver Auslegungen und weiterer Prüfpflichten zulasten der beschleunigten \r\nDurchführung der Vorhaben.\r\n§ 6b Abs. 4 WindBE-E\r\nDie Regelung ist zu streichen. Es ist nicht ersichtlich, warum in § 6b Abs. 4 WindBG-E von den erst jüngst \r\nangepassten § 10 Abs. 5 S. 3 HS 1, S. 4 BImSchG und § 7 Abs. 2 S. 4 der 9. BImSchV abweichende \r\nRegelungen getroffen werden. Diese regeln bereits, dass die Genehmigungsbehörde nach Ablauf der Frist \r\nzur Beteiligung der Fachbehörde von einem Monat (ab Vollständigkeit des Antrags) bei einem Verfahren zur \r\nGenehmigung einer Anlage zur Nutzung erneuerbarer Energien eine Entscheidung auf Grundlage der zum \r\nZeitpunkt des Fristablaufs geltenden Sach- und Rechtslage zu treffen hat. § 6b Abs. 4 S. 1 WindBG-E bringt \r\ndemgegenüber nicht nur keinen Mehrwert, sondern verlängert die Frist sogar noch, da hier erst nach 45 \r\nTagen das Screening abgeschlossen wird. Die Regelung führt somit nicht zu einer \r\nVerfahrensbeschleunigung, sondern zu einer Verlängerung und zu einer unnötigen Steigerung der \r\nKomplexität.\r\nStellungnahme der EnBW AG zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der RED III\r\nin den Bereichen Windenergie an Land und Solarenergie\r\nStand: 30. August 2024 6\r\n§ 6b Abs. 5 S. 1 WindBG\r\nDie Regelung des § 6b Abs. 5 S. 1 WindBG-E ist umzuformulieren. Textvorschlag: „Stellt die \r\nZulassungsbehörde bei der Überprüfung nicht fest, dass eindeutige tatsächliche Anhaltspunkte (bzw. \r\nBeweise/Nachweise) im Sinne des Absatzes 3 Satz 5 vorliegen, so ordnet sie gegenüber dem Träger des \r\nVorhabens die verfügbaren Minderungs- und Ausgleichsmaßnahmen nach Absatz 3 Satz 3 an, die bei der \r\nÜberprüfung berücksichtigt wurden (aus den Planunterlagen und solche des Betreibers), sofern diese im \r\nEinzelfall erforderlich und auch im Übrigen verhältnismäßig sind, um einen höchstwahrscheinlichen \r\nVerstoß gegen Zugriffsverbote des § 44 Abs. 1, gegen § 34 Abs. 1 BNatSchG oder § 27 WHG hinreichend \r\nsicher zu vermeiden.\r\n§ 6b Abs. 5 S. 3 WindBG\r\nIn Satz 3 ist das Wort „kann“ durch „hat“ zu ersetzen. Die Anpassung der Abregelung infolge einer \r\nzweijährigen akustischen Erfassung kann nicht ins Ermessen der Behörde gestellt werden; \r\nbetriebsbeschränkende Auflagen sind bei immissionsschutzrechtlich genehmigungsbedürftigen Anlagen \r\nim Lichte des Verhältnismäßigkeitsgrundsatzes stets in einer den Betrieb möglichst wenig \r\neinschränkenden Weise auszusprechen. Hieraus folgt unmittelbar, dass Abregelungen zu reduzieren oder \r\naufzuheben sind, wenn sie infolge der akustischen Erfassung nicht mehr als erforderlich anzusehen sind.\r\n§ 6b Abs. 6 S. 1 WindBG\r\nDie in § 6b Abs. 6 S. 1 WindBG-E vorgesehene obligatorische Öffentlichkeitsbeteiligung gem. § 10 Abs. 3 \r\nund 4 BImSchG ist zu streichen. Diese Regelung läuft auf eine deutliche Verschärfung gegenüber der \r\naktuellen Rechtslage hinaus, wonach eine Öffentlichkeitsbeteiligung bei WEA in Windenergiegebieten erst \r\nab 20 WEA desselben Betreibers erforderlich ist (Nr. 1.6.1 der Anlage 1 zur 4. BImSchV). Die Regelung ist \r\nweder völker- noch unionsrechtlich gefordert.\r\nEntgegen den Andeutungen auf Seite 55 der Entwurfsbegründung fordert die Aarhus-Konvention gerade \r\nkeine Öffentlichkeitsbeteiligung im Genehmigungsverfahren für WEA. Gem. Art. 6 Abs. 1 a), Abs. 2, Abs. 7\r\nAK ist eine Öffentlichkeitsbeteiligung im weitesten Sinne nur bei Entscheidungen über die in Anhang I \r\naufgeführten Tätigkeiten durchzuführen. Die Liste der in Art. 6 Abs. 1 a) AK genannten Tätigkeiten erfasst \r\nfür den Energiebereich u.a. Kernkraftwerke oder Wärmekraftwerke mit einer Feuerungswärmeleistung \r\nvon mindestens 50 MW. Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien werden dort weder \r\nim Allgemeinen noch im Speziellen mit WEA genannt. Folglich sind die Vorschriften der Aarhus-Konvention \r\nüber die Öffentlichkeitsbeteiligung im Genehmigungsverfahren für WEA gerade nicht anwendbar. Somit \r\nkann sich hieraus auch keine Pflicht zur Durchführung einer Öffentlichkeitsbeteiligung für WEA ergeben.\r\nAuch die RED III trifft keine Regelungen zur Beteiligung der Öffentlichkeit im Zulassungsverfahren. \r\nLediglich in Art. 16b Abs. 5 S. 2 RED III ist geregelt, dass die Entscheidungen nach Satz 1 der Öffentlichkeit \r\nzugänglich gemacht werden. „Entscheidung“ in diesem Sinne ist die in Art. 16b Abs. 5 S. 1 HS 2 RED III nur \r\nfür den Fall vorgesehene „Verwaltungsentscheidung“ (= Genehmigung), dass eindeutige Beweise dafür \r\ngegeben sind, dass ein bestimmtes Projekt angesichts der ökologischen Sensibilität des Vorhabengebiets\r\nhöchstwahrscheinlich unvorhergesehene nachteilige Auswirkungen haben wird. Dies entspricht der Sache \r\nnach einer öffentlichen Bekanntmachung der Genehmigung gem. § 10 Abs. 8 BImSchG. Eine solche kann \r\nnach geltender Rechtslage auch im vereinfachten Verfahren ohne Öffentlichkeitsbeteiligung erfolgen.\r\nStellungnahme der EnBW AG zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der RED III\r\nin den Bereichen Windenergie an Land und Solarenergie\r\nStand: 30. August 2024 7\r\nAuch die Bezugnahme auf den Erwägungsgrund 30 der RED III (Seite 55 der Entwurfsbegründung) ist \r\nunbehelflich. Zum einen sind Erwägungsgründe – ähnlich wie eine Gesetzes- oder Entwurfsbegründung –\r\nlediglich zur Auslegung des eigentlichen Normtextes heranzuziehen. Zum anderen lässt sich dem \r\nErwägungsgrund 30 keine konkrete dahingehende Vorgabe entnehmen. Dort heißt es nämlich lediglich, die \r\nMitgliedstaaten „sollten […] geeignete Maßnahmen ergreifen, um die Beteiligung lokaler Gemeinschaften \r\nan Projekten […] zu fördern.“ Hieraus dürfte allenfalls ein Appell abzuleiten sein, Möglichkeiten der \r\nfinanziellen oder gesellschaftsrechtlichen Beteiligung der Standort- und Nachbargemeinden bzw. der \r\ndortigen Bevölkerung vorzusehen. Soweit Erwägungsgrund 30 darüber hinaus auf die Anwendbarkeit der \r\nAarhus-Konvention hinweist, dürfte dies rein deklaratorisch zu verstehen sein.\r\nDie vorgeschlagene obligatorische Öffentlichkeitsbeteiligung bei negativem Screening-Ergebnis ist weder \r\nvölker- noch unionsrechtlich oder nach geltender nationaler Rechtslage gefordert. Sie läuft dem eigentlich \r\nintendierten Beschleunigungszweck des Gesetzentwurfs diametral entgegen. Denn selbst unter Verzicht \r\nauf den Erörterungstermin dauern förmliche Genehmigungsverfahren selbst bei optimalem Verlauf \r\nmindestens vier Monate länger als vereinfachte (vgl. § 10 Abs. 6a S. 1 BImSchG).\r\nZu Artikel 2: Änderung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes\r\n§ 10a Abs. 4 BImSchG-E\r\n§ 10a Abs. 4 BImSchG-E ist zu streichen. Im Sinne des bereits eingangs postulierten Gebots des \r\nkohärenten und widerspruchsfreien Einfügens der zur Umsetzung der RED III getroffenen nationalen \r\nSondervorschriften in den vorgefundenen Rechtsbestand sind die dortigen „Maßgaben“ zur Anwendung des \r\nerst jüngst geänderten (G. v. 3. Juli 2024, BGBl 2024 I Nr. 225) § 7 der 9. BImSchV kritisch zu sehen. Gem. § \r\n10a Abs. 4 Nr. 2 BImSchG-E hat die Genehmigungsbehörde die Vollständigkeit des Antrags nunmehr \r\ninnerhalb von 30 Tagen nach Eingang des Antrags (Vorhaben in einem Beschleunigungsgebiet) bzw. \r\ninnerhalb von 45 Tagen (außerhalb eines Beschleunigungsgebiets) zu bestätigen. Gem. § 7 Abs. 1 S. 1 der 9. \r\nBImSchV hat die Behörde die Vollständigkeit des Antrags unverzüglich, innerhalb eines Monats zu prüfen.\r\nZwar ist der Entwurf Art. 16 Abs. 2 S. 1 RED III nachempfunden. Allerdings hätte von Unionsrechts wegen \r\nkein Erfordernis zu einer von § 7 Abs. 1 S. 1 der 9. BImSchV abweichenden Regelung bestanden. Die dort \r\nstatuierte Pflicht zur Vollständigkeitsprüfung innerhalb eines Monats ist nämlich aus Sicht des \r\nVorhabenträgers und im Lichte des Beschleunigungsinteresses die gegenüber Art 16 Abs. 2 S. 1 RED III \r\ngünstigere Regelung. Lediglich in den Fällen, in denen ein Monat mehr als 30 Tage hat, räumt die \r\nbestehende nationale Regelung der Behörde einen (!) zusätzlichen Tag zur Prüfung ein. Angesichts der \r\nDauer immissionsschutzrechtlicher Genehmigungsverfahren insbesondere bei WEA wird man hierin keine \r\nVerletzung des Art. 16 Abs. 2 S. 1 RED III sehen können.\r\nEs ist auch sachlich nicht nachvollziehbar, warum von § 7 Abs. 1 S. 1 der 9. BImSchV abweichende Fristen \r\nfür bestimmte Fälle geregelt werden sollten: Zum einen entsprechen 30 Tage nicht in jedem Fall einem \r\nMonat, was zu unklaren und widersprüchlichen Ergebnissen führen kann. Zum anderen erschließt sich \r\nnicht, warum an die Prüfung der Vollständigkeit der Antragsunterlagen differenzierte Anforderungen je \r\ndanach zu stellen sind, ob es sich um eine WEA in einem Beschleunigungsgebiet (dann: 30 Tage), eine \r\nsonstige immissionsschutzrechtlich genehmigungsbedürftige Anlage (dann: 1 Monat, d.h. zwischen 28 und \r\n31 Tagen) oder eine WEA außerhalb eines Beschleunigungsgebiets (dann: 45 Tage) handelt: Die \r\nAnforderungen an die Vollständigkeit eines Antrags sind in allen Fällen gleich, zumal der Gesetzgeber \r\ndankenswerterweise in § 7 Abs. 2 S. 2 der 9. BImSchV die bisherige Definition aus der Rechtsprechung \r\nStellungnahme der EnBW AG zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der RED III\r\nin den Bereichen Windenergie an Land und Solarenergie\r\nStand: 30. August 2024 8\r\nkodifiziert hat. Es besteht daher kein sachlicher Grund, in § 10a Abs. 4 BImSchG-E von § 7 der 9. BImSchV \r\nabweichende Regelungen über die Vollständigkeitsprüfung aufzunehmen.\r\n§ 10a Abs. 5 BImSchG-E\r\nDie Regelung, dass Genehmigungsverfahren ab dem 21. November 2025 elektronisch durchzuführen sind, \r\nist grundsätzlich zu begrüßen. Zum einen ist aber auch hier nicht nachvollziehbar, warum insofern eine \r\nSonderregelung für Windenergieanlagen geschaffen wird. Denn eine ordnungsgemäße Umsetzung des Art. \r\n16 Abs. 3 S. 7 RED III könnte auch dadurch erfolgen, dass in § 10 Abs. 1 S. 1 BImSchG und § 2 Abs. 1 S. 1 \r\nder 9. BImSchV die Worte „schriftlichen oder“ gestrichen werden. Hierdurch würde der Gesetzgeber nicht \r\nnur unionsrechtlichen Vorgaben Rechnung tragen, sondern könnte darüber hinaus einen Beitrag zur \r\nBeschleunigung und Digitalisierung (gerade auch im Sinne des Bund-Länder-Pakts vom 6. November 2023) \r\nleisten.\r\nZum anderen wäre es wünschenswert, die Frist zur ausschließlichen elektronischen Verfahrensführung \r\nvorzuziehen. Die Möglichkeit zur elektronischen Antragseinreichung gem. § 10 Abs. 1 S. 1 Var. 2 BImSchG \r\nwurde bereits durch Gesetz vom 29. März 2017 (BGBl. 2017 I S. 626) eingeführt. Die Tatsache, dass diese \r\nMöglichkeit vielerorts auch über sieben Jahre nach ihrer Einführung praktisch nicht genutzt werden kann, \r\nzeigt, dass die Umsetzung der Digitalisierung der Genehmigungsverfahren von Seiten des Gesetzgebers \r\nforciert und mit Nachdruck eingefordert werden muss. Es ist beispielweise nicht hinnehmbar, dass das in \r\nvielen Bundesländern zu verwendende ELiA-Formular nach wie vor nicht online eingereicht werden kann, \r\nsondern die Formblätter nach digitalem Ausfüllen ausgedruckt und in physischer Form bei der Behörde \r\neingereicht werden müssen, um Formfehler zu vermeiden.\r\nDie EnBW spricht sich daher dafür aus, alle nach Inkrafttreten des Gesetzes zur Umsetzung der RED III neu \r\neingeleiteten Genehmigungsverfahren ohne Ausnahme vollständig elektronisch durchzuführen. Ggf. sind \r\nfür eine Übergangszeit Formerfordernisse abzusenken, z. B. die Übersendung eines mit eingescannter \r\nUnterschrift versehenen Dokuments im PDF-Format per einfacher E-Mail zuzulassen.\r\nZu Artikel 4: Änderung des Baugesetzbuchs (BauGB)\r\nNr. 3 und Nr. 5\r\n§ 245e Abs. 3 S. 1 und § 249 Abs. 3 BauGB-E\r\nIn § 245e Abs. 3 S. 1 und § 249 Abs. 3 S. 1 BauGB-E ist dynamisch auf die Repowering-Definition gem. § 16b \r\nAbs. 2 BImSchG in der jeweils gültigen Fassung zu verweisen. Durch den Entwurf wird der bisherige \r\nVerweis auf § 16b BImSchG i. d. F. v. 24. September 2021 durch eine eigenständige Definition von \r\nRepowering-Vorhaben ersetzt. Dabei bleibt insb. der gem. Nr. 2 einzuhaltende Abstand zwischen \r\nBestandsanlage und neuer mit dem zweifachen der Gesamthöhe der neuen Anlage gegenüber dem gerade \r\nerst geänderten § 16b Abs. 2 S. 2 Nr. 2 BImSchG (Fünffache der Gesamthöhe der neuen Anlage) zurück.\r\nAbweichende Definitionen von Repowering-Vorhaben in zwei verschiedenen Gesetzen sind nicht sinnvoll \r\nund führen zu Rechtsunsicherheit. Die jeweiligen bauplanungsrechtliche Normen sollten sich daher strikt \r\nan der immissionsschutzrechtlichen Definition orientieren (Einfügen eines dynamischen Verweises „in der \r\njeweils gültigen Fassung“).\r\nStellungnahme der EnBW AG zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der RED III\r\nin den Bereichen Windenergie an Land und Solarenergie\r\nStand: 30. August 2024 9\r\nNr. 6\r\n§ 249a Abs. 1 S. 2 Nr. 2 BauGB-E\r\n§ 249a Abs. 1 Nr. 2 BauGB-E ist zu streichen. Die Regelung ist gegenüber Art. 15c Abs. 1 a) ii) RED III \r\nüberschießend. Unionsrechtlich erforderlich wäre es lediglich, Natura-2000-Gebiete, Naturschutzgebiete, \r\nHauptvogelzugrouten, Meeressäuger-Hauptzugrouten und nach Maßgabe des Punkts iii) ermittelte Gebiete \r\nauszuschließen. § 249 Abs. 1 Nr. 2 BauGB-E lässt sich allenfalls auf letzteren Punkt stützen. Auch hier \r\nspricht EnBW sich für eine 1:1-Umsetzung der Richtlinie aus. Der Ausschluss der nach Punkt iii) \r\nermittelten Gebiete setzt die Besorgnis erheblicher Umweltauswirkungen voraus. Diese ist mit geeigneten \r\nund verhältnismäßen Instrumenten und Datensätzen zu ermitteln. Dieser Ermittlung wird der pauschale \r\nAusschluss von Gebieten mit landesweit bedeutsamen Vorkommen europäischer Vogelarten oder streng \r\ngeschützter Arten gem. § 249 Abs. 1 Nr. 2 BauGB-E nicht gerecht. Die Definition solcher Gebiete folgt \r\nkeinen einheitlichen und definierten Kriterien, sondern obliegt dem Ermessen der zuständigen Behörden. \r\nDarüber hinaus erfolgt regelmäßig keine konkrete Prüfung, ob die Errichtung von WEA in diesen Gebieten \r\nerhebliche Umweltauswirkungen haben könnte, sondern allenfalls eine pauschale Annahme solcher \r\nAuswirkungen. Durch diese überschießende nationale Umsetzung drohen zusätzliche Flächen für die \r\nAusweisung von Beschleunigungsgebieten verloren zu gehen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nder EnBW Energie Baden-Württemberg AG\r\nzum Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung von Vorgaben\r\nder Richtlinie (EU) 2023/2413 für Zulassungsverfahren\r\nnach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz und dem\r\nWasserhaushaltsgesetz, zur Änderung des\r\nBundeswasserstraßengesetzes, zur Änderung des\r\nWindenergieflächenbedarfsgesetzes und zur Änderung\r\ndes Baugesetzbuchs\r\nKarlsruhe/Berlin, 27. Juni 2025\r\nLobbyregister-Nr. des Deutschen Bundestages: R002297\r\nStellungnahme der EnBW AG zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der RED III für\r\nZulassungsverfahren nach BImSchG sowie zur Änderung des WindBG und BauGB\r\nStand: 27. Juni 2025 2\r\nZusammenfassung\r\nDie EnBW begrüßt prinzipiell, dass die Bundesregierung eine kurzfristige Teilumsetzung der RED III für die\r\nWindenergie an Land und somit eine Schließung der Lücke nach Auslaufen der EU-Notfallverordnung\r\nanstrebt. Leider kann diese Regelung ohne Einbeziehung der nach dem 19.05.2024 ausgewiesenen\r\nWindenergiegebiete aus unserer Sicht nicht die gewünschte Beschleunigungswirkung erzielen.\r\nZu begrüßen ist, dass einige überschießende Umsetzungsvorschläge gegenüber dem Entwurf der letzten\r\nLegislaturperiode abgemildert wurden. Der Entwurf trägt aus unserer Sicht jedoch nach wie vor nicht dem\r\nGedanken einer 1:1-Umsetzung und des Verzichts auf überschießende nationale Umsetzung („Gold\r\nPlating“) Rechnung. Er enthält zudem potenziell äußerst nachteilige RED III-fremde Regelungen zu § 249\r\nBaugesetzbuch (BauGB) und vor allem § 2 Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). In dieser Form verfehlt er\r\ndas Ziel einer beabsichtigten Beschleunigung vollständig und hat für sich genommen eine insgesamt\r\nnegative Wirkung auf den Ausbau der Windenergie. In Bezug auf den Wegfall des überragenden\r\nöffentlichen Interesses außerhalb von ausgewiesenen Windenergiegebieten verweisen wir darauf, dass\r\ndies dem Wortlaut der RED III widerspricht und somit überschießend ist. Ein in einem Einzelfallurteil\r\nentschiedener, sehr besonders gelagerter Fall in Nordrhein-Westfalen darf nicht zu zwei so weitgreifenden\r\nund nachteiligen Bundesvorgaben führen.\r\nEinzig wenn zugleich auch die Umwandlung der nach dem 19. Mai 2024 ausgewiesenen\r\nBeschleunigungsgebiete zu Beschleunigungsgebieten und Ausweisung von neuen\r\nBeschleunigungsgebieten geregelt werden, kann der vorliegende Gesetzesentwurf überhaupt insgesamt\r\neine neutrale bis positive Wirkung auf den Windenergieausbau und somit die Versorgungssicherheit,\r\nUnabhängigkeit, Klimaschutz und den Strompreis entfalten.\r\nDen Ausbau beschränkende Regelungen vor der vollständigen Umsetzung der Richtlinie und vor\r\nAusweisung der insgesamt benötigten Flächen sind in Anbetracht der energiepolitischen Ziele\r\nunangemessen. Wir sprechen uns generell gegen überschießende nationale Regelungen („Gold\r\nPlating”) und für eine 1:1 Umsetzung der RED III in deutsches Recht aus.\r\nErgänzende Regelung zu bereits ausgewiesenen Gebieten\r\nDie EnBW schließt sich ausdrücklich der Forderung und dem Formulierungsvorschlag des BDEW zu den\r\nnach dem 19. Mai 2024 ausgewiesenen Windenergiegebieten an (Neuregelung in § 6a Abs. 3 WindBG-E). Es\r\nist zwingend erforderlich, dass auch diese Gebiete in einem zügigen und rechtssicheren Verfahren zu\r\nBeschleunigungsgebieten erklärt werden können. Anderenfalls drohen die Regelungen des\r\nGesetzentwurfs in der Mehrzahl der Fälle keine Anwendung zu finden. Denn § 6a WindBG erklärt nur die\r\nbis einschließlich 19. Mai 2024 ausgewiesenen Windenergiegebiete zu Beschleunigungsgebieten. Alle seit\r\ndiesem Datum ausgewiesenen bleiben ohne eine Regelung lediglich Windenergiegebiete ohne\r\nBeschleunigungswirkung. Das betrifft die große Mehrzahl der Fälle. Damit würde das Bestreben der\r\nBundesregierung, die Genehmigungsverfahren zu beschleunigen, nur auf dem Papier umgesetzt.\r\nStellungnahme der EnBW AG zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der RED III für\r\nZulassungsverfahren nach BImSchG sowie zur Änderung des WindBG und BauGB\r\nStand: 27. Juni 2025 3\r\nArtikel 4: Änderung des Windenergieflächenbedarfsgesetzes und Artikel 5: Änderungen\r\ndes Baugesetzbuchs\r\nZu § 1 Abs. 2 S. 2 WindBG-E und § 249 Abs. 2 S. 1 BauGB-E (Relativierung § 2 EEG)\r\nDie vorgesehenen Ergänzungen des § 1 Abs. 2 S. 2 Windenergieflächenbedarfsgesetz (WindBG-E) und § 249\r\nAbs. 2 S. 1 BauGB-E sind zu streichen.\r\n§ 1 Abs. 2 S. 2 WindBG-E regelt den faktischen Entfall des durch § 2 EEG angeordneten überragenden\r\nöffentlichen Interesses für Vorhaben außerhalb ausgewiesener Windenenergiegebiete, wenn die\r\nFlächenbeitragswerte erreicht sind. Diese Regelung ist aus Sicht der EnBW nicht mit Art. 16f RED III\r\nvereinbar. Dieser fordert, dass die Mitgliedstaaten das überragende öffentliche Interesse an der\r\nErrichtung und dem Betrieb von EE-Anlagen bis zum Erreichen der Klimaneutralität anerkennen. Die\r\nErreichung der Flächenziele ist damit jedoch nicht gleichzusetzen, insbesondere nicht mit den bis zum 31.\r\nDezember 2027 zu erreichenden Flächenbeitragswerten. Die Regelung ist aus Sicht der EnBW aber auch\r\nnicht erforderlich. Im hier angesprochenen Fall des § 35 Abs. 2 BauGB kommt die Erteilung einer\r\nGenehmigung für Windenergieanlagen ohnehin nur in sehr speziell gelagerten Einzelfällen mit erheblichen\r\nVorbelastungen wie z. B. durch bestehende Anlagen, Verkehrsinfrastruktur und Tagebaue in Betracht.\r\nSoweit in der Rechtsprechung vereinzelt Windenergieanlagen nach § 35 Abs. 2 BauGB für zulässig gehalten\r\nwurden, handelte es sich ausschließlich um derartige Vorbelastungssituationen. Die dortigen Aussagen\r\nsind in keiner Weise repräsentativ oder verallgemeinerungsfähig.\r\nErst recht überschießend ist die für § 249 Abs. 2 S. 1 BauGB-E vorgeschlagene Regelung. Es ist bereits\r\nnach der derzeitigen Rechtslage in der Regel ausgeschlossen, dass Windenergieanlagen nach § 35 Abs. 2\r\nBauGB bauplanungsrechtlich zulässig sind, da sie zwingend das Landschaftsbild beeinträchtigen. Die nun\r\nvorgeschlagene Verschärfung des Maßstabs bringt – von extremen Ausnahmekonstellationen wie den\r\ndargestellten abgesehen – keinen Gewinn an Rechtssicherheit.\r\nZu § 6b Abs. 3 S. 6 und § 6b Abs. 5 S. 1 WindBG-E (eindeutige Nachweise)\r\nFür das Screening sollte der Maßstab der RED III übernommen werden. Die EnBW begrüßt ausdrücklich,\r\ndass der jetzt vorliegende Entwurf für das Screening nunmehr auf eindeutige Nachweise für erhebliche\r\nunvorhergesehene nachteilige Umweltauswirkungen Bezug nimmt. Gegenüber dem Entwurf der\r\nvergangenen Legislaturperiode stellt dies einen Gewinn an Rechtssicherheit dar. Leider bleibt aber auch\r\ndieser Regelungsansatz hinter dem Wortlaut des Art. 16a Abs. 5 S. 1 RED III zurück, der „eindeutige\r\nBeweise“ fordert. Im Sinne einer 1:1-Umsetzung fordern wir, in § 6b WindBG ebenfalls den Begriff des\r\n„eindeutigen Beweises“ zu verwenden.\r\nArtikel 1: Änderung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes\r\nZu § 16b Abs. 7 und Abs. 8a BImSchG-E (Luftverkehr bei Anlagentypwechsel)\r\n§ 16b Abs. 7 S. 5-7 Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG-E) und § 16b Abs. 8a BImSchG-E sind zu\r\nstreichen. Die EnBW erkennt an, dass bei Änderungen der Gesamthöhe um bis zu 20 Meter ein Bedürfnis\r\nbesteht, Belange des Luftverkehrs zu prüfen. Es besteht aber kein Erfordernis, die Frist nach § 16b Abs. 8\r\nStellungnahme der EnBW AG zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der RED III für\r\nZulassungsverfahren nach BImSchG sowie zur Änderung des WindBG und BauGB\r\nStand: 27. Juni 2025 4\r\nS. 1 BImSchG zu verdoppeln. Zutreffend ist, dass der Luftverkehrsbehörde durch Gesetz zwei Monate für\r\ndie Überprüfung eingeräumt werden. In Fällen des § 16b Abs. 7 und Abs. 8 BImSchG hat diese Prüfung\r\ndurch die Luftverkehrsbehörde jedoch bereits vor Erteilung der Erstgenehmigung stattgefunden. Vor\r\ndiesem Hintergrund ist bei untergeordneten Anlagenänderungen – wie in § 16b Abs. 7 S. 3 BImSchG\r\ngeregelt – eine erneute zweimonatige Überprüfung erforderlich. Es käme dann im Ergebnis zu einem\r\nGleichlauf der Frist für eine Neugenehmigung im vereinfachten Verfahren. Damit würde der durch die\r\nEinführung des § 16b Abs. 7 und Abs. 8 BImSchG im vergangenen Jahr verfolgte Beschleunigungszweck ad\r\nabsurdum geführt."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-06-27"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012027","regulatoryProjectTitle":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der  Richtlinie (EU) 2023/2413 in den Bereichen  Windenergie an Land und Solarenergie","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/d8/34/577240/Stellungnahme-Gutachten-SG2507040003.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":"RED III: Europarechtskonforme nachträgliche Ausweisung von Beschleunigungsgebieten\r\nProblem: Großer Aufwand und Verlust sozialen Friedens durch erneute lange Planänderungsverfahren\r\nUm bereits ausgewiesene Windenergiegebiete als Beschleunigungsgebiete auszuweisen, bedarf es nur ge-ringfügiger Änderungen des jeweiligen Plans. Die Änderungen zur Umsetzung der RED III erschöpfen sich in dem Vorgang der nachträglichen Ausweisung zu Beschleunigungsgebieten („Umlabeln“) und der etwaig erfor-derlichen Ergänzung von Regeln für Minderungsmaßnahmen.\r\nObwohl für das „Umlabeln“ nur geringfügige Anpassungen erforderlich sind, ist in dem jüngst bekannt gewor-denen Gesetzesentwurf1 in § 28 Abs. 5 und Abs. 7 ROG-E (§ 245f Abs. 3 BauGB-E) die Durchführung eines kompletten Planungsverfahrens vorgesehen. Der Verweis auf die entsprechende Anwendung von Regelungen des ROG begrenzt das jeweilige Planänderungsverfahren weder in seinem Umfang, noch in seiner Dauer.\r\nDamit droht der durch die Planung häufig über mehrere Jahre gefundene Kompromiss wieder aufgeschnürt zu werden und der dadurch bewirkte soziale Frieden ist in Gefahr, obwohl die Folgen für Natur und Mensch durch zusätzliche Umweltauswirkungen sehr gering sind und die Allgemeinheit u.a. von kürzeren Genehmigungsver-fahren und einer früheren finanziellen Beteiligung der Gemeinden vor Ort profitiert.\r\nLösung: Europarechtskonforme Leitplanken für beschleunigte Planänderungsverfahren\r\nDie Regelung zum nachträglichen „Umlabeln“ bestehender Pläne sollte mit klaren verfahrenslenkenden Leit-planken versehen werden, innerhalb derer die nachträgliche Ausweisung bestehender Gebiete zu Beschleuni-gungsgebieten vereinfacht realisiert werden kann. Dazu wird folgende Ergänzung des Gesetzesentwurfs der Formulierungshilfe vorgeschlagen:\r\nFormulierungsvorschlag zur Anpassung von § 28 Abs. 5 und Abs. 7 ROG-E [Änderungen in fett]2\r\n(5) Die Ausweisung als Beschleunigungsgebiet und die Aufstellung von Regeln für Minderungsmaßnah-men erfolgt im Rahmen des Planaufstellungsverfahrens zur Festlegung der Vorranggebiete für Windener-gie. Wurden die Planaufstellungsverfahren vor dem … [einsetzen: Datum des Inkrafttretens nach Artikel 8] förmlich eingeleitet und war zu dem Zeitpunkt bereits eine Beteiligung nach § 9 Absatz 2 und 3 durch-geführt, kann die erforderliche Ausweisung von Beschleunigungsgebieten und die Aufstellung von Regeln für Minderungsmaßnahmen ausnahmsweise in einem nachfolgenden, innerhalb von drei Monaten nach dem Inkrafttreten des Plans förmlich einzuleitenden und innerhalb von sechs Monaten abzuschlie-ßenden separaten Planungsverfahren erfolgen; in diesem Fall sind § 7 Absatz 5, die §§ 8, 9 Absatz 5, die §§ 10 und 11 für Raumordnungspläne entsprechend und mit der Maßgabe anzuwenden, dass\r\n1.\r\ndas Planungsverfahren auf die Änderungen durch Ausweisung als Beschleunigungsgebiet und die Aufstellung etwaig noch fehlender Regeln für Minderungsmaßnahmen beschränkt ist,\r\n2.\r\ndavon auszugehen ist, dass die Änderungen des Raumordnungsplans Umweltauswirkun-gen vermeiden oder verringern und in der Regel keine zusätzlichen erheblichen Umweltaus-wirkungen nach § 8 Absatz 2 verursachen und\r\n3.\r\nbei der Beteiligung nach § 9 Absatz 2 jeweils ein Monat als Dauer der Veröffentlichung und als Frist zur Stellungnahme angemessen ist.\r\n(6) … .\r\n(7) Für Vorranggebiete für Windenergie, die nach Ablauf des 19. Mai 2024 und vor dem … [einsetzen: Inkrafttreten dieses Gesetzes nach Artikel 8] ausgewiesen worden sind, gelten die Absätze 2 bis 6 ent-sprechend, wobei die Frist für die Einleitung des Planungsverfahrens nach Absatz 5 mit Ablauf des … [einsetzen: Inkrafttreten dieses Gesetzes nach Artikel 8] beginnt.\r\n1 Entwurf einer Formulierungshilfe der Bundesregierung für die Fraktionen der CDU/CSU und SPD, Stand 01.07.2025.\r\n2 Der Vorschlag adressiert die angesichts der Ausweisungspraxis der Länder die wichtigere Regelung im ROG und sollte entsprechend auch für § 245f Abs. 3 BauGB-E implementiert werden.\r\nIn § 28 Abs. 5 S. 2 ROG-E sollten die Fälle der nachträglichen Anpassung von Plänen auf weit fortgeschrittene Planungen begrenzt werden. Dadurch wird der Planungsaufwand erheblich reduziert. Eine zusätzliche Planung ist dann nur in Fällen erforderlich, in denen die Öffentlichkeit nur wegen der Umstellung der Planung auf Be-schleunigungsgebiete erneut zu beteiligen wäre.\r\nEs sollten zudem klare Vorgaben für den Beginn der Frist zur Einleitung des Planänderungsverfahren gemacht werden. In § 28 Abs. 5 S. 2 ROG-E wird dazu an das Inkrafttreten des Plans angeknüpft. In § 28 Abs. 7 ROG-E ist klarzustellen, dass die Frist für bereits wirksame Pläne der Zeitpunkt des Inkrafttretens des Gesetzes ist.\r\nIn § 28 Abs. 5 S. 2 ROG-E werden zudem klare Regeln als Maßgabe als Leitplanken für die Anwendung der Planungsanforderungen zur Änderung der Pläne vorgeschlagen:\r\n\r\nAbs. 5 S. 2 Nr. 1: Das Planungsverfahren ist auf die Ausweisung als Beschleunigungsgebiet und die etwaig erforderliche Ergänzung zusätzliche Regeln für Maßnahmen zu begrenzen (). Dadurch wird aus-geschlossen, dass der gesamte Plan wieder auf den Prüfstand gestellt wird und Dinge Gegenstand der Änderung werden, die nichts mit der Ausweisung als Beschleunigungsgebiet zu tun haben.\r\n\r\nAbs. 5 S. 2 Nr. 2: Die Ergänzung der Regelung macht zudem die Vorgabe, dass im Regelfall davon auszugehen ist, dass keine erhebliche Umweltauswirkung gegeben ist. Mit der Anpassung ist sicherge-stellt, dass die offensichtlich für sich genommen nicht nachteilhaften Folgen der nachträglichen Auswei-sung von Beschleunigungsgebieten nur einen vertretbaren Begründungsaufwand mit sich bringen.\r\n\r\nAbs. 5 S. 2 Nr. 3: Es werden angesichts der geringfügigen Anpassungen und negativen Umweltauswir-kungen angemessene Fristen für die Beteiligung der Öffentlichkeit und öffentlichen Stellen vorgegeben. Ähnlich wie bei Änderungen von Planentwürfen innerhalb des Planaufstellungsverfahren ist eine Redu-zierung der für die Beteiligung vorgegeben Abläufe und Fristen zur Straffung des Verfahrens sinnvoll und angemessen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-07-03"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012722","regulatoryProjectTitle":"Verabschiedung eines praxisorientierten Kraftwerkssicherheitsgesetzes","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/cd/42/384222/Stellungnahme-Gutachten-SG2411190012.pdf","pdfPageCount":6,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme zum Optionenpapier des BMWK\r\n \r\n\r\nSehr geehrter Herr Bundesminister, \r\n\r\n\r\nwir haben uns sehr gefreut, dass die Bundesregierung das Kraftwerkssicherheits-gesetz auf den Weg bringt und damit die dringend benötigte zusätzliche Kraft-werkskapazität sichert. Insbesondere begrüßen wir die Verankerung eines Bonus-Systems, um damit den Zubau im netztechnischen Süden anzureizen. Aus Grün-den der Systemstabilität ist es richtig, dass zwei Drittel der Leistung im Süden zugebaut werden sollen. Allerdings ist der Begriff „netztechnischer Süden“ geo-grafisch in den Konsultationspapieren sehr weit gefasst und erstreckt sich über große Teile des Landes. Aus Netzsicht sind nicht alle Standorte in der Südzone gleichwertig („Süden ist nicht gleich Süden“), da vor allem in einer süddeutschen Kernregion, die auch Baden-Württemberg umfasst, Zubau besonders dringend benötigt wird. Damit besteht die Gefahr, dass die räumliche Aussteuerung nicht so gelingt, wie dies aus Systemsicht wünschenswert wäre und neue Erzeugungs-kapazitäten nicht dort priorisiert werden, wo sie am dringendsten benötigt wer-den.\r\n\r\nFür uns als EnBW ist die optimale Platzierung der Anlagen in Süddeutschland besonders wichtig, weil dadurch der Wegfall der Kohlekraftwerke kompensiert werden kann und zeitnah die Stromerzeugung auf moderne wasserstofffähige Gaskraftwerke umgestellt werden kann. Damit wird auch die Dekarbonisierungs-strategie des Landes Baden-Württemberg nachhaltig unterstützt.\r\n\r\nIn unserer Stellungnahme zum Optionenpapier des BMWK haben wir allerdings auf einige fundamentale Mängel hingewiesen, die aus unserer Sicht den Zubau der neuen Kraftwerke erschweren, schlimmstenfalls sogar verhindern.\r\n\r\nFür H2-ready Neuanlagen sind beispielsweise nur Standorte gebotsfähig, an de-nen zuvor keine Stromerzeugungsanlagen auf Basis gasförmiger Brennstoffe als Hauptbrennstoff betrieben wurden. Dies schränkt die Standortwahl enorm ein, neue Gasanschlüsse benötigen eine aufwändige Infrastruktur, wie Netzanschlüsse und vor allem planungsrechtliche Genehmigungsverfahren, die im avisierten Rea-lisierungszeitraum kaum möglich sind.\r\n\r\nAlle neuen und modernisierten Anlagen sollen verpflichtet werden, Phasenschie-ber zur Erzeugung von Blindleistung bereitzuhalten. Dies verteuert die Projekte zusätzlich und schließt große effiziente Gas- und Dampfanlagen (GuD) praktisch aus, da hierfür keine technischen Lösungen existieren. Eine bedarfsgerechte Fest-legung und Technologieoffenheit, die es den Anlagenbetreibern ermöglicht selbst festzulegen, wie sie Blindleistung und Momentanreserve bereitstellen, wäre einer pauschalen Anforderung vorzuziehen.\r\n\r\nKritisch sehen wir auch die Pönalen, die nach Ablauf der Realisierungsfrist vorge-sehen sind. Sie sollten deutlich reduziert werden und so ausgestaltet sein, dass Betreiber nur für selbstverschuldete Verzögerungen im Projektablauf in Haftung genommen werden. In der vorgesehenen Regelung ist dazu keine klare Abgren-zung zu kaum vom Betreiber zu beeinflussenden Verzögerungen (z.B. unvorherge-sehene technische Schäden, Genehmigungsverzögerungen, Lieferengpässe, netz-technischer Terminverzug, etc.) vorgesehen. Der Betreiber muss sogar dann haf-ten, wenn zum Zeitpunkt der H2-Umstellung aufgrund von Verzögerungen beim Leitungsbau kein Anschluss an das avisierte Wasserstoffkernnetz verfügbar ist oder sich der H2-Hochlauf für Markt und Infrastruktur in Deutschland insgesamt verzögert.\r\n\r\nDie Förderung des Wasserstoffs ist auf 800 Volllaststunden jährlich begrenzt. Da ein ungeförderter Wasserstoffbetrieb voraussichtlich nicht kostendeckend ist, würde die Anlage danach stillstehen. Dies erhöht nicht nur die Kosten, sondern schränkt auch die Versorgungssicherheit ein. Ältere, weniger effiziente Anlagen, wie Kohlekraftwerke und ältere Gasanlagen, würden danach verstärkt genutzt, was das CO2-Reduktionsziel unterlaufen würde. Besser wäre es, die Anzahl der geförderten Stunden zu erhöhen. Da dies mit einer Senkung der Kosten je geför-derter MWh einhergeht, wäre dies mit demselben Budget leistbar. Besonders wichtig für Anlagen in der „Südzone“ ist zudem, dass Redispatch-Einsätze nicht auf die 800 Stunden angerechnet werden.\r\n\r\nSehr geehrter Herr Minister, die EnBW investiert insgesamt mehr als 40 Mrd. € bis zum Jahr 2030; ca. 90% davon in Deutschland. Es gibt keinen anderen Energiever-sorger, der mehr in die Transformation des deutschen Energiesystems investiert. Wir suchen deshalb auch nicht händeringend nach weiteren Investitionsmöglich-keiten. Im Gegenteil: die Investitionsnotwendigkeiten sind enorm. Regelbare Leis-tung im geographischen Süden Deutschlands ist nach unserer Auffassung absolut erforderlich für die Versorgungssicherheit, die Netzstabilität und den Klima-schutz. Gerade deswegen sind wir sehr besorgt, dass der aktuelle Gesetzesent-wurf keinen ausreichenden wirtschaftlichen Aufbau einer energiewendekompatib-len disponiblen Leistung ermöglichen wird. \r\n\r\nIn der Anlage haben wir unsere wichtigsten Verbesserungsvorschläge näher er-läutert. Ich würde mich freuen, wenn Sie unsere Überlegungen zur Umsetzung des Kraftwerkssicherheitsgesetzes im weiteren Verfahren berücksichtigen würden. Selbstverständlich stehen wir Ihnen jederzeit zum intensiven Austausch zur Verfü-gung.\r\n\r\nFreundliche Grüße \r\n\r\nAnhang: \r\nEnBW-Einschätzungen zum Kraftwerkssicherheitsgesetz\r\n(Konsultationsfassung vom 11. September 2024)\r\nStand: 28. Oktober 2024\r\n\r\nEnBW begrüßt, dass das KWSG auf den Weg gebracht wurde, denn für den Ausbau der gesicher-ten Leistung drängt die Zeit. Allerdings befürchten wir, dass das KWSG in seiner zur Konsultation gestellten Ausgestaltung den Zubau volkswirtschaftlich unnötig verteuert, denn eine sachliche Notwendigkeit für zahlreiche Ausgestaltungselemente (z.B. hohe Pönalen, flächendeckender Einbau von Phasenschiebern) sehen wir nicht. Zudem werden den Bietern erhebliche Risiken auferlegt, was vor allem in Säule 1 dazu führen kann, dass die Kosten unnötig steigen, weil ent-weder der Wettbewerb aufgrund mangelndem Bieterinteresse eingeschränkt wird oder weil Bie-ter gezwungen werden, relativ hohe Gebote abzugeben, um Risiken und Mehrkosten auszuglei-chen, die durch die Ausgestaltung des KWSG künstlich erzeugt werden.\r\nAus Sicht der EnBW ist nun erforderlich, dass das KWSG zügig umgesetzt wird, dass die Komple-xität der Anforderungen sehr deutlich reduziert wird und dass in signifikantem Umfang Risiken für die Bieter herausgenommen werden. Unter diesen Voraussetzungen kann das KWSG zu einem Erfolg werden.\r\nIm Einzelnen möchten wir das Augenmerk auf folgende Themen lenken:\r\n1.\tTechnische Anforderungen \r\nUm teilnehmen zu können, müssen Bieter hohe technische Anforderungen (Nachweis von Pha-senschieberbetriebsmöglichkeit, Momentanreserve) erfüllen. Diese sind jedoch technisch nur z.T. umsetzbar und auch bei weitem nicht immer sachlich erforderlich. Die für einen Phasen-schieberbetrieb erforderlichen Kupplungen sind nur für Turbinen bis Größenordnung von etwa \r\n350 MWe verfügbar. Damit wären alle Betreiber gezwungen, auf Gebote für effizientere größere Anlagen zu verzichten und stattdessen auf spezifisch teurere kleinere Anlagen zu setzen, wodurch auch der Förderbedarf ansteigen würde. Phasenschieber sind zudem nach unserer Kenntnis nicht „flächendeckend“ erforderlich. Die für alle Bieter geltenden technischen Anforde-rungen verteuern das Verfahren also künstlich, ohne dass es dafür einen realen Bedarf gäbe. Falls der Netzbetreiber örtlich bestimmte Systemdienstleistungen wünscht, ist es sachgemäß, wenn er sich außerhalb des KWSG mit dem Betreiber einigt und er die Mehrkosten übernimmt. \r\nDie technischen Anforderungen hinsichtlich der Erbringung von zusätzlichen Systemdienstleis-tungen sollten daher in Gänze aus dem KWSG gestrichen werden.\r\n2.\tBetriebseinschränkung\r\nSäule 1 sieht eine Einschränkung der OPEX-Förderung auf 800 Stunden jährlich vor. Dieser Wert erscheint willkürlich und wird dazu führen, dass den Anlagen in Säule 1 signifikante Deckungs-beiträge entgehen, weil der Markt absehbar Anlagen, die mit Einsatzkosten auf Erdgasniveau betrieben werden, in mehr als 800 Stunden anfordern wird. Hierbei sollte bedacht werden, dass der Förderbedarf je kg Wasserstoff mit steigender Anzahl der geförderten Stunden deutlich zu-rückgeht. Der Grund: Mit steigender Auslastung sinken die spezifischen Kosten für Transport und (Kavernen-)Speicherung von Wasserstoff merklich. Folglich könnte mit einem gegebenen Budget auch eine höhere Stundenzahl gefördert werden. Eine Ausweitung der Betriebsstunden mit OPEX-Förderung nach der H2-Umstellung hilft zudem, die CO2-Emissionen weiter zu reduzie-ren. \r\nWir empfehlen, die Gesamtstundenzahl über alle Jahre mit OPEX-Förderung zu begrenzen und die Stunden nicht jährlich zu limitieren, damit der Betreiber den Einsatz optimieren kann. Von Netzbetreibern z.B. für Redispatch angeforderte Einsatzstunden dürfen nicht angerechnet wer-den, da mit diesen Einsätzen keine Deckungsbeiträge erwirtschaftet werden dürfen.\r\n3.\t Risiken\r\nDer aktuelle Entwurf bürdet dem Bieter durch sehr hohe Pönalen sowie durch die Regelungen im Fall der Nichtverfügbarkeit von Wasserstoff enorme Risiken auf. Problematisch ist dabei auch, dass keine klare Abgrenzung zu kaum vom Betreiber zu beeinflussenden Verzögerungen (etwa unvorhersehbare technische Schäden, höhere Gewalt, Genehmigungsverzug, infrastruktureller und strom-/gasnetztechnischer Terminverzug) getroffen wird. \r\nSollte eine Anlage in Verzug geraten, so würde dies neben der zu zahlenden Pönale zum Entfall der gesamten Förderung für den Betreiber führen und könnte den Betreiber veranlassen, den Bau der Anlage zur Kostenminderung komplett einzustellen, sobald dies absehbar ist. Dies wäre für alle Seiten negativ: Dem System ginge dringend benötigte disponible Leistung verloren (deren Neuausschreibung und Errichtung weitere 6-7 Jahre dauert) und der Betreiber hätte einen extre-men Schaden. Das Risiko einer Verzögerung ist sehr real, denn es darf nicht vergessen werden, dass allein im Rahmen des KWSG voraussichtlich mindestens 10 Anlagen gleichzeitig realisiert werden. Aufgrund der bereits heute angespannten Liefersituation bei wichtigen Komponenten (z.B. Schaltanlagen, Transformatoren), des hohen Bedarfs an solchen Komponenten auch im Netzbereich und des erheblichen Abbaus von Industriekapazitäten im Kraftwerksbereich in Deutschland in den vergangenen 15 Jahren besteht ein hohes Risiko des Terminverzugs. Erfah-rungen bei den aktuell laufenden (wenigen) Neubauprojekten zeigen diese Lieferprobleme be-reits. Während Pönalen im Grundsatz nachvollziehbar sind, muss bedacht werden, dass Betrei-ber selbst ein großes wirtschaftliches Interesse an einer zügigen Umsetzung der Projekte haben.\r\nAus EnBW-Sicht müssen die Pönalen deutlich reduziert werden und nur für Projektverzögerungen ausgesprochen werden, auf die die Betreiber einen direkten Einfluss haben oder die selbstver-schuldet sind. \r\nBei einer Verzögerung der H2-Umstellung muss der Betreiber sogar dann haften, wenn zum Zeit-punkt der Umstellung durch Verzögerungen beim Leitungsbau kein Anschluss an das Wasser-stoff-Kernnetz verfügbar ist oder sich der H2-Hochlauf für Markt und Infrastruktur in Deutsch-land insgesamt verzögert. Die Risikoballung beim Betreiber entsteht nicht zuletzt dadurch, dass die für ihn vorgesehenen Optionen für den Fall der Nichtverfügbarkeit von Wasserstoff (CCS, Still-legung etc.) wirtschaftlich in keiner Weise tragfähig sind. \r\nInsgesamt dürften die erheblichen Risiken für potenzielle Bieter ein maßgeblicher Grund für eine Entscheidung zur Nichtteilnahme an Säule-1-Auktionen sein.\r\nDie Zulässigkeit des Einsatzes von H2/Erdgas-Gemischen über 2-4 Jahre könnte das Risiko der Nichtverfügbarkeit von H2 während des Markthochlaufs und technischer Risiken während der Optimierung der neuentwickelten Gasturbinen für H2-Einsatz weiter reduzieren.\r\nDaher ist eine Risikofreistellung des Betreibers bei höherer Gewalt und vom Betreiber nicht be-einflussbaren Risiken erforderlich. Anlagen müssen bei fehlender H2-Verfügbarkeit ohne Strafen mit Erdgas weiterbetrieben werden können. \r\n\r\n\r\n4.\tRegelung des Zubaus im „netztechnischen Süden“\r\nWir begrüßen ausdrücklich die Verankerung eines Bonus-Systems im Ausschreibungsdesign, um den Zubau im „netztechnischen Süden“ anzureizen. Es ist aus Gründen der Systemstabilität richtig, dass zwei Drittel der Leistung im Süden Deutschlands zugebaut werden müssen. Aller-dings ist der Begriff „netztechnischer Süden“ geografisch in den Konsultationspapieren sehr weit gefasst und erstreckt sich über große Teile des Landes. Damit besteht die Gefahr, dass die räum-liche Aussteuerung nicht so gelingt, wie dies aus Systemsicht wünschenswert wäre und neue Erzeugungskapazitäten nicht dort priorisiert werden, wo sie am dringendsten benötigt werden. Die Folge wäre z.B. ein deutlich längerer Weiterbetrieb der Netzreserveanlagen in Süddeutsch-land mit wachsenden Verfügbarkeitsrisiken (qualifiziertes Personal, Kohlelogistik und Instand-haltung) und hohen Kosten zur Erhaltung der Betriebsbereitschaft dieser Anlagen.\r\nDie EnBW wirbt für regional abgestufte „Bonusklassen“ in den Bundesländern, in denen die je-weiligen Bedingungen, z.B. bzgl. Ersatz bestehender Netzreserveanlagen berücksichtigt werden können. Das BMWK nennt im Konsultationspapier selbst eine Spanne von 200 bis 300 €/kW, die je nach lokaler Situation Anwendung finden könnten.  \r\n5.\tStandorteinschränkungen\r\nFür H2-ready-Neubauanlagen sollen nur Standorte gebotsfähig sein, an denen zuvor keine Stromerzeugungsanlage auf Basis gasförmiger Brennstoffe als Hauptbrennstoff betrieben wurde. Dies schließt bei vielen Kraftwerksbetreibern Neubauten an bereits mit Erdgas erschlossenen Standorten von vornherein aus. Der Bau einer Erdgasanschlussleitung zu noch nicht mit Gas versorgten Standorten bedeutet Zusatzkosten und nicht unerhebliche Genehmigungs-/Terminrisiken. Damit scheiden einige erstklassige Standorte aus, was das Bieterfeld reduziert und die Kosten erhöht.  \r\nZu unnötigen Kostenerhöhungen tragen auch die Regelungen für Bestandsmodernisierung bei. Hier werden Teilnahmevoraussetzungen (Mindestinvestitionstiefe, Wirkungsgradverbesserung) eingeführt, die eine Art „Mindestkostenregelung“ darstellen und die technisch kaum umzusetzen sind, während gleichzeitig Erdgasumbauten bestehender Kohleanlagen nicht gefördert werden, die technisch erwiesenermaßen machbar und schnell und mit relativ niedrigen Investitionskos-ten umsetzbar sind. \r\nEnBW wirbt für eine Streichung der Vorgaben zu Neubauten nur an Standorten ohne Gas. Wir empfehlen außerdem nachdrücklich, ein Segment für den Erdgasumbau von Kohlekraftwerken in Säule 2 vorzusehen.\r\n6.\tZusammenspiel von KWSG mit KWKG und Kapazitätsmarkt\r\nDie Gebotshöhen im KWSG werden maßgeblich davon abhängen, ob die Bieter Gewissheit dar-über haben, dass ihre Anlagen als Bestandsanlagen nach Auslaufen der KWSG-Förderung im künftigen Kapazitätsmarkt teilnehmen können. Erste Analysen zeigen, dass Gebote in der KWSG um etwa 25% niedriger ausfallen könnten, wenn dies der Fall wäre. Daher ist noch vor der ersten KWSG-Auktion Klarheit über das Zusammenspiel zwischen KWSG und einem späteren Kapazi-tätsmarkt erforderlich.\r\nEnBW empfiehlt daher nachdrücklich, im KWSG die Regelungen zum Verhältnis zum späteren Kapazitätsmarkt klar zu definieren.\r\n\r\nDie gleichzeitige Inanspruchnahme von Förderung aus dem KWSG und dem KWKG muss nicht automatisch zu einer Überförderung führen und sollte daher nicht pauschal vorab ausgeschlos-sen werden. Vielmehr ist das Verhältnis zwischen KWSG und KWK genau zu klären, insbes. ange-sichts der Tatsache, dass die KWK aufgrund der höheren Effizienz und der beabsichtigten Um-stellung auf klimaneutrale Fernwärme weiterhin gewünscht ist. Infolge höherer Kosten von H2-ready KWK-Anlagen im Vergleich zu reinen Stromerzeugungsanlagen haben diese einen Gebots-nachteil im KWSG, der durch die KWK-Förderung reduziert werden kann. Es braucht deshalb Re-gelungen, welche die erforderliche Finanzierung für KWK-Anlagen über einen Verbund beider Förderpakete ermöglichen. Um Klarheit zur erforderlichen Kalkulation vor der Auktion und Rechtssicherheit bzgl. der Förderung im Zuschlagsfall zu haben, sollte die Regelung zur künftigen Förderung von KWK-Anlagen mit ausreichendem Vorlauf vor der ersten KWSG-Auktion fixiert werden. Wird dies nicht erreicht, so wird die Chance auf ein wirtschaftliches Optimum sowohl bei den Betreibern als auch beim staatlichen Förderbedarf vertan. \r\n\r\nFazit: In der aktuellen Fassung des KWSG wäre die Realisierung vieler bereits entwickelter Projekte aus technischen Gründen nicht möglich, wegen zu strenger Standortvorgaben nicht umsetzbar oder für den Betreiber aufgrund der vorgegebenen kurzen Umsetzungsfris-ten und hohen Pönalen zu riskant. 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Die EnBW hat den Entstehungsprozess des Kraftwerkssicherheitsgesetzes (KWSG) daher eng mitverfolgt und sich engagiert in die von der EU vorgesehene Konsultation eingebracht.\r\nDie EnBW ist überzeugt, dass das KWSG und seine Umsetzung politische Priorität haben müssen. Gleichzeitig stellt das KWSG einen deutlichen Eingriff in den Strommarkt dar. Bei fehlerhafter Tarierung besteht das Risiko, dass sich Investoren nicht an den Ausschreibungen zum KWSG beteiligen oder Fehlanreize mit gravierenden Folgen für den Strommarkt geschaffen werden. Insbesondere die Verabschiedung, aber auch die Umsetzung des KWSG sollte daher abgewogen und im Dialog mit der Branche erfolgen.\r\n2. Anmerkungen zu den einzelnen Paragraphen\r\nFolgende Punkte vergrößern aus Sicht der EnBW die Risiken bei einer Auktionsteil-nahme:\r\n§2 Begriffsbestimmungen Ziff. 1., 18., 23. und 42.\r\nBei den Wasserstofffarben sieht der Entwurf den Einsatz von grünem („RFNBO“) und kohlenstoffarmem Wasserstoff vor. Für die Definition von kohlenstoffarmem Wasserstoff verweist der Entwurf auf die noch auszuarbeitende Definition im Delegierten Rechtsakt für kohlenstoffarme Brennstoffe, der aktuell von der Europäischen Kommission finalisiert wird. Der Referentenentwurf definiert explizit als „kohlenstoffarm“ blauen, türkisen (Methanpyrolyse) sowie orangenen (aus Abfall- und Reststoffen) Wasserstoff. Explizit ausgeschlossen ist elektrolytisch hergestellter Wasserstoff aus Nuklearstrombasis („pinker“ bzw. „gelber“ Wasserstoff), welcher nach dem Delegierten Rechtsakt auf EU-Ebene als „kohlenstoffarm“ gelten wird. Dieses Verbot dürfte aber einen Verstoß gegen die Binnenmarktregeln darstellen. Die direkte Ammoniakverstromung ist weiterhin explizit ausgeschlossen, was angesichts der absehbaren künftigen Möglichkeit, insbes. küstennah Ammoniak zu verstromen, schwer nachzuvollziehen ist.\r\n3\r\n§2 Begriffsbestimmungen Ziff. 27.\r\nDer netztechnische Süden umfasst die Länder Baden-Württemberg, Bayern, Hessen, Nordrhein-Westfalen, Rheinland-Pfalz und das Saarland. Laut §20 Zuschlagsverfahren (5) 2. soll der Südbonus i.H.v. 220 Euro pro Megawatt gewährt werden. Zudem wird der Südbonus nun nach den ersten Ausschreibungsrunden evaluiert (§56 Evaluierung (1)).\r\nEs ist aus Gründen der Systemstabilität richtig, dass zwei Drittel der Leistung im Süden Deutschlands zugebaut werden müssen. Allerdings ist der Begriff „netztechnischer Süden“ geografisch im Gesetzesentwurf weiterhin sehr weit gefasst und erstreckt sich über große Teile des Landes. Damit besteht auch weiterhin die Gefahr, dass die räumliche Aussteuerung nicht so gelingt, wie dies aus Systemsicht wünschenswert wäre und neue Erzeugungskapazitäten nicht dort priorisiert werden, wo sie am dringendsten benötigt werden. Die Folge wäre z.B. ein deutlich längerer Weiterbetrieb der Netzreserveanlagen in Süddeutschland mit wachsenden Verfügbarkeitsrisiken (qualifiziertes Personal, Kohlelogistik und Instandhaltung) und hohen Kosten zur Erhaltung der Betriebsbereitschaft dieser Anlagen.\r\nEine Evaluierung nach den ersten zwei Ausschreibungsrunden, wie im Entwurf vorgesehen, könnte zu spät erfolgen, um eine regional angemessene Steuerung noch sicherzustellen. Die EnBW wirbt daher bereits in der ersten Ausschreibungsrunde für regional abgestufte „Bonusklassen“ in den Bundesländern, in denen die jeweiligen Bedingungen, z.B. bzgl. Ersatz bestehender Netzreserveanlagen, berücksichtigt werden können.\r\n§2 Begriffsbestimmungen Ziff. 32.\r\nursprünglich:\r\nDer Begriff „qualifizierter Standort“ ein Standort, wird definiert als a) Standort, an dem in den letzten fünf Jahren vor dem Gebotstermin keine gasförmigen Brennstoffe als Hauptenergieträger zur Stromerzeugung eingesetzt wurden oder b) an dem ausschließlich Stromerzeugungsanlagen betrieben wurden, die in den letzten fünf Jahren vor dem Gebotstermin wenigstens zeitweise als systemrelevant nach § 13b des Energiewirtschaftsgesetzes ausgewiesen waren und deren endgültige Stilllegung nach § 13b Absatz 1 Satz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes angezeigt wurde,\r\nDie EnBW begrüßt die vorgenommene Erweiterung bei der Definition qualifizierter Standorte. Somit wird die Errichtung von Neubauten auch an Gasstandorten nicht mehr ausgeschlossen. Da diese vor Ort nur in Reserve betrieben wurden, besteht kein Risiko, dass ein bestehendes Marktkraftwerk durch ein neues (KWSG-)Marktkraftwerk ersetzt wird. Dies erscheint sachgerecht.\r\n4\r\nDie EnBW sieht jedoch weiterhin das Problem, dass Standorte mit bestehenden Gaskraftwerken von der Ausschreibung für Neuanlagen ausgeschlossen werden, da an versch. Orten in Deutschland Steinkohleanlagen und Gasanlagen an einem Standort betrieben werden. Da sich der „Hauptenergieträger“ nach § 2 Ziff. 19 auf eine Anlage bezieht und „Anlage“ in § 2 Ziff. 2 auf einzelne Generatoren beziehen (die Ausnahme einer Anlage für mehrere Generatoren gilt explizit nur dann, wenn diese innerhalb 12 Monaten in Betrieb genommen wurden) würde somit schon eine kleinere Gasanlage an einem Standort diesen für Ausschreibungen von Neuanlagen sperren. Diese Regelung ist unseres Erachtens kontraproduktiv, da die bestehende Infrastruktur von Kraftwerksstandorten (dazu gehört auch die Gasanschlussleitung) zur schnellen Errichtung neuer Gaskraftwerke genutzt werden sollte und nicht verhindert werden sollte, besonders geeignete Standorte zu nutzen. Es existieren in Deutschland auch nicht beliebig viele erschlossene und planungsrechtlich ausgewiesene Standorte, sodass ein Teil dieser Standorte mit einer derartigen Regelung ohne anderweitige Nachteile aus Ausschreibungen ausgeschlossen werden könnte. Die Regelung ist auch unnötig, da eine durch den Bau von Neuanlagen ggf. provozierte Stilllegung bestehender Gaskraftwerke auch auf anderem Weg erreicht werden könnte z.B. indem bei einem Zuschlag für eine Anlage ein Stilllegungsverbot für bestehende gasgefeuerte Marktanlagen am gleichen Standort für 3 Jahre nach der erfolgreichen Inbetriebnahme der Neuanlage erlassen werden könnte.\r\nUnser Vorschlag ist, auf Regelungen komplett zu verzichten, die Standorte für Neuanlagen und modernisierte Anlagen reduzieren und jedem Betreiber die Auswahl der geeigneten Standorte zu überlassen. Alles andere führt zu Wettbewerbseinschränkungen und stellt die Verfügbarkeit einer ausreichenden Anzahl Standorte in Frage.\r\n§2 Begriffsbestimmungen Ziff. 40. in Verbindung mit §45\r\nDas „Umstiegsdatum“ (Ziff. 40) wird als erster Tag des achten Jahres nach der Inbetriebnahme eines auf Wasserstoff umrüstbaren Kraftwerks definiert. Spätestens sechs Monate vor dem Umstiegsdatum muss der Wasserstoffnetzbetreiber dem Kraftwerksbetreiber mitteilen, ob ein Wasserstoffnetzanschluss zustande kommt. Liegt diese Mitteilung nicht vor, verschiebt sich das Umstiegsdatum auf den Zeitpunkt, der sechs Monate nach der Mitteilung des Wasserstoffbetreibers liegt. Wird nach diesem Zeitpunkt weiterhin ohne Wasserstoff verstromt, entfällt der Anspruch auf die Investitionskostenprämie (§34 (4)).\r\nMit dieser Änderung im Gesetzestext im Vergleich zu den Konsultationseckpunkten wird nicht viel erreicht. Das Netzanschlussrisiko wird nur unzureichend mitigiert und das Risiko der Nicht-Verfügbarkeit von Wasserstoff besteht ebenfalls weiter. Eine Absage einer bereits geplanten Wasserstoffumrüstung mit 6 Monaten Vorlauf durch den FNB ist\r\n5\r\nweiterhin viel zu knapp. Es braucht zur Umstellung von Erdgas auf H2 mindestens neue Brenner und Gasverdichter. Beides ist zwar vergleichsweise schnell eingebaut (wenige Monate) benötigt zur Konstruktion, Fertigung und Genehmigung aber mind. 3 Jahre Vorlauf. Auch der Wasserstoff muss mit Vorlauf bestellt werden. Wird der Wasserstoffanschluss vom FNB mit derart kurzem Vorlauf abgesagt, so sind beim Betreiber die bereits beauftragten Leistungen stranded investments. Die Kosten bleiben beim Betreiber, der den bereits georderten Wasserstoff nicht verstromen kann und stattdessen kurzfristig zu erhöhten Kosten Erdgas beschaffen muss.\r\nVerbindliche Aussagen des FNB zum Wasserstoffumstellungstermin müssen dem Anlagenbetreiber daher mit mindestens drei Jahren Vorlauf zur Verfügung stehen. Ist der Anschluss dann zum angegebenen Zeitpunkt nicht verfügbar aus Gründen, die der FNB zu vertreten hat, so ist dieser schadenersatzpflichtig.\r\nAuch die in Säule 1 aufgrund der OPEX-Förderung (Brennstoffausgleich) hohe Zahlungsbereitschaft des Kraftwerksbetreibers kann nicht alle Risiken aus der H2-Bereitstellung ausgleichen, da zur Bereitstellung von Brennstoff neben der ausreichenden Einspeisung von H2 in das Netz auch noch Speicher zur Strukturierung des Gasbedarfs erforderlich sind.\r\n§2 Begriffsbestimmungen Ziff. 44.\r\nAls „wesentliche Effizienzsteigerung“ [ist] eine Steigerung des elektrischen Wirkungsgrades einer Anlage im Rahmen einer Modernisierung um mindestens 15 Prozentpunkte gegenüber der an dem Standort vor Zuschlagserteilung betrieben Anlage“ definiert.\r\nDieser Wert ist nur geringfügig einfacher umsetzbar als der zuvor geforderte Wert von 20 Prozent, setzt aber bei der Modernisierung eines früheren Kohleblocks mit einem Wirkungsgrad in der Größenordnung 40-42 % voraus, dass eine hocheffiziente GuD-Anlage errichtet wird, mit einem Wirkungsgrad > 57 %. Auch offene Gasturbinen mit einem Wirkungsgrad von ca. 40 % und kleinere KWK-Anlagen mit einem elektr. Wirkungsgrad im Bereich 50 % werden ihre Bedeutung im künftigen Strom- und Fernwärmeerzeugungssystem haben, werden aber mit dieser Forderung verhindert. Wir empfehlen daher, die Anforderung einer Effizienzsteigerung komplett zu streichen, da jeder Betreiber im Sinn einer Maximierung der Wirtschaftlichkeit für seine Zwecke auf eine hocheffiziente Brennstoffnutzung achten wird und diese Forderung dem ansonsten verfolgten Ansatz der Technologieoffenheit widerspricht.\r\n§5 Standorte der Anlagen (1)\r\n6\r\n„In den Ausschreibungen für auf Wasserstoff umrüstbare Kraftwerke werden nur Projekte gefördert, die zum Zeitpunkt der Gebotsabgabe nicht weiter als 50 km Luftlinie zu einer geplanten oder bereits existenten Wasserstoffleitung entfernt sind, die Teil des nach § 15d Absatz 3 Satz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes bestätigten aktuellen Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff sind oder, sofern noch kein bestätigter Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff existiert, Teil des nach §§ 28q Absatz 8 Satz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes genehmigten Wasserstoffkernnetzes und deren Errichtung sind“.\r\nDer Wert von 50 km (zuvor 20 km) erscheint letztlich willkürlich. Für die Kosten des Anschlusses ist nicht die Luftlinie, sondern die Beschaffenheit des realen Transportweges ausschlaggebend, z.B. ob Flüsse den Transportweg kreuzen.\r\nEs erscheint uns sinnvoll, dass der Gasnetzbetreiber, der die H2-Kernnnetzleitung plant, auch die Anschlussleitung zum Kraftwerk planen sollte und schlagen deshalb vor, dass der Gasnetzbetreiber die Kosten sowie Verantwortung für eine rechtzeitige Fertigstellung der Anschlussleitung bis zu einer Entfernung von max. 10 km von der H2-Kernnetzleitung übernimmt. Mit dieser Regelung wäre eine beträchtliche Risikoreduktion für den Betreiber verbunden und die Gesamtentfernung der Anlage vom H2-Kernnetz würde damit zweitrangig.\r\n§6 Vorgaben zum Betrieb der Anlagen (1) 1. b)\r\nAusschließlicher Einsatz von H2: Diese Regelung ist, wie erwähnt, nicht praktikabel, weil Wasserstoffkraftwerke weiterhin Erdgas zur Anfahr- und Stützfeuerung benötigen wer-den. Die Regel wird vor allem bei den ersten ausschließlich mit H2 betriebenen Anlagen zu Schäden und Nichtverfügbarkeit führen. Beides wäre aufgrund des dringenden Be-darfs an disponibler Erzeugung äußerst nachteilig. Die Zulässigkeit des Einsatzes von H2/Erdgas-Gemischen über 2-4 Jahre könnte das Risiko der Nichtverfügbarkeit von H2 während des Markthochlaufs und technischer Risiken während der Optimierung der neu-entwickelten Gasturbinen für H2-Einsatz deutlich reduzieren.\r\nBegrenzung Stunden für H2-Einsatz auf max. 800 h/a und min. 200 h/a: Diese Begren-zung erscheint weiterhin willkürlich und wird dazu führen, dass den Anlagen in Säule 1 signifikante Deckungsbeiträge entgehen, weil der Markt absehbar Anlagen, die mit Ein-satzkosten auf Erdgasniveau betrieben werden, in mehr als 800 Stunden anfordern wird. Hierbei sollte bedacht werden, dass der Förderbedarf je kg Wasserstoff mit steigender Anzahl der geförderten Stunden deutlich zurückgeht. Der Grund: Mit steigender Auslas-tung sinken die spezifischen Kosten für Transport und (Kavernen-)Speicherung von Was-\r\n7\r\nserstoff merklich. Folglich könnte mit einem gegebenen Budget auch eine höhere Stun-denzahl gefördert werden. Eine Ausweitung der Betriebsstunden mit OPEX-Förderung nach der H2-Umstellung hilft zudem, die CO2-Emissionen weiter zu reduzieren.\r\nWir empfehlen daher weiterhin, die Gesamtstundenzahl über alle Jahre mit OPEX-Förde-rung zu begrenzen und die Stunden nicht jährlich zu limitieren, damit der Betreiber den Einsatz optimieren kann. Von Netzbetreibern z.B. für Redispatch angeforderte Einsatz-stunden dürfen nicht angerechnet werden, da mit diesen Einsätzen keine Deckungsbei-träge erwirtschaftet werden dürfen.\r\n§7 Technische Anforderungen an die Anlagen\r\nIm Gegensatz zu den Konsultationsunterlagen wird im Gesetzesentwurf nun festgeschrieben, dass die BNetzA weitere technische Anforderungen bestimmen oder Ausnahmen davon genehmigen kann (gemäß Art. 29, Absatz 1 EnWG und in Bezug auf Anlage 1 des KWSG). Laut dieser Anlage sind Phasenschieber weiterhin verbindlich vorgeschrieben (Anlage 1 (zu §7) Technische Anforderungen I. 3.)\r\nDie genannten Anforderungen für einen sicheren Netzbetrieb sind bei weitem nicht immer sachlich erforderlich. Für die EnBW ist das nach wie vor nicht tragbar, da Phasenschieber u.a. den Bau größerer und effizienterer Anlagen verhindern und die Nachrüstung zusätzlicher Schwungmassen in einen bestehenden Wellenstrang zu einem späteren Termin technisch unmöglich ist.\r\nAuch die nun vorgesehene Interventionsmöglichkeit der BNetzA ist ggf. kritisch: Investoren benötigen Planungssicherheit für das Design und Ausführung der Anlagen, damit baldmöglichst Aktionsfähigkeit hergestellt werden kann. Das Abwarten einer evtl. Festlegung der Bundesnetzagentur, die womöglich erst kurz vor dem Auktionstermin veröffentlicht wird, ist keine Lösung – abgesehen davon würde es der BNetzA auch freistehen, weitergehende Anforderungen zu erstellen und nicht nur Anforderungen zu streichen. Diese Anforderungen erschweren die Planung, verteuern die Anlagen unnötig und reduzieren den Wettbewerb.\r\nWir empfehlen deshalb, in der Anlage 1 den Punkt I.3 ersatzlos zu streichen (Erzeugung geregelter Blindleistung ohne Wirkleistungseinspeisung und Erweiterung der Synchronmaschine um eine Zusatzschwungmasse) und die Festlegungskompetenz der Bundesnetzagentur in § 7 (2) auf das rechtzeitige Streichen von technischen Anforderungen des KWSG zu begrenzen, falls sich erweisen sollte, dass diese örtlich nicht erforderlich sind. Falls ein Netzbetreiber örtlich bestimmte Systemdienstleistungen für erforderlich hält, ist es sachgemäß, wenn er sich außerhalb des KWSG mit dem Betreiber einigt und er die Mehrkosten übernimmt.\r\n8\r\n§13 Höchstwerte\r\nIm vorliegenden Referentenentwurf fehlen die Höchstwerte pro Kilowatt, die Bieter im Rahmen ihrer Gebote abgeben dürfen. Die Festlegung der Höchstwerte ist nicht nur für die Wirtschaftlichkeitsberechnungen der Bieter essenziell. Sie haben Auswirkungen auf das tatsächliche Gelingen des KWSG und sollten hier bereits klar festgelegt werden. Die Festlegung von Höchstwerten muss sich nach tatsächlichen wirtschaftlichen Gegebenheiten richten und sollte nicht Gegenstand eines interministeriellen Aushandlungsprozesses werden.\r\n§17 Eigenerklärung bei Gebotsabgabe\r\nDer Paragraph sieht vor, dass Bieter eine Eigenerklärung abgeben müssen, dass ihre gebotsgegenständlichen Anlagen weder ganz noch teilweise einen Zuschlag u.a. nach EEG oder KWKG erhalten.\r\nDie gleichzeitige Inanspruchnahme von Förderung aus dem KWSG und dem KWKG muss nicht automatisch zu einer Überförderung führen und sollte daher nicht pauschal vorab ausgeschlossen werden. Vielmehr ist das Verhältnis zwischen KWSG und KWK genau zu klären, insbes. angesichts der Tatsache, dass die KWK aufgrund der höheren Effizienz und der beabsichtigten Umstellung auf klimaneutrale Fernwärme weiterhin gewünscht ist. Infolge höherer Kosten von H2-ready KWK-Anlagen im Vergleich zu reinen Stromerzeugungsanlagen haben diese einen Gebotsnachteil im KWSG, der durch die KWK-Förderung reduziert werden kann. Es braucht deshalb Regelungen, welche die erforderliche Finanzierung für KWK-Anlagen über einen Verbund beider Förderpakete ermöglichen. Um Klarheit zur erforderlichen Kalkulation vor der Auktion und Rechtssicherheit bzgl. der Förderung im Zuschlagsfall zu haben, sollte die Regelung zur künftigen Förderung von KWK-Anlagen mit ausreichendem Vorlauf vor der ersten KWSG-Auktion fixiert werden. Wird dies nicht erreicht, so wird die Chance auf ein wirtschaftliches Optimum sowohl bei den Betreibern als auch beim staatlichen Förderbedarf vertan.\r\n§19 Sicherheiten (2)\r\nDie Höhe der Sicherheit berechnet sich aus der in dem Gebot angegebenen Gebotsmenge multipliziert mit 150 Euro pro Kilowatt Nennleistung.\r\nDie Sicherheit wird gem. § 19 (6) nicht verzinst. Aufgrund der Unsicherheiten am Kapitalmarkt und Risiken wachsender Zinsen stellt eine zu Projektbeginn unverzinste langfristig zu hinterlegende Sicherheit von 90 Mio. € für eine beispielhafte 600 MW-Anlage einen signifikanten Aufwand und Risiko für den Bieter dar. Die im Gesetzentwurf unter D auf 14-16 Mrd. € veranschlagten Haushaltsausgaben des KWSG würden somit\r\n9\r\nvon den Betreibern der bezuschlagten Anlagen über die hinterlegten Sicherheiten (1,875 Mrd. € für in Summe 12, 5 GW) zumindest teilweise selbst mitfinanziert.\r\nWir empfehlen daher, zur Entlastung der Bieter eine übliche Verzinsung im KWSG festzuschreiben.\r\n§33 Wasserstoffprämie (3) und § 35 Brennstoffausgleich\r\nEin Anspruch auf die Wasserstoffprämie besteht bei Wasserstoffkraftwerken (frühere H2-Sprinter) für 8000 Stunden. Für auf Wasserstoff umrüstbare Kraftwerke (frühere H2-ready Anlagen) ist ein in Summe auf 5.200 MWh bzw. jährlich 1.300 MWh begrenzte Förderung vorgesehen. Diese Begrenzung wird dazu führen, dass diesen Anlagen in Säule 1 signifikante Deckungsbeiträge entgehen, weil der Markt absehbar Anlagen, die mit Einsatzkosten auf Erdgasniveau betrieben werden, mit höheren Einsatzzeiten anfordern wird. Hierbei sollte, wie erwähnt, bedacht werden, dass der Förderbedarf je kg Wasserstoff mit steigender Anzahl der geförderten Stunden deutlich zurückgeht.\r\nWir empfehlen, die Gesamtstundenzahl (§ 33) bzw. geförderte MWh Zahl (§ 35) über alle Jahre mit OPEX-Förderung zu begrenzen und nicht jährlich zu limitieren, damit der Betreiber den Einsatz optimieren kann. Von Netzbetreibern z.B. für Redispatch angeforderte Einsatzstunden dürfen nicht angerechnet werden, da mit diesen Einsätzen keine Deckungsbeiträge erwirtschaftet werden dürfen.\r\nDer Brennstoffausgleich für H2-ready Anlagen nach § 35 ist so berechnet, dass die Anlagen einen Wirkungsgrad von 61,5 % benötigen, um tatsächlich 800 h/a ausnutzen zu können (5200 MWh / 4 = 1300 MWh/a; 800 h*1MW/1300MWh = 61,5 %). Offene Gasturbinen mit 40 % Wirkungsgrad können damit nur 520 h betrieben werden. Wir lehnen eine derartige Betriebsstundenbegrenzung „durch die Hintertüre“ ab und empfehlen auch für auf Wasserstoff umrüstbare Kraftwerke eine einheitliche Stundenbegrenzung.\r\n§35 Brennstoffausgleich\r\nDer „Spotmarktpreis für Erdgas“ ist als derjenige Preis für Erdgas definiert, der sich für das Marktgebiet für Deutschland aus der Kopplung der Orderbücher aller Energiebörsen in der vortägigen Auktion von Erdgaskontrakten ergibt. Wir weisen darauf hin, dass es keine day-ahead Auktion für Gas gibt und auch kein sharing of order books im Gas existiert.\r\n§37 Rückzahlungspflicht\r\n10\r\n„Spotmarktpreis für grünen Wasserstoff“ wird als der Preis für grünen Wasserstoff definiert, der sich in der Preiszone für Deutschland für die vortägige Auktion ergibt, soweit verfügbar, oder geeignete Preisindizes. Wir weisen darauf hin, dass es bislang weder einen H2-Markt noch eine day-ahead-Auktion für H2 gibt. Es ist auch sehr unsicher, ob sich ein solcher Markt in Zukunft rechtzeitig einstellen wird.\r\n§38. Abschlagszahlungen\r\n„Spotmarktpreis für Strom“ wird als der Strompreis in Cent pro Kilowattstunde definiert, der sich in der Preiszone für Deutschland aus der Kopplung der Orderbücher aller Energiebörsen in der vortägigen Auktion von Stromkontrakten auf Viertelstundenbasis ergibt; wenn die Kopplung der Orderbücher aller Energiebörsen nicht oder nur teilweise erfolgt, ist für die Dauer der unvollständigen Kopplung der Durchschnittspreis aller Energiebörsen gewichtet nach dem jeweiligen Handelsvolumen zugrunde zu legen.\r\nDas Vorgehen bei Decoupling ist kritisch. Der volumengewichtete Durchschnittspreis kann dazu führen, dass sich jemand zwar in einer günstigen Zone befindet, aber durch diese Rechnung der Spotpreis „künstlich“ nach oben gezogen wird (oder umgekehrt)\r\nÜberschusserlöse (S. 36, 55, 134, 151)\r\nEs ist nicht ersichtlich, weshalb H2-Kraftwerke Überschusserlöse nach eingespeister Leistung entrichten, Versorgungssicherheitskraftwerke hingegen nach installierter Leis-tung *0,25. Weiterhin ist erläuterungsbedürftig, weshalb der Auslösepreis eine Fixkom-ponente von 300 €/MWh hat.\r\n§53 Pönale\r\nBieter müssen eine Pönale leisten, wenn die Anlage mehr als 72 Monate nach Bekanntgabe des Zuschlags in Betrieb genommen wurde (§53 (1) 2.). Auch das stellt ein Risiko für Investoren dar, da von einem Realisierungszeitraum von 6-7 Jahren ausgegangen werden muss, wenn es zu keinen Verzögerungen in der Lieferkette kommt. Eine Verlängerung dieses Zeitraums auf acht Jahre sollte in Betracht gezogen werden.\r\nDie Staffelung der Pönalen Höhe abhängig von der Verzugsdauer und Reduktion der maximalen Pönalen auf 150 €/kW (bei maximal 2 Jahren Verzug) ist eine positive Entwicklung. Aber auch eine Pönale von 150 €/kW ist ein sehr hoher Wert, der auf Anlagenhersteller nicht gewälzt werden kann. Aus EnBW-Sicht ist eine weitere Reduktion der Pönalen auf maximal 100 €/kW notwendig, und dass Pönalen nur für Projektverzögerungen ausgesprochen werden, auf die die Betreiber einen direkten Einfluss haben oder die selbstverschuldet sind.\r\nArtikel 3 Änderung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes 3. a) aa) aaa)\r\n11\r\nDie EnBW begrüßt, dass mit dem Referentenentwurf auch eine Änderung des KWKG festgelegt wird. Somit können auch solche KWKG-Anlagen mit Inbetriebnahme nach 2026 zugelassen werden, die bis zum 31. Dezember 2026 über eine immissionsschutzrechtliche Genehmigung verfügten.\r\nWünschenswert ist weiterhin eine Festlegung auf einen Kapazitätsmechanismus schon vor den ersten Auktionen zum KWSG. Die Gebotshöhen im KWSG werden maßgeblich davon abhängen, ob die Bieter Gewissheit darüber haben, dass ihre Anlagen als Bestandsanlagen nach Auslaufen der KWSG-Förderung im künftigen Kapazitätsmarkt teilnehmen können. Erste Analysen zeigen, dass Gebote in der KWSG um etwa 25% niedriger ausfallen könnten, wenn dies der Fall wäre. Daher ist noch vor der ersten KWSG-Auktion Klarheit über das Zusammenspiel zwischen KWSG und einem späteren Kapazitätsmarkt erforderlich. EnBW empfiehlt daher nachdrücklich, im KWSG die Regelungen zum Verhältnis zum späteren Kapazitätsmarkt klar zu definieren.\r\nAnlage 4: Differenzpreis aus Spotpreis Gas und Spotpreis H2\r\nDer Differenzpreis könnte sich als zu ungenau erweisen, da man beim Wasserstoff derzeit von einer 15min-Bilanzierungsperiode ausgehen und es daher (wie im Strom) unterschiedliche H2-Preise je 15min geben könnte. Der H2-Spotpreis ist im Dokument aber lediglich als Preis aus der „vortägigen Auktion“ oder andere „geeignete Preisindizes“ definiert (§2 Nr. 37).\r\n3. Fazit\r\nGegenüber der im September konsultierten Zusammenfassung des KWSG enthält der vorliegende Referentenentwurf nur minimale Verbesserungen. Auch mit dieser vorliegenden Fassung des KWSG wäre die Realisierung vieler bereits entwickelter Projekte aus ökonomischen, operativen und technischen Gründen weiterhin nicht möglich oder für den Betreiber aufgrund der vorgegebenen kurzen Umsetzungsfristen und hohen Pönalen zu riskant. Ohne deutliche Anpassungen im Gesetzesentwurf wird das KWSG den gewünschten Neubau und Wettbewerb bei den Auktionen voraussichtlich nicht in Gang setzen oder verursacht unnötig hohe Kosten."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-11-27"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012722","regulatoryProjectTitle":"Verabschiedung eines praxisorientierten Kraftwerkssicherheitsgesetzes","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ec/e9/493483/Stellungnahme-Gutachten-SG2503200045.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":"Positionspapier der Kraftwerksbetreiber zur Erbringung von Systemdienstleistungen im Rahmen der Kraftwerksstrategie\r\n21.01.2025\r\nKernaussagen\r\n• Die Kraftwerksbetreiber lehnen die im Entwurf des Kraftwerksausschreibungsgesetz vom 22.11.2024 formulierten Anforderungen zur Erbringung von Systemdienstleistungen der zu errich-tenden Erzeugungsanlagen ab.\r\n• Die Projektentwicklung in neue GuD-Anlagen, welche den hohen Bedarf an disponibler Erzeugung schnell decken, muss über einfache und klare Ausschreibungen für Kraftwerksleistung (Wirkleis-tung) in Investitionsentscheidungen überführt werden. Durch weitere Verzögerungen und Projek-tanpassungen entstehen hohe volks- und privatwirtschaftliche Schäden.\r\n• Sollten seitens Netzbetreibern über heutige VDE-Normen hinausgehende Anforderungen an Anla-gen zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen bestehen, müssen diese klar und standortspezi-fisch/regional definiert, separat ausgeschrieben und von den Netzbetreibern vergütet werden.\r\n• Zusätzliche technische Anforderungen der ausgeschriebenen Kapazitäten, die über Verordnungs-ermächtigungen für das BMWK oder Festlegungsbefugnisse für die Bundesnetzagentur gestellt und erst mit deutlichem Nachlauf zur Kraftwerksstrategie erlassen werden, müssen vermieden wer-den. Ansonsten wird die Projektentwicklung für die zeitnahe Errichtung neuer Kapazitäten immer weiter zurückgesetzt.\r\n• Eine pauschale Anforderung von zusätzlichen Systemdienstleistungen, die insbesondere weder nachvollziehbar dimensioniert noch aktuell am Markt verfügbar sind (u.a. Phasenschieber für die betriebsunabhängige Bereitstellung von Blindleistung bzw. Momentanreserve), verhindert einen zügigen Neubau und ist im Sinne der Versorgungssicherheit sowie des angestrebten Kostenopti-mums abzulehnen.\r\n• Bestehende und auch zukünftige Kraftwerksstandorte bieten sich an, Beiträge zur Deckung der zu-sätzlichen Bedarfe an Blindleistung und Momentanreserve zu leisten. Anforderungen an derartige Systeme sollten technologieoffen formuliert werden, damit sie Anlagen zur Wirkleistungserbringung oder andere Anlagen bestmöglich als Zusatzoption oder Parallelanlage ergänzen. Insbesondere die Umrüstung von Turbosätzen in zur Stilllegung anstehenden Dampfkraftwerken zu Phasen-schiebern bietet sich an.\r\nVorschlag\r\nUnter Berücksichtigung der o.g. Argumente schlagen Kraftwerksbetreiber und Projektentwickler Fol-gendes vor:\r\n1. Sprintausschreibung von erdgasbasierter Erzeugungsleistung ohne weitere Spezifizierung zusätzli-cher Systemdienstleistungen.\r\n2. Die Bezuschlagten der Ausschreibungen zur Kraftwerksstrategie können seitens der ÜNB aufge-fordert werden, Systemdienstleistungen anzubieten. Dies muss technologieoffen erfolgen, z.B. in Form von Phasenschiebern für Turbosätze bei Neuanlagen oder Umrüstung bestehender Turbos-ätze zu Phasenschiebern. Die zusätzlichen Aufwendungen bei Kapitaldienst und Betriebskosten sind dann additiv zu vergüten.\r\n3. Möglichst schnelle Etablierung der Marktbedingungen und der damit verbundenen Beschaffung von Kapazitäten („Kapazitätsmarkt“) und Systemdienstleistungen (insbesondere Blindleistung und Momentanreserve). Langfristig sind Märkte offen für alle Anbieter zu etablieren.\r\nAusführungen\r\nGroße, effiziente GuD-Anlagen sind anzustreben\r\nBereits auf Sicht ist zusätzliche steuerbare Kraftwerksleistung in einer Größenordnung von mindes-tens 20 – 30 GW im Strommarkt zur Sicherstellung der Versorgungssicherheit erforderlich. Der Aus-stieg aus der Kernenergie und die zurückgehende Kohleverstromung sind dafür nicht alleine ursäch-lich, sondern auch die kapazitative Situation im EU-Ausland und der prognostizierte wachsende Strombedarf.\r\nUnter Berücksichtigung von Wirkungsgraden und Startgeschwindigkeiten, sind GuD-Anlagen die effizi-entesten Anlagen, um bei Erzeugungslücken erneuerbarer Energien die Versorgung zu sichern. Flexib-ler und dynamischer sind darüber hinaus bei allerdings geringeren Wirkungsgraden kleine GuD-Anla-gen, Gasmotoren, Aeroderivate und Open Cycle Gasturbinen. Hier liegen die Anfahrzeiten bei wenigen Minuten bis zu einer halben Stunde. Diese Schnellstartfähigkeit kann sehr netzdienlich und in einem zukünftigen Netzszenario wichtige Vorteile bieten, die positive Berücksichtigung finden sollten.\r\nDisponible Leistungen sollen auf Basis von Erdgas mit der perspektivischen Umstellung auf Wasser-stoff oder andere klimaneutrale Technologien bereitgestellt werden. Dafür muss z.B. Wasserstoff in ausreichenden Mengen am Markt verfügbar sein und es müssen vergleichbar zum Erdgasbetrieb hochverfügbare H2-Gasturbinen von Herstellern angeboten werden.\r\nWenn es gilt, möglichst kostenoptimierte Leistung zu bauen und ressourcenschonend Brennstoff zu verstromen, sind große GuD-Anlagen, die den Stand der Technik hinsichtlich Leistung und Wirkungs-grad ausreizen, alternativlos. Kleinere Anlagen haben niedrigere Leistungsdichten, höhere spezifische Kosten, signifikant niedrigere Wirkungsgrade und dadurch spezifisch höhere CO2-Emissionen.\r\nDie Analysen der Einsatzszenarien der meisten Forecasts für Strom-, Erdgas- und CO2-Preise erge-ben Volllastbenutzungsstunden zwischen 2.000 und 4.000 Stunden im Jahr. Dem Wirkungsgrad kommt hinsichtlich der Vermeidung von CO2-Emissionen, Ressourcenschonung und günstigen Erzeu-gungskosten demnach eine hohe Bedeutung zu. Letzteres gilt insbesondere für den Einsatz von Was-serstoff.\r\nUmfangreiche Vorleistungen erbracht\r\nAuf Basis der o.g. Prämisse, hocheffiziente GuD-Anlagen zu errichten, wurden von Kraftwerksbetrei-bern in den letzten Jahren viele Projekte entwickelt mit dem Ziel große (Wirk-)Leistung bereitzustellen. Dazu wurden bereits Planungen für die Genehmigung durchgeführt und Genehmigungsanträge einge-reicht sowie Verhandlungen mit Lieferanten teilweise bis zum Vertragsschluss durchgeführt. Ferner wurden bereits die Zahlungen signifikanter Gebühren, z.B. zur Reservierung der erforderlichen Kapa-zitäten im Strom- und Gasnetz, getätigt. Kraftwerksbetreiber und Lieferanten haben mit der Aussicht auf den Start der Ausschreibungen unter dem Kraftwerkssicherheitsgesetz schon einen hohen zwei-stelligen Millionenbetrag pro Projekt auf eigenes Risiko investiert.\r\nStand der Technik bei rechtlichen Vorgaben beachten\r\nSystemdienstleistungen von Erzeugungsanlagen sollen auf Basis des Stands der Technik bereitge-stellt werden. Sie müssen unverändert den Zweck der Anlage, die Bereitstellung von Wirkleistung, im Fokus haben. Die Verpflichtung, technische Anforderungen zu erfüllen, die über die heute geltenden technischen Mindestanforderungen hinaus gehen, verhindern letztendlich Investitionen. Die Lieferan-ten für Kraftwerke agieren in einem internationalen Markt, wo die Bereitstellung dieser Anforderungen einen „Deutscher Sonderweg“ bedeuten würde und von daher mit hohen zusätzlichen Kosten verse-hen ist. Anlagenbauer priorisieren Projekte nach Marktattraktivität, Preisgestaltung und Aufwand für die Abwicklung. Hier befinden wir uns bereits jetzt im globalen Wettbewerb der Projekte und Länder. Jegliches Zögern und Verkomplizieren von Projekten führt zu Vertrauensverlust in den deutschen Markt. Des Weiteren werden Sonderentwicklung aufgrund der kleinen Stückzahl nur für einen\r\ndeutschen Markt nicht angegangen. Außerdem würden derartige Zusatzanforderungen Neuentwick-lungen erfordern, welche die Projektrealisierung verzögern und höhere Risiken verursachen. Daher sind auch Verordnungsermächtigungen für das BMWK und Festlegungsbefugnisse der Bundesnetza-gentur für zusätzliche Anforderung im Ausschreibungszeitraum von nur knapp zwei Jahren zu vermei-den. Für auktionsreife Planungen ist Planungssicherheit erforderlich und offene bzw. unbestimmte Verordnungsermächtigungen sind das Gegenteil davon.\r\nIm Europäischen Binnenmarkt können Projekte in Deutschland mit solchen Anforderungen die Wirt-schaftlichkeit gefährden. Hierzu zählen wir beispielsweise die in den Konsultationsunterlagen des Bun-deswirtschaftsministeriums vom Sept. 2024 und im Entwurf des Kraftwerksausschreibungsgesetz vom 22.11.2024 in der Anlage 1 zu § 7 niedergelegten Anforderungen auch ohne Leistungsbetrieb Span-nungshaltung, Blindleistungsbereitstellung und Spannungsregelung bereitzustellen und dass eine Er-weiterung der Synchronmaschine um eine Zusatzschwungmasse technisch möglich sein muss. Kupp-lungen für Phasenschieberbetrieb ohne Wirkleistungserzeugung sind nur bis ca. 350 MWe Anlagen-leistung überhaupt verfügbar und Zusatzschwungmassen können aus technischen Gründen nicht nachträglich eingebaut werden. Weltweit werden diesbezüglich sehr häufig mittelgroße Open Cycle Anlagen eingesetzt, die mit einer entsprechenden Fliehkraftkupplung ausgestattet sind, und dyna-misch und schnell auf Änderungen in der volatilen Erzeugung reagieren können. Alternativ zur Aus-stattung von Gasturbinen mit Kupplungen können stillgelegte Generatoren als Phasenschieber umge-baut oder separate Phasenschiebergeneratoren bzw. stationäre Kompensationsanlagen an GuD-Standorten errichtet werden.\r\nEin Beharren auf den Forderungen, alle neue Gasturbinenanlagen im Rahmen des KWS-Gesetzes zur Erbringung zusätzlicher Systemdienstleistungen auszurüsten, würde dazu führen, dass in einer KWSG-Auktion deutlich weniger Angebote und auch nur für kleinere Anlagen abgegeben werden, was den Wettbewerb reduziert und den Förderbedarf sowie die CO2-Emissionen erhöht. Bereits weit fort-geschrittene Projekte müssten neu geplant werden mit entsprechendem Zeitbedarf und Kostenauf-wand. Die Folgen sind insofern bei dem unumstrittenen schnellen Bedarf an disponibler Erzeugung äußerst nachteilig.\r\nSystemdienstleistungsbedarf regional definieren und ausschreiben\r\nDie Bedeutung der Netzstabilität und der zunehmende Bedarf an Systemdienstleistungen (z.B. Blind-leistungskompensation und Momentanreserve) sind erkannt und unbestritten. Die Kraftwerksbetreiber und -anlagen können und wollen hier wesentliche Beiträge zur Netzstabilität leisten. Zusätzliche Inves-titionen brauchen aber Geld und die Aussicht auf Amortisation.\r\nAus unserer Sicht als Kraftwerksbetreiber wäre es aber sehr nachteilig, den über die Kraftwerksstrate-gie zu errichtenden Anlagen neben der Wirkleistungserzeugung verpflichtend auch noch zusätzliche Systemdienstleistungen aufzubürden. Die Folge wären Verzögerungen in der Realisierung dieser An-lagen, zusätzliche Risiken und höherer Förderbedarf. Die Erbringung von Wirkleistung und Sys-temdienstleistungen muss deshalb getrennt ausgeschrieben werden: Systemdienstleistungen sollen gemäß EnWG zukünftig marktgestützt und diskriminierungsfrei beschafft werden, was durch pau-schale Anforderungen innerhalb der Kraftwerksstrategie-Ausschreibungen konterkariert würde. Märkte für Systemdienstleistungen entwickeln sich nicht über technische Anforderungen an Anlagen, sondern über die Formulierung von konkreten und regional differenzierten Bedarfen, die in separaten Auktio-nen marktbasiert beschafft werden. Aus Sicht der Kraftwerkbetreiber stellt der Markt das wirtschaftlich sinnvollste Instrument zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen, einschließlich Redispatch dar. Außerdem würden über das Kraftwerksausschreibungsgesetz finanzierte Kapazitäten bei ihrer Inbe-triebnahme diese Systemdienstleistungsmärkte wettbewerblich verzerren und somit schon vorher zu Gebotszurückhaltung bei anderen Anbietern dieser Dienstleistungen führen.\r\nAutoren\r\nEnBW, LEAG, Onyx Power, RWE, Steag Iqony, Trianel, Uniper mit Federführung des VGBE"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-03-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012722","regulatoryProjectTitle":"Verabschiedung eines praxisorientierten Kraftwerkssicherheitsgesetzes","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/21/04/526473/Stellungnahme-Gutachten-SG2506020014.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":"Vorbemerkung\r\nDie Energie Baden-Württemberg begrüßt, dass die neue Bundesregierung die Ausschreibungen für wasserstofffähige Gaskraftwerke zur Priorität erklärt hat. Um eine zügige Umsetzung der Ausschreibungen zu ermöglichen, sollte der vorliegende Referentenentwurf überarbeitet, aber nicht gänzlich aufgeschnürt werden. Ansonsten wären erneute, langwierige Verhandlungen mit der europäischen Kommission zu erwarten. Der Fokus muss nun auf einer schnellen Fixierung praxisnaher Regelungen und der Umsetzung des erforderlichen Gesetzes liegen, um den für Deutschland wichtigen Neubau von wasserstofffähigen Gaskraftwerken anzustoßen.\r\nZur Überarbeitung des vorliegenden Referentenentwurfs schlägt die EnBW die folgenden Änderungen vor. Diese Änderungen adressieren die kritischen Investitionshemmnisse, die aus dem im bisherigen Gesetzesentwurf erarbeiteten Ausschreibungsdesign resultieren, und sie ermöglichen die tatsächliche Beteiligung von Investoren an den Ausschreibungen.\r\n1. Technische Anforderungen\r\nDie im bisherigen Referentenentwurf vorgesehenen technischen Anforderungen, wie etwa die Robustheitsanforderungen an Frequenzänderungsgradienten oder die verpflichtende Ermöglichung von synchronem Phasenschieberbetrieb der bezuschlagten Kraftwerke – ggf. sogar mit der zusätzlichen Verpflichtung zur Erweiterung um eine Zusatzschwungmasse, stellen ein enormes Investitionshemmnis für Kraftwerksbetreiber dar. Diese technischen Anforderungen werden nicht an jedem Standort benötigt und ihre Umsetzung ist teilweise technisch nicht möglich, sie müssen aber laut Referentenentwurf flächendeckend vorgesehen werden. Kraftwerke und Kraftwerksstandorte müssen natürlich zur Stabilität des Energiesystems beitragen. Dazu braucht es aber eine praxisnahe Ausgestaltung, die die technische Machbarkeit und die jeweiligen Standortbedingungen, aber auch die lokalen Netzgegebenheiten und Bedarfe berücksichtigt. Die im Referentenentwurf vorgesehene Verordnungsermächtigung stellt dabei keine Lösung dar: Erst im Nachgang zum Gesetz erstellte Zusatzanforderungen können in dem erforderlichen langen Planungsvorlauf für neue Kraftwerke nicht berücksichtigt werden und erhöhen die Investitionsunsicherheit noch weiter.\r\nEine praxisnahe und leicht zu implementierende Lösung stellt das von der Branche vorgeschlagene Bonus-Modell für die Erbringung von Momentanreserve dar.1 Dieses Modell setzt einen finanziellen Anreiz, zusätzliche Systemdienstleistungen zu erbringen, ohne Kraftwerksbetreiber zu verpflichten, in ihren Geboten Beiträge zur Momentanreserve- oder Blindleistungsbereitstellung zu erbringen. Somit steht allen Kraftwerksbetreibern die Teilnahme an den Ausschreibungen offen. Allerdings wird ein Bonus nur auf jene Angebote gewährt, die Momentanreserve- oder Blindleistungsbereitstellung vorsehen. Dieser Bonus kann entweder nach dem Zuschlag als Zusatzzahlung geleistet werden oder bereits während der Gebotsreihung berücksichtigt werden. Bei ersterer Variante müssten nicht alle Gebote auf technische Voraussetzungen geprüft werden und bedarfsgerechte Systemdienstleistungen könnten sehr zeitnah im Nachgang eines Zuschlags konkret zwischen Kraftwerks- und Netzbetreibern abgestimmt werden. Die an den Betreiber auszuzahlende Bonushöhe ist noch zu ermitteln und\r\n1 Technologien, die in der Lage sind, Momentanreserve bereitzustellen, können auch Blindleistung bereitstellen. Da ein höherer systemischer Bedarf an Momentanreserve besteht, ist es sinnvoll, die Anforderungen auf diesen Parameter zu fokussieren.\r\n3\r\nsollte dabei proportional zum im Gebot bereitgestellten Momentanreservepotenzial steigen. Für die Umsetzung der Momentanreserve sollte keine Technologie ausgeschlossen werden, d.h. eine Erbringung kann über rotierende Phasenschieber erfolgen oder über andere Technologien. Weiterhin sollte es ausreichend sein, die über das Bonus-Modell geförderte Momentanreserve in der gleichen Netzregion zu erbringen und nicht gezwungenermaßen am gleichen Standort wie das neu zu errichtende Gaskraftwerk. Ansonsten kann z.B. Platzmangel am Standort des Gaskraftwerks dazu führen, dass kein Angebot für das Bonus-Modell abgegeben werden kann. Auch sollte der zuständige Netzbetreiber den für die Anlage zur Momentanreservebereitstellung notwendigen Netzanschluss ohne Mehrkosten für den Betreiber bereitstellen. Ein solcher Bonus ermöglicht es Kraftwerksbetreibern, zum Zeitpunkt der Gebotsabgabe künftige Erlöse aus den Momentanreserve- und Blindleistungsmärkten zu antizipieren und so die wirtschaftlich effizienteste Lösung umzusetzen.\r\nDie EnBW setzt sich zudem dafür ein, dass die im Referentenentwurf vorgesehenen Anforderungen zur Rate of Change of Frequency (RoCoF) gestrichen werden. Die technische Umsetzbarkeit der RoCoF-Anforderungen ist eine erhebliche Hürde für die Anlagentechnik. Es existieren derzeit keine aussagekräftigen Prüfszenarien, um die RoCoF-Anforderungen nachzuweisen. Daher sollten diese technischen Anforderungen wie bisher im Prozess der Erarbeitung der Technischen Anschlussregeln (TAR) diskutiert werden. Damit werden auch weitere Verzögerungen bei den Ausschreibungen vermieden.\r\n2. Verfügbarkeit von Wasserstoff und technische Möglichkeiten zur Verstromung\r\nNeben dem Zeitpunkt der ausreichenden Verfügbarkeit von H2 ist für die Kraftwerksbetreiber auch die Geschwindigkeit des Baus von Leitungen und Speichern für H2 unsicher. Somit ist die verpflichtende Umstellung der Kraftwerke auf H2 im 8. Jahr nach der Inbetriebnahme ein erhebliches Investitionsrisiko. Erfolgt die Umstellung nicht im 8. Jahr, ist die Förderung nach dem bisherigen Referentenentwurf vollständig zurückzuzahlen. Kraftwerksbetreiber tragen somit die vollen Konsequenzen, ohne die Verfügbarkeit von H2 oder weitere Faktoren beeinflussen zu können. Diese Investitionsrisiken müssen zusätzlich zu den bereits im Referentenentwurf aufgenommenen Ausnahmeregelungen berücksichtigt werden.\r\nIm Gesetzesentwurf sollte daher vorgehsehen werden, dass die Bundesnetzagentur im Jahr 2035 eine Analyse beauftragt, die die für das Umstiegsjahr auf dem Markt verfügbaren und für Kraftwerksbetreiber nutzbaren H2-Mengen prognostiziert. Dabei sind auch Netzvoraussetzungen (u.a. Speicher) sowie die über die 800 h H2-Einsatz hinausgehenden weiteren Betriebsstunden auf Anforderung des ÜNB (z.B. Redispatch) zu berücksichtigen. Sollte sich ergeben, dass die Voraussetzungen zur H2-Umstellung noch nicht gegeben sind, sollten die Kraftwerke nicht auf den Betrieb mit 100% H2 umgestellt werden müssen. Sollte die H2-Verfügbarkeit nicht für alle Regionen Deutschlands ausreichend sein, kann die BNetzA den Umstieg einzelner Kraftwerke oder ganzer Kraftwerksgruppen anweisen. Diese Analyse sollte nach zwei Jahren wiederholt werden.\r\nIst der Umstieg auf H2 nicht möglich, darf Strom vorübergehend weiterhin auf Basis fossiler Brennstoffe erzeugt werden. Der Zuschlag erlischt nicht, aber die erhaltene Förderung ist mindestens anteilig für jedes Jahr zurückzuzahlen, in dem nicht auf H2 umgestellt wird. Aufgrund der Rückzahlungen tragen die Betreiber letztendlich das Risiko, obwohl es außerhalb ihres Einflussbereichs liegt. Da dieses Vorgehen aber eine pragmatische und zügig umzusetzende Lösung darstellt, erscheint sie für uns tragbar. Zudem wird somit ein Anreiz geschaffen, schnellstmöglich auf H2 umzustellen, da ein Kraftwerk, das mit Erdgas betrieben wird, weniger\r\n4\r\nFörderung erhält. Im Übrigen berücksichtigt diese Regelung, dass sich das Umstiegsdatum zwar verschiebt, aber der Förderzweck erhalten bleibt.\r\nBei der Frage nach der Technologie zur H2-Verstromung können keine pauschalen Regelungen eingeführt werden, da viel vom konkreten Turbinentyp und weiteren Standortfaktoren abhängig ist. Somit sollte die BNetzA unter Einbezug technischer Expertise auf begründeten Antrag des Kraftwerkbetreibers entscheiden, ob das Kraftwerk auf H2 umgestellt werden muss. Der Kraftwerksbetreiber muss dabei technisch plausibel darlegen, warum ein Umstieg zum vorgesehenen Zeitpunkt unmöglich ist. Entsprechende Kriterien müssen vorab von der BNetzA definiert und konsultiert werden. Die Entscheidung sollte nach zwei Jahren erneut geprüft werden. Sollte entschieden werden, dass ein Umstieg auf H2-Verstromung nicht möglich ist, wird ebenfalls wie oben beschrieben verfahren: Die Stromproduktion bleibt vorübergehend auf Basis von fossilen Brennstoffen erlaubt, wofür die Betreiber die erhaltene Förderung anteilig für jedes Jahr der späteren H2-Umstellung zurückzahlen. Damit tragen die Betreiber das Risiko, auch wenn es außerhalb ihres Einflussbereichs liegt.\r\nBei der Verfügbarkeit von H2 ist auch dessen Herstellung ein wichtiges Kriterium. Wir plädieren dafür neben grünem H2 auch alle anderen kohlenstoffarmen H2-Arten in den Anlagen verwenden zu können und diesen H2-Einsatz auch zu fördern. Langfristig wird voraussichtlich ausschließlich grüner H2 eingesetzt, aber der Hochlauf an Produktionskapazitäten für grünen H2 verläuft zu langsam, um den gesamten Bedarf in Deutschland in den 2030er Jahren zu decken. Deshalb ist für eine Übergangszeit v.a. der Einsatz von blauem H2 notwendig als kohlestoffarme und klimafreundliche Alternative verglichen zum direkten Einsatz von Erdgas.\r\n3. Regionalkomponente\r\nDie EnBW begrüßt, dass im bisherigen Referentenentwurf eine regionale Steuerung vorgesehen ist und dass zwei Drittel der gesicherten Erzeugungsleistung im netztechnischen Süden entstehen sollen. Für eine optimale Austarierung ist jedoch auch eine gezieltere Steuerung der regionalen Verteilung innerhalb des netztechnischen Südens ratsam. Dies könnte beispielsweise über regional abgestufte „Bonusklassen“ in den Bundesländern erreicht werden, in denen die jeweiligen Bedingungen, z.B. bzgl. Ersatz bestehender Netzreserveanlagen, berücksichtigt werden können. Eine ungünstige Verteilung des Zubaus innerhalb des netztechnischen Südens, insb. aber eine Konzentration in wenigen Regionen und damit eine Erhöhung des Umfangs und der Kosten für vorzuhaltende Netzreserve sollten möglichst vermieden werden. Im Übrigen wird die Netzreserve in Süddeutschland nicht unbegrenzt verfügbar bleiben, da insb. bei Kohleanlagen in der Netzreserve die Verfügbarkeitsrisiken (qualifiziertes Personal, Kohlelogistik und Instandhaltung) in den 2030er Jahren wachsen.\r\n4. Weiteres\r\nStandort: Unter der Begriffsbestimmung zu einem “qualifizierten Standort” werden bisher Stand-orte ausgeschlossen, an denen fünf Jahre vor dem Gebotstermin gasförmige Brennstoffe als Hauptenergieträger zur Stromerzeugung eingesetzt wurden. Damit sollen am Markt befindliche\r\n5\r\nGaskraftwerke von den Ausschreibungen ausgeschlossen werden. Diese Vorgabe sollte abgeän-dert werden, indem im Gesetz festgeschrieben wird, dass keine Anlage ersetzt wird, die zum Ge-botszeitpunkt im Markt noch betriebsfähig war und in der Gas als Hauptbrennstoff am Standort gedient hat. Eine Stilllegung/Austausch sollte nur zulässig sein, wenn eine solche Anlage mehr als 25 Jahre alt ist. Durch diese Änderungen wird sichergestellt, dass eine gebotsgegenständliche An-lage keine Marktanlage ersetzt, in der Gas als Hauptbrennstoff dient. Gleichzeitigt wird der Anreiz gesetzt, für bereits existierende Kraftwerksstandorte ein Gebot abzugeben, um die vorhandene Netzinfrastruktur nutzen zu können.\r\nStandort/Entfernung zum Wasserstoffkernnetz: Bei der aktuell vorgesehenen Kilometer-Vor-gabe (50 km Luftlinie zu einer geplanten oder bereits vorhandenen H2-Leitung) handelt es sich um einen beliebigen Wert, da eine reine Entfernungsvorgabe die beim Bau einer Gasanschlussleitung zu beachtenden topografischen Merkmale eines Territoriums nicht berücksichtigt. Zudem wird sich eine wirtschaftlich sinnvolle Entfernung zum H2-Kernnetz bereits im Rahmen der Auktionen einstellen, da sich die für die Anschlussleitungen einzukalkulierenden Kosten direkt auf die Ge-botshöhen auswirken dürften. Diese Vorgabe sollte daher gestrichen werden. Alternativ kann fest-gelegt werden, dass der jeweilige Netzbetreiber der vorgelagerten H2-Kernnetzleitung auch die H2-Anschlussleitung zu einem bezuschlagten Kraftwerksstandort baut. Dann wäre die Festlegung auf eine exakte Kilometervorgabe wiederum sinnvoll.\r\nEigenerklärung bei Gebotsabgabe: Aktuell ist vorgesehen, dass Bieter eine Eigenerklärung abge-ben müssen, dass die gebotsgegenständliche Anlage keine Förderung durch das KWKG erhält. Wenn KWKG-Anlagen von den Ausschreibungen ausgeschlossen werden, besteht die Gefahr, dass reine Stromerzeugungsanlagen gebaut werden und das Potential der Wärmeauskopplung unge-nutzt bleibt. Juristische Gutachten kommen zu dem Schluss, dass die Ausschreibungen durchaus mit dem KWKG kombinierbar sind, ohne dass es zu einer Überförderung kommt. Zudem könnte eine Kombination von KWKG mit den Ausschreibungen weitere Anreize im Bieterverhalten setzen: Infolge höherer Kosten von H2-fähigen KWK-Anlagen im Vergleich zu reinen Stromerzeugungsan-lagen haben diese einen Gebotsnachteil, der durch die KWK-Förderung reduziert werden kann. Es braucht deshalb Regelungen, welche die erforderliche Finanzierung für KWK-Anlagen über einen Verbund beider Förderpakete ermöglicht.\r\nSicherheiten: Die Höhe der Sicherheitsleistung sollte von aktuell 120 Euro pro Kilowatt Nennleis-tung auf maximal 100 Euro reduziert werden, um Investoren nicht abzuschrecken. Zu hohe Sicher-heitsleistungen führen zudem dazu, dass mehr finanzielle Mittel von Investoren gebunden sind und somit nicht zur Umsetzung weiterer Projekte der Energiewende zur Verfügung stehen.\r\nWasserstoffprämie und Brennstoffausgleich/Vollbenutzungsstunden: Die zur Förderung vorge-sehenen kumulierten und jährlichen Vollbenutzungsstunden sollten signifikant auf die doppelte bis dreifache Anzahl angehoben werden. Eine höhere Anzahl von Vollbenutzungsstunden hat einen re-levanten Einfluss auf die Senkung der Gesamtkosten der Ausschreibungen, da somit die Kosten für die Infrastruktur gesenkt werden können. Beispielrechnungen zeigen, dass der jährliche OPEX-Subventionsbedarf für ein GuD-Kraftwerk mit 600 MWe für 500 und 2000 Volllaststunden fast gleich hoch ist, während die Stromproduktion im letzteren Fall viermal so hoch ist. Eine höhere Anzahl an geförderten Vollbenutzungsstunden würde also bezogen auf die erreichte CO2-Einsparung zu einem effizienteren Einsatz finanzieller Mittel/von Steuergeldern führen.\r\n6\r\nRückzahlungspflicht: Verzögerungen im Bauablauf oder bei der Inbetriebnahme einer Anlage, auf die der Betreiber keinen Einfluss nehmen kann (etwa aufgrund höherer Gewalt, unterbrochener Lieferketten bei Zulieferern oder, wie oben beschrieben, nicht ausreichend verfügbarer Mengen H2), sollten keine Rückzahlungspflicht zur Folge haben, insb. da es im ureigensten Interesse eines wirtschaftlich orientierten Betreibers ist, ein Kraftwerk möglichst schnell in Betrieb zu nehmen.\r\nPönalen: Die Höhe der Pönale stellt nach wie vor ein erhebliches Risiko für Kraftwerksbetreiber dar. Dieses Risiko könnte minimiert werden, wenn Pönalen nur für vom Betreiber selbstverschul-dete Verzögerungen im Projektablauf anfallen und zumindest bei einer Verzögerung von mehr als 95 Monaten von einer Pönale abgesehen würde, da der Kraftwerksbetreiber zum gleichen Zeit-punkt auch keine Förderung mehr für seine Anlage erhält.\r\nErdgasumbauten bestehender Kohleanlagen: Die EnBW wirbt dafür, nicht nur auf H2 umrüstbare Kraftwerke oder neue Stromerzeugungskapazitäten zu fördern, sondern auch den Umbau bestehender Kohleanlagen auf Erdgas. Der Umbau von Kohle auf Erdgas ist voraussichtlich bei einigen Kohleanlagen technisch machbar und zügig (3-6 Monate) sowie mit relativ niedrigen Investkosten (< 10% der Neubaukosten eines gleichgroßen Gaskraftwerks) umsetzbar. Mit einem solchen Umbau werden die CO2-Emissionen gegenüber dem Einsatz von Kohle deutlich reduziert und die Anlagen könnten in dem für die Versorgungssicherheit besonders kritischen Zeitraum bis 2038 weiter betriebsbereit gehalten werden.\r\nH2-Sprinter: Aufgrund der bislang sowohl wg. der Hersteller als auch der Leistung nur begrenzt verfügbaren Gasturbinen für 100% H2-Verstromung und des stockenden H2-Hochlaufs erscheint es schwierig, innerhalb der im bisherigen Referentenentwurf angedachten Zeitspanne von zwei Jahren eine Gesamtleistung von 500 MW zu auktionieren und wenige Jahre später zu betreiben. Deshalb wird vorgeschlagen, die Förderung dieser Anlagen von einem Auktionsprogramm auf eine gezielte Projektförderung geeigneter Demonstrationsanlagen umzustellen mit dem Ziel, in mehreren Schritten eine möglichst breite Anzahl an Gasturbinenfabrikaten und Betreiberkonsortien zu fördern. Somit können die Erfahrungen aus dem Betrieb dieser Anlagen möglichst breit genutzt werden. Konkret wird empfohlen, verschiedene Anlagengrößen in zwei Schritten zu fördern:\r\n•\r\nZunächst Förderung von 3-5 Gasturbinenprojekten bis maximal 50 MWe Generatorleistung zum Einsatz von 100% H2. Gefördert werden Projekte in Kooperation zwischen Herstellern und Betreibern auf Basis eines bis zum 30.06.2026 einzureichenden Förderantrags. Die Entscheidung über eine Förderzusage erfolgt bis 31.12.2026. Die Anlagen sollen 5 Jahre nach der Zusage betriebsbereit sein.\r\n•\r\nIn einem zweiten Schritt Förderung von 3 Gasturbinenprojekten für leistungsstärkere Gasturbinen (>50 MWe Generatorleistung) zum Einsatz von 100% H2. Gefördert werden Projekte in Kooperation zwischen Herstellern und Betreibern. Detaillierte Anforderungen und Termine werden basierend auf den Erkenntnissen der ersten Ausschreibung definiert. Nach unserer Auffassung werden mit diesem Vorschlag ggü. der bislang verfolgten Förderung von 500 MWe H2-Kraftwerken weniger Fördermittel benötigt und die erforderlichen Steuergelder effizienter verwendet."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-05-22"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012722","regulatoryProjectTitle":"Verabschiedung eines praxisorientierten Kraftwerkssicherheitsgesetzes","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/fd/8a/614033/Stellungnahme-Gutachten-SG2509120008.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":"Was bedeutet H2-Fähigkeit und H2-Readiness von Gaskraftwerken?\r\nIn den Diskussionen rund um die Kraftwerksstrategie kommt immer wieder der Aspekt der H2-Fähigkeit und der H2-Readiness der zu errichtenden Gaskraftwerke auf. Dabei bleiben jedoch essenzielle Punkte unkonkret: Was ist genau unter den Begriffen zu verstehen? Was ist der technische Fortschritt zur Umrüstung von Kraftwerken auf die Wasserstoffverstromung? Welche konkreten baulichen Maßnahmen sind zur Umrüstung notwendig? Wie plant die EnBW mit ihren Fuel Switch-Anlagen die Wasserstoffverstromung? Und warum sollte die Umstellung auf Wasserstoffverstromung wichtiger Bestandteil der Kraftwerksstrategie bleiben? Das folgende Papier gibt Antworten auf diese Fragen und soll damit einen Beitrag zum aktuellen Diskurs leisten. \r\n\r\nH2-Fähigkeit und H2-Readiness\r\nAuch wenn die beiden Begriffe H2-Fähigkeit und H2-Readiness häufig deckungsgleich verwendet werden, drücken sie deutlich unterschiedliche Anforderungen aus. H2-Fähigkeit (H2-Capability) bedeutet, dass eine Anlage aktuell bereits mit einem angegebenen Prozentsatz (z.B. 30 Volumenprozent H2) mit H2 betrieben werden kann. Der Deutsche Verein des Gas- und Wasserfaches (DVGW) hat daran orientiert eine differenziertere Definition zur H2-Fähigkeit anhand von verschiedenen Beimischungsquoten von H2 eingeführt und beschreibt spezifischer, dass „Produkte, Komponenten, Anlagen oder die gesamte Gasinfrastruktur aufgrund ihrer Ausstattung in der Lage sein müssen, sicher und effizient mit Wasserstoff als Energiequelle zu arbeiten“ .\r\nH2-Readiness hingegen bedeutet, dass eine Anlage während ihrer Lebensdauer durch Nachrüstungen mit 100 Prozent H2 betrieben werden kann. Speziell bei Neubauanlagen wird bei der Planung und dem Bau die spätere Umrüstung berücksichtigt, um die Umrüstkosten zu minimieren. Zur H2-Readiness hat der TÜV eine Definition vorgelegt, die den Begriff sehr allgemein beschreibt als die Fähigkeit von Komponenten oder Systemen, die zukünftig ebenfalls für die Verwendung mit H2 als Energieträger geeignet sind.  EUTurbines fügt der Definitionen von H2-Readiness zudem einen wirtschaftlichen Aspekt hinzu: H2-Readiness bedeutet ebenfalls, dass Turbinen in einem vollständig dekarbonisierten Energiesystem auch mit anderen Gasen als Erdgas nachhaltig betrieben werden können. So wird sichergestellt, dass die Investitionen zukunftssicher sind und nicht zu einem \"Carbon Lock-in\" führen.  \r\nUm zur weiteren Konkretisierung der Begriffe H2-Fähigkeit und H2-Readiness beizutragen, soll im Folgenden auf technischer Ebene ein Überblick zur H2-Fähigkeit/-Readiness von Kraftwerken gegeben werden. Es soll verdeutlicht werden, welche baulichen Umrüstungsmaßnahmen in Kraftwerken zur Umstellung auf H2 notwendig sind und wie beispielsweise die Umstellung auf H2 in den Fuel Switch-Kraftwerken der EnBW erfolgen wird. \r\n\r\nNotwendige bauliche Umrüstungsmaßnahmen zur Wasserstoffverstromung im Kraftwerk\r\nZuerst muss darauf hingewiesen werden, dass bei neuen Turbinen unabhängig vom Turbinenhersteller bereits heute eine Beimischung von 20 bis 30 Volumenprozent im Verhältnis zu Erdgas möglich ist – dass somit also H2-Fähigkeit ohne bauliche Umrüstmaßnahmen gegeben ist. Bei Gasturbinen <100 MW lassen Hersteller bereits größere Beimischungen von 75 Volumenprozent und teilweise auch schon bis zu 100 Prozent zu. \r\nUm eine 100-prozentige Wasserstoffverstromung zu ermöglichen, also H2-Readiness, müssen aufgrund der unterschiedlichen stofflichen und Verbrennungseigenschaften von Erdgas und H2 Umrüstmaßnahmen vorgenommen werden. Diese Umrüstmaßnahmen beziehen sich hauptsächlich auf die Gasturbine und das vorgeschaltete Brenngassystem. Hierbei steht der Austausch der Brenner und der Gasarmaturen im Mittelpunkt der Umrüstung. In den Brennkammern einer Gasturbine wird der Brennstoff in einem vorgegebenen Verhältnis mit Luft vermischt und verbrannt. Die Luft wird dabei über den Verdichter zugeführt. Durch die Verbrennung entsteht ein Abgasvolumenstrom bei hoher Temperatur, welcher über eine Turbine entspannt wird. Der dadurch rotierende Läufer der Gasturbine ist mit einem Generator verbunden, welcher die Rotationsenergie in elektrische Energie umwandelt.\r\n\r\n \r\nAbbildung 1\tOffene Axialansicht einer Gasturbine 9HA.01, GE Vernova\r\n\r\nIm Fokus der aktuellen Entwicklung der Gasturbinenhersteller stehen also H2-Brenner. Erste solche Brenner für kleinere Gasturbinen (<50 MW) sind, wie oben erwähnt, für den 100-prozentigen H2-Einsatz bereits verfügbar und werden auch bereits kommerziell angeboten. Brenner für größere Gasturbinen müssen jedoch noch final entwickelt und getestet werden, bevor sie in Gasturbinen mit hoher Betriebssicherheit und Verfügbarkeit eingesetzt werden können. Aussagen führender Gasturbinenhersteller zufolge, werden solche Gasturbinen für den 100-prozentigen H2-Einsatz bis ca. 2030 entwickelt und angebotsreif sein. Die Kosten für eine nachfolgende Umrüstung von Erdgas auf H2 belaufen sich dann auf etwa 5 bis 10 Prozent der ursprünglichen Investitionskosten eines H2-ready Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerks.\r\nFür einen Überblick zu weiteren Umrüstmaßnahmen für die 100-prozentige Wasserstoffverstromung finden sich ausführliche technische Erläuterungen im Anhang.\r\n\r\nH2-Readiness der EnBW Fuel Switch-Anlagen\r\nDie EnBW verfolgt bereits an drei Standorten eine klare Strategie zur Umstellung von Kohle- auf Gas- und zukünftig Wasserstoffverstromung. An den Standorten Altbach/Deizisau und Heilbronn werden seit 2023 jeweils neue Gas- und Dampfturbinenkraftwerke (GuD) mit einer elektrischen Leistung von 665 bzw. 675 MW und rund 180-190 MW Wärmeleistung errichtet. Zudem wurde die gasbefeuerte Neubauanlage im Heizkraftwerk in Stuttgart-Münster bereits 2025 in Betrieb genommen. Diese verfügt über eine Gesamtleistung von 200 MW elektrisch und 200 MW thermisch. \r\nAlle drei Projekte sind H2-ready geplant, d.h. die Anlagen werden durch Nachrüstungen mit 100 Prozent H2 betrieben werden können. Die EnBW geht von der Umrüstung und dem Betrieb mit H2 in der zweiten Hälfte der 2030er Jahre aus. Die spätere Umrüstung fokussiert sich dann hauptsächlich auf die Gasturbine und die Brennstoffversorgung/Etablierung der H2-Logistik (für weitere Umrüstmaßnahmen siehe Anhang). Somit kann die Umrüstung kosten- und zeiteffizient realisiert werden, da relevante Gebäude und Anlagensysteme von Anfang an auf den zukünftigen Wasserstoffbetrieb ausgelegt werden.\r\n\r\nEnBW-Positionierung zur H2-Fähigkeit/-Readiness im Rahmen der Kraftwerksstrategie\r\nIm Rahmen der Kraftwerksstrategie kommt immer wieder die Frage auf, ob ein Teil der zu errichtenden Gaskraftwerke qua Ausschreibungsdesign H2-fähig/H2-ready sein sollte. Die oben aufgeführten Erläuterungen zeigen, dass bereits Wasserstoffbeimischungen von 75 Volumenprozent und bei Turbinen <50 MW sogar teilweise 100 Prozent möglich sind. Sie zeigen darüber hinaus, dass bereits Kraftwerke >100 MW gebaut werden/wurden, die H2-ready ausgelegt sind und in den 2030er Jahren mit den entsprechend entwickelten Turbinen so umgerüstet werden können, dass eine 100-prozentige Wasserstoffverstromung möglich sein wird. Die technischen Voraussetzungen, um Investitionen in H2-fähige und H2-ready Gaskraftwerke abzusichern, sind also gegeben. Wasserstoffverstromung ist aus technischer Perspektive keine Sackgasse.\r\nDie Diskussion zur Wasserstoffverstromung begrenzt sich aber nicht auf technische Möglichkeiten. Sollte H2 nicht in ausreichender Menge verfügbar sein, laufen die Bemühungen um die Wasserstoffverstromung ins Leere. Um die Verfügbarkeit von H2 zu ermöglichen, muss einerseits die gesamte Bereitstellungskette von H2 (H2-Importhäfen/-pipelines od. heimische Erzeugungsanlagen, Gasspeicher, H2-Kernnetz mit mehr als 9.040 km Leitungslänge, liquider H2-Markt) gegeben sein. Andererseits muss beim H2 Farboffenheit (inkl. blauem und türkisem H2) gelten, da ansonsten in den 2030er Jahren keine ausreichenden H2-Mengen verfügbar sein werden. Dabei drängt die Zeit: Um die Brennkammern für große Gasturbinen final zu entwickeln und im realen Betrieb zu testen, müssen frühzeitig große Mengen an H2 verfügbar sein. Die aktuell begrenzten Mengen an H2, fehlende Speicher und die hohen Kosten von H2 sind enorme Herausforderungen, die die Entwicklung von entsprechenden Gasturbinen bremsen könnten.\r\nDie EnBW plädiert daher nach wie vor dafür, den im Dezember 2024 vorgelegten Gesetzesentwurf zum Kraftwerkssicherheitsgesetz beizubehalten. Insbesondere sollte das Auktionsdesign, das die Ausschreibung von H2-Gaskraftwerken mit Umstellung auf H2 vorsieht, erhalten bleiben, da nur so der Markthochlauf für H2 angereizt werden kann. Allerdings sollte der vorgelegte Gesetzesentwurf in Teilen angepasst werden. Bspw. sollte kein Datum zur Umstellung auf H2 fixiert werden. Die Umstellung sollte vielmehr von einer Prüfung durch die BNetzA abhängig gemacht werden, ob ausreichend H2 verfügbar und für Kraftwerke nutzbar ist. Mit einer solchen Änderung könnte das Gesetz zeitnah verabschiedet und die ersten Ausschreibungen gestartet werden. \r\nIn Anlehnung an den im Dezember 2024 vorgelegten Gesetzesentwurf schlägt die EnBW weiterhin vor, ein Programm zur Errichtung von Demonstrationsanlagen aufzulegen, um die Entwicklung großer H2-Gasturbinen voranzubringen. Im Gesetzesentwurf war die Ausschreibung von 500 MW von sog. H2-Sprintern vorgesehen, die innerhalb von wenigen Jahren realisiert und von Beginn an mit H2 betrieben werden sollten. Da dieses Vorhaben vor dem Hintergrund des Ausschreibungsvolumen von 500 MW und der mangelnden Verfügbarkeit von H2 schwer umzusetzen ist, sollten in einem gesonderten Förderprogramm außerhalb der Kraftwerksstrategie zunächst der Bau und Betrieb von ca. vier Gasturbinenanlagen für 100 Prozent H2 als Demonstrationsanlagen gefördert werden. Aufgrund der Kosten und Risiken bei der Entwicklung neuer Technologien im Energiesektor sind Förderprogramme solcher Art bereits seit Jahrzehnten üblich. \r\nZuletzt muss betont werden, dass die EnBW den Verweis auf eine Ausstattung von Gaskraftwerken mit CCS-Anlagen und der damit einhergehenden fortgesetzten Erdgasverstromung nicht für zielführend hält: Post-Combustion CCS an Gaskraftwerken ist erheblich teurer als die Umbaumaßnahmen zur Wasserstoffverstromung an Gaskraftwerken. Zudem ist CCS aufgrund der Wirkungsgradverluste bei den Kraftwerken und aufgrund schlechterer Abscheidegrade beim diskontinuierlichen Betrieb der Anlagen wenig effizient. Außerdem müssen die hohen Kosten für die zusätzliche CO2-Infrastruktur einkalkuliert werden. Die EnBW ist daher überzeugt, dass im Auktionsdesign zur Kraftwerksstrategie an den Ausschreibungen von H2-Gaskraftwerken mit Umstellungsperspektive auf H2 festgehalten werden sollte, um so auch den Wasserstoffhochlauf in Deutschland zu beschleunigen.\r\n\r\n\r\n\r\nAnhang: Weitere Umrüstungsmaßnahmen für die 100-prozentige Wasserstoffverstromung\r\nHoher Volumenstrom und elementare Eigenschaften: Um dieselbe Energie wie Erdgas zu erzeugen, ist ein dreimal so großer Volumenstrom an H2 erforderlich als bei Erdgas. Daher müssen die Gasleitungen größere Querschnitte haben. Auch alle anderen Komponenten in der Gaszuleitung, wie Gasdruckregel- und Messanlagen sowie evtl. erforderliche Gasverdichter, müssen auf die höheren Volumenströme angepasst werden.\r\nHöhere Verbrennungstemperatur und Stickoxide: H2 verbrennt heißer als Erdgas, was zu einem starken Anstieg von thermischen Stickoxid-Emissionen (NOx) führt. Moderne Dry-Low-NOx-Brenner oder Dry-Low-Emission-Brenner sowie gegebenenfalls nachgeschaltete Katalysatorsysteme müssen daher installiert werden. \r\nAbhitzedampferzeuger/Abhitzekessel: Obwohl die Dampfturbine selbst keine Anpassungen benötigt, muss der vorgeschaltete Abhitzedampferzeuger überprüft werden. Ein Abhitzedampferzeuger, auch Abhitzekessel genannt, ist ein Wärmetauscher, der in Anlagen wie Gas- und Dampfturbinen (GuD)-Kraftwerken aus den heißen Abgasen der Gasturbine Dampf erzeugt. Dieser Dampf treibt dann Dampfturbinen zur Stromerzeugung an oder wird als Wärme in der Fernwärme oder der Industrie genutzt, was den Gesamtwirkungsgrad der Anlage erheblich steigert. Bei der Umrüstung auf H2 muss der Abhitzekessel überprüft werden, da die Rauchgaszusammensetzung und -temperatur nach der Gasturbine sich ändert. Im Allgemeinen werden dabei auch die in den Abhitzekessel integrierten DeNOx-Katalysatoren angepasst. \r\nZur Gewährleistung der Anlagensicherheit werden zudem H2-Detektoren und UV/IR Flammen-Detektoren nachgerüstet.\r\n\r\n\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-09-12"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012722","regulatoryProjectTitle":"Verabschiedung eines praxisorientierten Kraftwerkssicherheitsgesetzes","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/fa/c0/634884/Stellungnahme-Gutachten-SG2510300014.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":"\r\n\r\nWarum die Energiewende sowohl Batteriespeicher als auch wasserstofffähige Gaskraftwerke benötigt\r\nDie Bundesregierung hat angekündigt, im Rahmen einer Kraftwerksstrategie den Bau von (bis zu) 20 GW an Gaskraftwerksleistung bis 2030 anzureizen, um in einem weitgehend auf Erneuerbare Energien basierten Stromsystem die Versorgungssicherheit auch in längeren Dunkelflauten gewährleisten zu können. In diesem Kontext kommt immer wieder die Frage auf, ob hierzu überhaupt (wasserstofffähige) Gaskraftwerksleistung ausgebaut werden muss und ob diese nicht durch den Zubau von Batteriespeichern ersetzt werden kann. \r\nIn Deutschland kamen bereits Dunkelflauten von bis zu zwei Wochen vor. Ein Blick auf die einwöchige Dunkelflaute im Januar dieses Jahres zeigt aber bereits exemplarisch, warum Batteriespeicher den Zubau von Gaskraftwerken nicht ersetzen können: Der Gesamtstromverbrauch in der genannten Woche betrug ca. 10 TWh. Wind- und Solarenergie deckten während dieser Flaute im Schnitt 14% dieses Stromverbrauchs ab. 86% des Stromverbrauchs (knapp 9 TWh) mussten anderweitig gedeckt werden. Dies erfolgte über disponible Erzeugung, darunter Wasserkraft und Biomasse (11% der Gesamtnachfrage), Kohle- (28%) und Gaskraftwerke (26%) sowie Importe (18%) und übrige konventionelle (3%). \r\n \r\nZudem werden aufgrund des vorgesehenen Kohleausstiegs bis Anfang/Mitte der 2030er Jahre sowie der altersbedingten Stilllegung von rund einem Drittel der bestehenden Gaskraftwerke diese künftig nicht mehr zur Stromerzeugung zur Verfügung stehen. Damit könnten während einer Dunkelflaute wie im Januar diesen Jahres ca. 4 TWh der genannten Deckungslücke nicht mehr erzeugt werden. In Zukunft muss diese Lücke durch den Zubau disponibler Leistung gefüllt werden. \r\nEin solches Defizit über Batteriespeicher auszugleichen, ist unrealistisch und unwirtschaftlich. Hierzu wäre ein massiver Ausbau von Speicherkapazität notwendig. Aktuell sind in Deutschland 21 GWh Batteriespeicherkapazität mit einer Leistung von 14 GW installiert. Derzeit haben Batterien in Deutschland eine Ausspeisedauer von ein bis zwei Stunden. Über 70% der Speicherkapazität wird dabei von den rund 2 Millionen Heimspeichersystemen bereitgestellt, der Rest durch Gewerbe- und Großspeicher. Für die Einspeicherung der o.g. erforderlichen 4 TWh wäre demnach das 200fache der heute installierten Speicherkapazität erforderlich. Selbst der Zielwert des aktuellen NEP 2023 B für 2045 geht allerdings nur von 141 GW installierter Speicherleistung aus. Geht man zudem davon aus, dass sich die Ausspeisedauer bis 2045 auf 6 Stunden erhöht, wäre der 5fache Kapazitätshochlauf im Vergleich zum NEP erforderlich. Selbst ein Rückgriff auf die Speicher von Elektroautos wäre nicht ausreichend: Zwar entspricht die kumulierte Speicherkapazität von 40 Mio. Elektroautos mit einem großen 100kWh-Speicher 4 TWh. Allerdings könnten selbst bei 20% nutzbarer Flexibilität (optimistische Annahme) somit nur rund 0,8 TWh bereitgestellt werden. \r\nAm Beispiel der einwöchigen Dunkelflaute zeigt sich, dass durch Batteriespeicher die Erzeugungslücke nicht zu decken gewesen wäre. Dabei ist noch nicht berücksichtigt, dass sowohl der Stromverbrauch als auch der Kapazitätsbedarf in der Verbrauchsspitze bis 2045 noch einmal deutlich ansteigen werden. Überdies kann der Fall eintreten, dass aufgrund des Klimawandels Dunkelflauten noch länger anhalten.\r\nMöglich und zielführend wäre der kombinierte Einsatz von Gaskraftwerken und Batteriespeichern. Dies hat gegenüber einem System, das sich ausschließlich auf Batteriespeicher oder Gaskraftwerke stützt, einige Vorteile: Es braucht bspw. einen erheblich geringeren Ausbau von Batteriespeichern, wobei sich der Zubau der benötigten Batteriespeicherleistung nicht im Verhältnis 1:1, sondern um ein Vielfaches reduziert. Der Grund ist, dass Gaskraftwerke eine unbegrenzte Einspeisezeit haben, während sich Batteriespeicher bereits nach ein bis zwei (künftig vsl. 6) Stunden entleert haben. Mit dem kombinierten Einsatz von Batterien und Gaskraftwerken geht eine entsprechende effizientere Dimensionierung des Ausbaubedarfs des Stromnetzes einher. Zudem wird die Versorgungssicherheit verbessert, da mit Gaskraftwerken auch längere Dunkelflauten überbrückt werden können. \r\nAbschließend soll angemerkt werden, dass Batterien und Speicher im Allgemeinen eine zentrale Rolle in einem Energiesystem spielen, dessen Erzeugungsstruktur größtenteils auf Erneuerbaren beruht. Speicher überbrücken kurzzeitig eine zu geringe Erzeugung, decken kurzfristige Bedarfsspitzen, sie verbessern die Netzstabilität und flexibilisieren das System insgesamt. Damit wird das Energiesystem (kosten-) effizienter und autarker. Daher investiert EnBW auch selbst in Speicher: Der größte Batteriespeicher des Unternehmens wird am Kraftwerk Marbach geplant und verfügt über eine Kapazität von 100 MWh. Auch werden alle neu gebauten Solarparks der EnBW mit Batteriespeichern ausgerüstet. \r\nZusammenfassend: Batteriespeicher können Gaskraftwerke nicht ersetzen, wie die o.g. Ausführungen gezeigt haben. Daher sind zeitnahe Ausschreibungen zur Kraftwerksstrategie unersetzlich. \r\nWie oben bereits erwähnt, wird Deutschland bis spätestens 2038 aus der Kohle aussteigen. Der Ausstieg aus der Kernenergie ist bereits vollzogen. Der Zubau von wasserstofffähigen Gaskraftwerke ist dringend erforderlich, um die so entstandene Erzeugungslücke bei der disponiblen Leistung zu schließen. Weiterhin sind Gaskraftwerke klimafreundlicher; im Vergleich zu Kohlekraftwerken wird bei Erdgaskraftwerken bis zu 60% weniger CO2 emittiert. EnBW plant in ihren drei fuel switch-Anlagen zudem den Umstieg auf Wasserstoff und leistet damit einen wichtigen Beitrag zum unternehmenseigenen Ziel der Klimaneutralität bis 2035.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-10-16"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012799","regulatoryProjectTitle":"RED III-Umsetzung Offshore, Realisierungsfristen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/cc/a0/364745/Stellungnahme-Gutachten-SG2410140004.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":"Sehr geehrte Damen und Herren,\r\nin Anbetracht des laufenden Gesetzgebungsverfahrens zur Umsetzung der EU-Erneuerbaren-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie auf See möchten wir Sie auf ein Element des Rechtsrahmes für die Offshore-Windenergie hinweisen, der für uns als Entwickler und Betreiber von Offshore-Windprojekten in Deutschland von besonderer Relevanz ist: die Verlängerung der Realisierungsfrist von Offshore-Windparks.\r\nGrundsätzlich stellen das WindSeeG und das EnWG einen guten Rechtsrahmen für den Ausbau der Offshore-Windenergie in Deutschland dar. Gleichwohl erfolgte die letzte WindSeeG-Novelle unter Voraussetzungen, die weniger ambitioniert waren als heute. Um den Erfordernissen eines geregelten Ausbaus hin zu einer installierten Leistung von 70 GW Offshore-Windenergie bis 2045 gerecht zu werden, sollte das WindSeeG daher nicht als statisch verstanden werden. In unseren Branchenverbänden BWO und BDEW haben wir gemeinsam mit den Netzbetreibern einen Vorschlag zur Verlängerung der Realisierungsfrist von Offshore-Windparks erarbeitet, um den aktuellen Gegebenheiten des Ausbaus der Offshore-Windenergie in Deutschland besser gerecht werden zu können.\r\nVorschlag\r\nWir plädieren für eine Verlängerung der Realisierungsfrist nach § 81 Abs. 2 Satz 1 Nr. 5 WindSeeG von 6 auf 12 Monate. Realisierung bedeutet in diesem Kontext, die Herstellung der Betriebsbereitschaft von 95% des Offshore-Windparks.\r\nBegründung\r\nIn der WindSeeG-Novelle von 2020 wurde die Realisierungsfrist nach § 81 Abs. 2 Satz 1 Nr. 5 WindSeeG 2023 für die Fertigstellung des Offshore-Windparks nach dem verbindlichem Fertigstellungstermin der Netzanschlüsse von 18 auf sechs Monate verkürzt.\r\nDie hier vorgestellten Änderungen zielen darauf ab, den Offshore-Windparkentwicklern bei der Errichtung unter den genannten Bedingungen eines ambitionierten Ausbauziels mehr Rechts- und Investitionssicherheit zu bieten. Dadurch könnte die Zielerreichung der Bundesregierung insgesamt unterstützt werden. Zu beachten ist hierbei, dass es sich bei der Sanktionierung der vorstehenden Realisierungsfrist (Widerruf Zuschlag und Pönalisierung) um eine „muss“- Vorschrift handelt und die entsprechende Ausnahmenvorschrift dermaßen eng gefasst ist, dass sie in der Regel nicht eingreifen wird. Insofern ist die Verlängerung der oben genannte Realisierungsfrist dringend notwendig, um ungeliebte Ergebnisse, nämlich die Projektbeendigung kurz vor Fertigstellung, zu vermeiden. \r\nDie Anpassung im § 81 Abs. 2 Satz 1 Nr. 5 WindSeeG wäre wie folgt vorzunehmen:\r\n„(2) Bezuschlagte Bieter müssen\r\n[…] 5. innerhalb von sechs zwölf Monaten nach dem verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass die technische Betriebsbereitschaft der Windenergieanlagen auf See insgesamt hergestellt worden ist; diese Anforderung ist erfüllt, wenn die installierte Leistung der betriebsbereiten Anlagen mindestens zu 95 Prozent der bezuschlagten Gebotsmenge entspricht. […]“\r\nZudem wären gleichlautende Änderungen in § 17d Abs. 8 Nr. 3 EnWG für Windenergieanlagen auf See im Küstenmeer vorzunehmen:\r\n„(8) […] Der Inhaber der Genehmigung für die Errichtung der Windenergieanlagen auf See muss\r\n[…] 3. innerhalb von sechs zwölf Monaten nach dem verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass die technische Betriebsbereitschaft der Windenergieanlagen auf See insgesamt hergestellt worden ist; diese Anforderung ist erfüllt, wenn die installierte Leistung der betriebsbereiten Anlagen mindestens zu 95 Prozent der genehmigten installierten Leistung entspricht.“"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-10-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014232","regulatoryProjectTitle":"Änderung Bundesbedarfsplangesetz","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/05/6a/394371/Stellungnahme-Gutachten-SG2501090007.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":"Vorbemerkung\r\n\r\n\r\nDie EnBW ist überzeugt, dass die Herausforderungen der Transformation des Energiesystems nur ge-meistert werden können, wenn Gesetze auch einen effizienten und kostengünstigen Netzausbau und Energietransport ermöglichen. Eine praxisgerechte sowie pragmatische Gesetzgebung ist ein wesentli-cher Faktor für den Erfolg. \r\n\r\nDer Entwurf von SPD-Fraktion und Bündnis90/Die Grünen adressiert vor dem Hintergrund der Diskussi-onen um stetig steigende Netzentgelte diesen wichtigen Punkt nicht. Die EnBW ist der Auffassung, dass das Errichten, Betreiben und Ändern der HGÜ-Projekte OstWestLink, NordWestLink, und SuedWestLink als Freileitungen zu einer erheblichen Beschleunigung und finanziellen Entlastung führen wird. Die EnBW macht deshalb folgenden Änderungsvorschlag:  \r\n\r\n\r\n\r\nÄnderung des Bundesbedarfsplangesetzes\r\n\r\nÄnderung: Ergänzung des § 2 Absatz 9 sowie § 3 Absatz 1 Satz 2 und Änderung sowie Ergänzung der Anlage 1 (zu § 1 Absatz 1) Bundesbedarfsplan \r\n\r\n§ 2 Absatz 9 \r\n„Die im Bundesbedarfsplan mit „I“ gekennzeichneten Vorhaben zur Höchstspannungs-Gleichstrom- Übertragung sind nach Maßgabe des § 3 als Freileitungen zu erreichten und zu betreiben und zu än-dern.“ \r\n\r\nEntsprechende Ergänzung des § 3 Absatz 1 Satz 2 BBPlG: \r\n\r\n„§ 3 Erdkabel für Leitungen zur Höchstspannungs-Gleichstrom-Übertragung\r\n(1) Leitungen zur Höchstspannungs-Gleichstrom-Übertragung der im Bundesbedarfsplan mit „E“ ge-kennzeichneten Vorhaben sind nach Maßgabe dieser Vorschrift als Erdkabel zu errichten und zu betrei-ben oder zu ändern. Leitungen zur Höchstspannungs-Gleichstrom-Übertragung der im Bundesbedarf-splan mit „I“ gekennzeichneten Vorhaben sollen nach Maßgabe dieser Vorschrift als Freileitung er-richtet und betreiben oder geändert werden. Absatz 4 ist entsprechend anzuwenden. “\r\n\r\n\r\n„Kennzeichnung\r\n(..)I\r\nI             =             Freileitungen für Leitungen zur Höchstspannungs-Gleichstrom- Übertagung von § 3 Abs. 1 S. 2“\r\n\r\nEinordnung der Gleichstrom- Projekte OstWestLink, NordWestLink, und SuedWestLink als solche der Kategorie I.“\r\n\r\n\r\n\r\nErläuterung: \r\n\r\nEine Änderung des Bundesbedarfsplangesetzes ist notwendig, um den dringend benötigten Ausbau der Netze und der Infrastruktur effizient voranzutreiben. Insbesondere die Projekte aus dem Netzentwick-lungsplan 2037/2045 (2023) OstWestLink, NordWestLink, SuedWestLink (DC40/DC40plus, DC41, DC42/DC42plus) können dazu beitragen. Die Verlegung dieser Trassen als Erdkabel führt zu einem ho-hen finanziellen Mehraufwand.\r\n\r\nDurch die Umstellung von Erdkabeln auf Freileitungen könnten hier insgesamt bis zu 20 Milliarden Euro eingespart werden. Diese Einsparungen würden über mehrere Jahre hinweg über die Netzentgelte di-rekt an die Stromverbraucher weitergegeben und somit zu einer Entlastung führen. Die nun geforderte Ergänzung des Gesetzes kategorisiert die genannten Vorhaben separat, um den Bau dieser Trassen als Freileitungen zu ermöglichen. \r\n\r\nUm die Option der Erdverkabelung beizubehalten, wurde eine Soll-Vorschrift eingeführt. Dadurch wird die Empfehlung des Gesetzgebers zur Errichtung von Freileitungen zwar festgelegt, aber ein gewisser Ermessensspielraum bleibt erhalten.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-01-07"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017655","regulatoryProjectTitle":"RED III-Umsetzung Offshore","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b9/0a/564635/Stellungnahme-Gutachten-SG2506300151.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":"Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) gewährleisten für den rechtssicheren und naturverträglichen\r\nAusbau der Offshore-Windenergie\r\nSehr geehrte Frau Bundesministerin Reiche,\r\nder Ausbau der Offshore-Windenergie ist unverzichtbarer Bestandteil der Dekarbonisierung des\r\nStrommixes in Deutschland. Er findet jedoch in der deutschen Nord- und Ostsee in Gebieten mit\r\nvielfäl􀆟gen Nutzungen sta􀆩, welche aufgrund des kri􀆟schen ökologischen Zustands stärkeren Schutz\r\nerfahren müssen. Diese unterschiedlichen Interessen gilt es miteinander in Einklang zu bringen - nicht\r\nzuletzt, um die gesellscha􀅌liche Akzeptanz langfris􀆟g zu bewahren.\r\nDie na􀆟onale Umsetzung der „Renewable-Energy-Direc􀆟ve“ (RED) III bietet Ihnen aktuell die\r\nMöglichkeit Umwelt- und Energiegesetzgebung sinnvoll zu verzahnen. Die\r\nUmweltverträglichkeitsprüfung (UVP) im Bereich der Offshore-Windenergie ist als integraler Teil der\r\nGenehmigungsverfahren seit Jahrzehnten ein bewährtes Instrument, um durch eine kumula􀆟ve\r\nFolgenabschätzung den rechtssicheren und naturverträglichen Ausbau zu stärken. Der durch die RED III\r\nin Beschleunigungsgebieten vorgesehene Wegfall der UVP ist jedoch aus Erfahrung der\r\nUnterzeichnenden kein geeignetes Mi􀆩el, die angestrebte Verfahrensbeschleunigung zu erreichen.\r\nSeit 2023 machen wir uns als Offshore-Entwickler und Naturschutzverbände gemeinsam für den Erhalt\r\nvon Umweltstandards beim Offshore-Ausbau stark. Wir setzen darauf, dass Sie eine UVP für Offshore-\r\nWindparks bei der Umsetzung der RED III sicherstellen und Beschleunigungsgebiete innerhalb der\r\nRED III-Implemen􀆟erung auf na􀆟onaler Ebene technologiedifferenziert betrachten.\r\nÜber die Gelegenheit, uns persönlich mit Ihnen über unsere Argumente und Praxiserfahrungen\r\nauszutauschen, würden wir uns sehr freuen und stehen auch kurzfris􀆟g für ein Gespräch zur\r\nVerfügung.\r\nDieses Schreiben ist zuständigkeitshalber wortgleich heute auch an ihren Kollegen Bundesminister\r\nCarsten Schneider gegangen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-06-30"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017655","regulatoryProjectTitle":"RED III-Umsetzung Offshore","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/1a/f5/564637/Stellungnahme-Gutachten-SG2506300153.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":"Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) gewährleisten für den rechtssicheren und naturverträglichen\r\nAusbau der Offshore-Windenergie\r\nSehr geehrter Herr Bundesminister Schneider,\r\nder Ausbau der Offshore-Windenergie ist unverzichtbarer Bestandteil der Dekarbonisierung des\r\nStrommixes in Deutschland. Er findet jedoch in der deutschen Nord- und Ostsee in Gebieten mit\r\nvielfäl\u0001Ÿgen Nutzungen sta\u0001©, welche aufgrund des kri\u0001Ÿschen ökologischen Zustands stärkeren Schutz\r\nerfahren müssen. Diese unterschiedlichen Interessen gilt es miteinander in Einklang zu bringen - nicht\r\nzuletzt, um die gesellscha\u0001Lliche Akzeptanz langfris\u0001Ÿg zu bewahren.\r\nDie na\u0001Ÿonale Umsetzung der „Renewable-Energy-Direc\u0001Ÿve“ (RED) III bietet Ihnen aktuell die\r\nMöglichkeit Umwelt- und Energiegesetzgebung sinnvoll zu verzahnen. Die\r\nUmweltverträglichkeitsprüfung (UVP) im Bereich der Offshore-Windenergie ist als integraler Teil der\r\nGenehmigungsverfahren seit Jahrzehnten ein bewährtes Instrument, um durch eine kumula\u0001Ÿve\r\nFolgenabschätzung den rechtssicheren und naturverträglichen Ausbau zu stärken. Der durch die RED III\r\nin Beschleunigungsgebieten vorgesehene Wegfall der UVP ist jedoch aus Erfahrung der\r\nUnterzeichnenden kein geeignetes Mi\u0001©el, die angestrebte Verfahrensbeschleunigung zu erreichen.\r\nSeit 2023 machen wir uns als Offshore-Entwickler und Naturschutzverbände gemeinsam für den Erhalt\r\nvon Umweltstandards beim Offshore-Ausbau stark. Wir setzen darauf, dass Sie eine UVP für Offshore-\r\nWindparks bei der Umsetzung der RED III sicherstellen und Beschleunigungsgebiete innerhalb der\r\nRED III-Implemen\u0001Ÿerung auf na\u0001Ÿonaler Ebene technologiedifferenziert betrachten.\r\nÜber die Gelegenheit, uns persönlich mit Ihnen über unsere Argumente und Praxiserfahrungen\r\nauszutauschen, würden wir uns sehr freuen und stehen auch kurzfris\u0001Ÿg für ein Gespräch zur\r\nVerfügung.\r\nDieses Schreiben ist zuständigkeitshalber wortgleich heute auch an ihre Kollegin Bundesministerin\r\nKatherina Reiche gegangen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-06-30"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0018279","regulatoryProjectTitle":"Partizipation von Reservekraftwerken am Markt zur Strompreisstabilisierung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b9/79/584413/Stellungnahme-Gutachten-SG2507140011.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":"Kurzpositionierung\r\nder Energie Baden-Württemberg\r\nzum temporären Markteinsatz von\r\nNetzreserveanlagen zur\r\nStabilisierung des Strompreises\r\nBerlin, Juli 2025\r\nLobbyregister-Nr.: R002297\r\nEU-Transparenzregister-Nr.: 13324391892-74\r\n\r\nVorbemerkung\r\nDer Koalitionsvertrag der Bundesregierung sieht den Einsatz von Reserveanlagen am Markt vor, um eine Stabilisierung des Strompreises zu erreichen. Unter Reserveanlagen sind sowohl die Anlagen in der Kapazitäts- als auch jene in der Netzreserve zu verstehen. Da in der Begleitkommunikation zum Koalitionsvertrag der Fokus stets auf den Netzreserveanlagen lag, diskutiert diese Kurzpositionierung ausschließlich den geplanten Markteinsatz von Netzreservekraftwerken zur Stabilisierung des Strompreises.\r\nAus Sicht der Energie Baden-Württemberg sollte dieses Vorhaben nicht umgesetzt werden. Einerseits würde damit ein gravierender Markteingriff mit absehbar deutlich negativen Konsequenzen vorgenommen werden. Andererseits würden damit energiepolitische Vorhaben, wie die Kraftwerksstrategie oder die Einrichtung eines Kapazitätsmarktes, infrage gestellt. Als Konsequenz wäre die zukunftsfähige Neuausrichtung der disponiblen Erzeugung in Deutschland durch den temporären Weiterbetrieb alter Kohleanlagen gefährdet.\r\nDaher plädiert die EnBW für eine zügige Einigung zum Kraftwerkssicherheitsgesetz. Diese Einigung sollte auch abbilden, wie Kraftwerke, die im Rahmen der Kraftwerksstrategie gebaut werden, in einen sich anschließenden Kapazitätsmechanismus überführt werden können.\r\nNach Auffassung der EnBW ist zudem dringend eine Strategie für die Netzreserve erforderlich. Eine solche Strategie sollte den Betreibern der letzten sich noch im Markt befindlichen Kohleanlagen Planungssicherheit hinsichtlich einer evtl. Netzreserve ihrer Blöcke geben und Maßnahmen zur Betriebssicherung in der Netzreserve umsetzen. Nur so kann durch den zeitlich begrenzten Betrieb der Anlagen in der Netzreserve die Versorgungssicherheit in Deutschland abgesichert werden bis ausreichend disponible Leistung durch wasserstofffähige Gaskraftwerke zur Verfügung steht.\r\nDie folgende Argumentation erläutert, was gegen den temporären Markteinsatz von Reservekraftwerken spricht und zeigt auf, wie eine Reservekraftwerksstrategie umgesetzt werden sollte.\r\nWas gegen den temporären Markteinsatz von Reservekraftwerken spricht\r\nRegulatorisches Umfeld:\r\nLaut EU-Strommarkt-Verordnung (2019/943) ist es nicht ohne weiteres möglich, Reservekraftwerke (RKW) im Markt partizipieren zu lassen. Dabei würde es sich letztlich wegen der Marktteilnahme um einen (rudimentären) Kapazitätsmechanismus handeln, der über die bestehende Kapazitätsreserve hinausgeht und daher seitens der EU-Kommission beihilferechtlich zu genehmigen wäre. Da ein relativ großer Anteil der systemrelevanten Netzreserveanlagen zudem mit Kohle befeuert wird, besteht das Risiko, dass ein Betrieb dieser Anlagen in einem Kapazitätsmechanismus mit den Regelungen der EU-Richtlinie 2019/943 Art. 22 (Gestaltungsgrundsätze für Kapazitätsmechanismen/Anforderungen in Be-zug auf CO2-Emissionsgrenzwerte) kollidieren würde.\r\nMarktdynamik:\r\nDer Einsatz von RKW zur Stabilisierung des Strompreises stellt einen enormen Markteingriff dar: Demnach sollen ab einer Preisobergrenze Kraftwerke aus der Netzreserve genommen und im Markt eingesetzt werden. Da es damit zu einer Ausweitung des Stromangebots kommt, reduzieren Marktteilnehmende ihre Nachfrage – trotz hoher Preise – nicht. Marktsignale würden verpuffen und systemdienliches Verhalten von Verbrauchern nicht mehr angereizt werden. Zudem würde die Wirtschaftlichkeit von sich im Markt befindlichen Assets, wie bspw. Batterien und Pumpspeichern, erheblich beeinflusst.\r\nDer Einsatz von RKW im Markt ist im integrierten europäischen Strommarkt besonders gravierend: Eine deutsche de-facto-Preisobergrenze würde aufgrund der Lage und Größe des deutschen Strom-marktes preisverzerrend im europäischen Strommarkt wirken und somit in Zeiten hoher Preise zu einem vermehrten Stromexport aus Deutschland in europäische Nachbarländer führen, quersubventi-oniert durch deutsche Verbraucher.\r\nAufgrund der Tatsache, dass es nur eine überschaubare Anzahl von Marktteilnehmern gibt, die wegen der Lage ihrer Anlagen eher „zufällig“ Eigentümer potenziell für den Markteinsatz geeigneter Netzre-serveanlagen sind, besteht ebenfalls die Gefahr mangelnden Wettbewerbs und einer Marktverzerrung zugunsten weniger. Diese Betreiber könnten in Zeiten hoher Preise Marktchancen nutzen, bei gleich-zeitig geringen Risiken aufgrund der Wälzung wesentlicher Kosten auf die Netzkunden. Es kann so-gar sein, dass Betreiber einen Anreiz haben, ihre Anlagen in die Netzreserve zu überführen, um sie dort auf Kosten der Netzkunden „einzumotten“ und sie später, bei Besserung der Marktsituation nach Gut-dünken wieder in den Markt zurückzuführen.\r\nEin Markteinsatz von Netzreserveanlagen für längere Zeiträume hingegen ist für einen Betreiber aufgrund der damit verbundenen Unsicherheiten hinsichtlich der Strommarktentwicklung und Kosten für den Betrieb der Netzreserveanlage wirtschaftlich weniger interessant. Ein solcher längerfristiger Markteinsatz war zum Beispiel durch das sog. Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetz von 2022 vorgesehen, um die Stromversorgung bei der damals drohenden Gasmangellage abzusichern. Die EnBW hat damals von einer Marktrückkehr ihrer Netzreserveblöcke abgesehen und sich in Abstimmung mit dem Übertragungsnetzbetreiber auf eine Absicherung der Verfügbarkeit der Anlagen in der Netzreserve konzentriert.\r\nEbenso ist ein Markteinsatz von Netzreserveanlagen durch Übertragungsnetzbetreiber als Verstoß gegen das Unbundling von Erzeugung und Netzen grundsätzlich abzulehnen.\r\nAuswirkungen auf weitere energiepolitische Vorhaben:\r\nEine faktische Preisobergrenze, wie sie für den Einsatz von RKW am Markt eingeführt würde, würde Investitionen in neue Gaskraftwerke in Frage stellen, da diesen Anlagen damit Erlöse in Knappheitssituationen fehlen. Das wiederum führt zu einem höheren Förderungsbedarf dieser Anlagen in der geplanten Kraftwerksstrategie (KWS) und später im geplanten Kapazitätsmechanismus: Wenn Bieter zum Zeitpunkt der Gebotsabgabe im Rahmen der KWS Knappheitssituationen aufgrund einer potenziellen faktischen Preisobergrenze nicht einkalkulieren können, werden sie diese entgangenen Erlöse in ihren Geboten einpreisen. Das wird unweigerlich die Gebote und damit den Förderbedarf durch den Staat erhöhen. Somit muss bereits vor den ersten Ausschreibungen im Rahmen der KWS Klarheit zu dem Vorhaben bestehen, ob RKW am Markt eingesetzt werden oder nicht. Das stellt aufgrund der nötigen beihilferechtlichen Genehmigungen der EU-Kommission einen ambitionierten Zeitplan dar.\r\nDer Einsatz von RKW am Markt hat zudem Konsequenzen für die Einrichtung eines Kapazitätsmechanismus: Der Einsatz von RKW in politisch-regulatorisch definierten\r\nKnappheitssituationen bedeutet, wie oben beschrieben, de facto eine Preisobergrenze am Strommarkt und damit eine Marktverzerrung. Die Einführung eines Kapazitätsmechanismus setzt aber voraus, dass der in einem Mitgliedstaat vorhandene Energy-Only-Markt möglichst unverzerrt sein muss. Die von Politik und Energiewirtschaft größtenteils einvernehmlich unterstützte Schaffung eines Kapazitätsmechanismus‘ in Deutschland würde durch dieses Vorhaben also verzögert und hätte somit auch Auswirkungen auf den über einen Kapazitätsmechanismus vorgesehen Neubau weiterer Gaskraftwerke.\r\nGefährdung der Klimaziele:\r\nNicht zuletzt gilt es, ein aus Betreibersicht wichtiges Argument in dieser Diskussion zu bedenken: Kraftwerke in der Netzreserve sind von Betreibern zur Stilllegung vorgesehen. Da sie aus dem Markt ausscheiden sollen, sind sie zentraler Bestandteil zum Erreichen der Klimaziele der Betreiber. Sollten die RKW, die in der Überzahl Braun- und Steinkohlekraftwerke sind, wieder im Markt partizipieren, würden zahlreiche Kraftwerksbetreiber ihre Klimaziele nicht erreichen. Das würde sich auch negativ auf das Erreichen der gesamtdeutschen Klimaziele auswirken.\r\nErarbeitung einer Reservekraftwerksstrategie\r\nBereits heute bestehen Risiken zum langfristigen Betrieb der Netzreserveanlagen. Bspw. suchen sich die hochqualifizierten Mitarbeitenden bei Ankündigung einer Kraftwerksstilllegung/Überführung in die Reserve andere zukunftsorientierte Stellen. Die Qualifizierung von neuem Personal ist aufgrund weni-ger Betriebsstunden in der Netzreserve enorm erschwert. Die Serviceunterstützung spezialisierter Fachfirmen für die schrumpfende und stark alternde Flotte an Kohlekraftwerken ist ebenfalls zuneh-mend gefährdet, was mittelfristig deren Verfügbarkeit reduzieren wird. Auch in Bezug auf die Kohle-Bereitstellungskette muss deren langfristige Funktionalität, inklusive Fachkompetenz, die Kohlelogis-tik unter Einbeziehung von Partnern in Nachbarländern sowie eine dauerhaft hohe Kohlequalität ge-währleistet werden. Ansonsten ist die erforderliche Infrastruktur aufgrund des stark zurückgehenden Bedarfs an Kraftwerkskohle in Deutschland bedroht.\r\nDiese Risiken werden mit Blick auf einen zusätzlichen Markteinsatz von RKW noch verschärft. Es sollte daher davon abgesehen werden, einen aufwendigen regulatorischen Rahmen für den temporären Einsatz von RKW am Markt zu schaffen. Stattdessen sollte eine Reservekraftwerksstrategie erarbei-tet werden, die diese Risiken zielgenau adressiert.\r\nEine RKW-Strategie sollte die Übertragungsnetzbetreiber verpflichten, für jede disponible Erzeugungs-anlage über 50 MWe in Deutschland unabhängig von einer Stilllegungserklärung eine Aussage zu deren Systemrelevanz und deren voraussichtlicher Dauer zu treffen. Außerdem sollte für jede in der Netzre-serve befindliche Kohleanlage ein individuell festzusetzendes, verbindliches Betriebsdatum festgelegt werden. Dies kann anhand geeigneter Langfristanalysen geschehen und muss in Einklang mit dem ge-planten Endzeitpunkt der Kohleverstromung 2038 definiert werden, um den Betreiber von Netzreser-veanlagen Planungssicherheit zu ermöglichen. Weiterhin ist aufzuzeigen, wie eine vollständig rechts-sichere Finanzierung zur Vorhaltung und Wiederherstellung der Betriebsbereitschaft von RKW erfolgen kann. Aktuell haben Betreiber nämlich keinen Anspruch auf Kostenerstattung zur präventiven Einstel-lung und Qualifizierung von neuem Personal. Zudem sollte eine RKW-Strategie aufzeigen, wie eine langfristige Sicherung von Kohlemengen in geeigneter Qualität und der zum Betrieb erforderlichen In-standhaltungspartner, bspw. durch den Abschluss von langfristigen Logistik- und Serviceverträgen, ge-währleistet werden kann."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-07"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019241","regulatoryProjectTitle":"RED III-Umsetzung THG-Quote im Verkehr","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/76/ef/606402/Stellungnahme-Gutachten-SG2508220006.pdf","pdfPageCount":9,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\tZusammenfassung\r\nDie THG-Quote ist neben der Elektrifizierung eines der zentralen Instrumente, um die CO2-Emissionen im Verkehrssektor zu senken und die Nutzung von Erneuerbaren Energien im Mobilitätsbereich zu erhöhen. In den letzten Jahren ist das THG-Quotensystem stark unter Druck geraten. Insbesondere Betrugsfälle im Bereich der Anrechnung von Biokraftstoffen haben zu einem massiven Preisverfall der Zertifikate geführt – mit negativen Folgen für die betroffenen Wirtschaftszweige. Daher begrüßt die EnBW ausdrücklich, dass das Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN) auf die Missstände reagiert und am 19. Juni 2025 den Referentenentwurf für ein Zweites Gesetz zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungs-Quote vorgelegt hat. Der Entwurf enthält an vielen Stellen sehr sinnvolle Vorschläge zur Behebung marktlicher Fehlentwicklungen, indem regulatorische Schlupflöcher geschlossen werden. Erste Reaktionen im Markt der THG-Quoten-Zertifikate zeigen, dass die Marktakteure von effektiven Korrekturen ausgehen und sich der Preis folglich im Sinne der Zielsetzung des Instrumentariums korrigiert. \r\nEntscheidend für die Wirksamkeit des Gesetzes ist, dass der vom BMUKN vorgeschlagene Instrumentenmix im Verlauf des Gesetzgebungsverfahrens nicht verwässert und ausgehöhlt wird. Eine zentrale Rolle spielt hierbei die Verschärfung der Kontrollinstrumente, insbesondere die Kopplung der Anrechenbarkeit an die Ermöglichung von Vor-Ort-Kontrollen sowie die Verpflichtung der Zertifizierungsstellen zu Kontrollen mittels repräsentativer Stichproben. Im Sinne der Planungs- und Investitionssicherheit begrüßen wir die Weiterentwicklung der THG-Minderungsquote bis 2040 ausdrücklich. Wir empfehlen jedoch zur Erreichung der gesetzlich verankerten Klimaschutzziele 2030, 2040 sowie der Klimaneutralität in 2045 eine deutliche Anhebung des Hochlaufs der THG-Minderungsanforderungen auf 28% in 2030 und auf 70% bis 2040.\r\nZur Steigerung der heimischen Wertschöpfung und zum Schutze der in Deutschland getätigten Investitionen sollte das System der sog. „virtuellen“ Verflüssigung angepasst werden. Um ein Level-Playing-Field mit der heimischen Biomethanproduktion herzustellen, ist eine korrekte Zuweisung aller Emissionen in der gesamten Wertschöpfungskette „virtuell“ verflüssigtem BioLNG essenziell. Entsprechende regulatorische Anpassungen auf EU- und nationaler Ebene würden Investitionen in GreenTech-Anlagen in Deutschland in Höhe von rund 300 Millionen Euro sichern. \r\nAls einer der größten Energieversorger Deutschlands ist die EnBW entlang der gesamten Wertschöpfungskette bei Strom und Gas sowie in weiteren Infrastrukturen tätig. Als größter Ladeinfrastrukturanbieter in Deutschland hat die EnBW bis heute mehr als 7.000 Pkw-Schnellladepunkte errichtet und investiert jedes Jahr ca. 200 Mio.€ in den Ausbau der deutschlandweiten öffentlichen Ladeinfrastruktur. Gleichzeitig betreiben die EnBW und ihre Beteiligungen Biogasanlage und Biomethananlagen, aus denen Biokraftstoffe zur Dekarbonisierung des Verkehrssektors gewonnen werden. Die Ausgestaltung des vorliegenden Referentenentwurfs hat daher enorme Auswirkungen auf die Geschäftstätigkeit des Unternehmens. Die aus dieser Geschäftstätigkeit gewonnene Expertise möchten wir konstruktiv in den weiteren Gesetzgebungsprozess einfließen lassen und einige Anpassungsvorschläge unterbreiten. \r\nBewertung und Verbesserungsvorschläge im Detail:\r\n2\tMaßnahmen zur Betrugsprävention\r\n\r\na.\tBiokraftstoffe (insb. §37b Abs. 6 BImSchG, §16 Abs. 3 37.BImSchV) \r\nDer Referentenentwurf enthält eine Reihe wichtiger Regeln zur Eindämmung von Betrug mit Biokraftstoffen, darunter:  \r\n\r\n•\tdie Nichtanrechenbarkeit von Biokraftstoffen, die im Zusammenhang mit der Palmölproduktion stehen (§37b Abs. 6 BImSchG), womit potenzieller Deklarationsbetrug rund um palmölbasierte Kraftstoffe deutlich erschwert wird, und \r\n•\tdie Verschärfung von Kontrollinstrumenten, insbesondere die Kopplung der Anrechenbarkeit an die Ermöglichung von Vor-Ort-Kontrollen (§37b Abs. 6 BImSchG) und die Verpflichtung der Zertifizierungsstellen zu Kontrollen mittels repräsentativer Stichproben (§16 Abs. 3 37. BImSchV). \r\n\r\nWir halten jede dieser Maßnahmen für notwendig und sinnvoll, um potenziellen Betrug mit THG-Minderungen im Kraftstoffbereich wirksam zu unterbinden.  \r\nWir erwarten, dass auch die Beendigung der Doppelanrechnung für fortschrittliche Biokraftstoffe (§14 Abs. 4 38. BImSchV) indirekt einen Beitrag zur Betrugsprävention leistet, da sie potenziellen Deklarationsbetrug mit fortschrittlichen Kraftstoffen wesentlich unattraktiver macht. Das Eindämmen der Betrugsfälle würde sich positiv auf die anderen Erfüllungsoptionen wie die Elektromobilität sowie RFNBO-konformen Wasserstoff auswirken und ist daher sehr zu begrüßen.   \r\nZum Erhalt nachhaltiger Biomasse-Kreisläufe sollte aufgrund des Wegfalls der Doppelanrechnung die energetische Unterquote fortschrittlicher Biokraftstoffe deutlich angehoben werden. Die in der Begründung zum Wegfall genannte Erschließung fortschrittlicher Biokraftstoffe erfolgte in den letzten Jahren aufgrund des zunehmenden Imports als fortschrittlich deklarierter Biokraftstoffe, welche jedoch offenbar die Anforderungen an „Fortschrittlichkeit“ nicht erfüllten. Um die Planungssicherheit für in Deutschland und der EU getätigte und geplante Investitionen in die Produktion fortschrittlicher Biokraftstoffe zu gewährleisten und verfügbare Potenziale zu erschließen, sollte der Gesetzgeber über den Hochlauf der energetischen Unterquote die langfristige Nachfrage sicherstellen. Andernfalls ist der Erhalt der Wertstoffkreisläufe von ansonsten nicht genutzter Biomasse aufgrund der höheren Produktionskosten bei den Einsatzstoffen Bioabfall und Gülle/Mist ggü. konventioneller Biokraftstoffe auf Basis nachwachsender Rohstoffe oder abfallbasierter Biokraftstoffe nicht gesichert. Eine Anhebung der Unterquote von 3,0 % auf 4,0 % in 2030 ist erforderlich, um die EU-Anforderungen (RED III) von 5,5 % in Bezug auf fortschrittliche Biokraftstoffe und RFNBO-konforme Kraftstoffe zu erfüllen. Bis 2040 sollte der Rückgang der absoluten Nachfrage nach fossilen Kraftstoffen sowie die Unterquote für RFNBO berücksichtigt werden und darum bis 2040 sukzessive auf 20 % angehoben werden. \r\n \r\nDarüber hinaus regen wir eine intensive Prüfung an, ob die verschärften Kontroll- und Dokumentationspflichten ausreichen, um Fälle zu verhindern, in denen trotz eindeutig festgestelltem Betrug aus rechtlichen Gründen wie dem sog. Vertrauensschutz keine Einziehung der THG-Quoten erfolgte. \r\n\r\nb.\tElektromobilität (§§6ff. 38.BImSchV) \r\nAuch für die Elektromobilität sind in §§6ff. 38. BImSchV Verschärfungen der Nachweisführung vorgesehen, die wir insgesamt für sinnvoll und notwendig halten, um möglichen Betrug zu verhindern und Prüfprozesse einfacher zu gestalten.  \r\nAuf zwei konkrete Sachverhalte wollen wir darüber hinaus hinweisen: \r\n\r\n1.\tBei THG-Quoten für nicht-öffentliche Ladeinfrastruktur wird weiterhin auf Fotos von Fahrzeugscheinen als Nachweis abgestellt. Die Marktteilnehmer haben ohne behördliche Unterstützung keinerlei Möglichkeit, gefälschte Fahrzeugscheine zu erkennen. Mittels KI-Anwendungen ist es heute sehr leicht, diese massenhaft zu fälschen. Daher muss zwingend seitens des Umweltbundesamtes ein Prüfmechanismus aufgesetzt werden, der diese Betrugsmöglichkeit wirksam verhindert. \r\nVorschlag: Um möglichen Betrug mit Fahrzeugscheinen zu verhindern, sollte das Umweltbundesamt zukünftig in Zusammenarbeit mit dem Kraftfahrt-Bundesamt überprüfen, ob die Angaben auf dem eingereichten Fahrzeugschein korrekt sind und ob es sich um einen echten Fahrzeugschein handelt. \r\n\r\n2.\tMöglich bleibt auch weiterhin eine Betrugsform, bei der vom Umweltbundesamt ausgestellte Bescheide gegenüber der Mineralölindustrie mehrfach verkauft werden. Dies könnte zukünftig auf einfachem Wege durch eine Anpassung der behördlichen Prozesse zwischen Umweltbundesamt und Hauptzollamt verhindert werden.  \r\nVorschlag: Um die genannten Betrugsmöglichkeiten zur Mehrfacheinreichung wirksam zu verhindern, sollten die Bescheinigungen von Minderungsleistungen und die Einreichung der Minderungsleistungen zugunsten eines Mineralölunternehmens beim Umweltbundesamt gebündelt werden. Die eigentliche Anrechnung der Minderungsleistungen für den Minderungsverpflichteten kann weiter durch das Hauptzollamt Frankfurt (Oder) erfolgen. Die Erklärung von Verpflichtungsübernahmen nach §5 Abs. 1 38. BImSchV sollte zukünftig gegenüber dem Umweltbundesamt erfolgen statt gegenüber dem Hauptzollamt Frankfurt (Oder). Dafür müsste §20 Abs. 1 der 38. BImSchV um einen Punkt ergänzt werden: „5. die Entgegennahme von Erklärungen zur Übernahme von Minderungsverpflichtungen durch einen Dritten gemäß §5 Abs. 1 in Verbindung mit §37a Abs. 6 BImSchG und §37c Abs. 1 BImSchG“. \r\n\r\nInsgesamt sollten die Kompetenzen des Umweltbundesamtes somit um folgende Aufgaben erweitert werden:   \r\n•\tÜberprüfung der Richtigkeit der Fahrzeugscheine in Zusammenarbeit mit dem Kraftfahrt-Bundesamt\r\n•\tEntgegennahme von Übernahmeerklärungen für Minderungsverpflichtungen. \r\n•\tPrüfung der Erklärungen auf Übereinstimmung mit den bescheinigten Quoten\r\n•\tBestätigung der Erklärungen gegenüber dem Dritten. Es sollte jeweils eine Bestätigung für jeden angegebenem Quotenverpflichteten erstellt werden, welche alle gesetzlichen Pflichtangaben enthält. Diese dient dem Dritten als Leistungsnachweis gegenüber dem Quotenverpflichteten und dem Quotenverpflichteten als Nachweis gegenüber dem Hauptzollamt \r\n•\tWeiterleitung der abgegebenen Erklärungen an das Hauptzollamt \r\n\r\n3\tLangfristige Planbarkeit der Erfüllungsanforderungen\r\n\r\nWir begrüßen die Fortführung der THG-Quote bis 2040, da dies Planungssicherheit bei den Erzeugern erneuerbarer Kraftstoffe und den Betreibern von Ladeinfrastruktur schafft. Mit dem gesetzlich verankerten Ziel im Jahr 2045 klimaneutral zu sein ist der Zielwert von 53% in 2040 jedoch nicht ausreichend ambitioniert. Es ist eine deutliche Anhebung erforderlich. Wir setzen uns zudem dafür ein, dass im Gesetzentwurf ein Prüfauftrag für den Gesetzgeber aufgenommen wird, nach dem im Jahr 2028 eine technologieoffene Überprüfung und ein Monitoring zur Entwicklung der Erfüllungsoptionen stattfinden muss. Ziel sollte eine Auswertung sein, inwieweit die Multiplikatoren ab 2030 möglicherweise abgeschmolzen werden müssen, um den THG-Quotenmarkt stabil zu halten. Aktuell findet beispielsweise kein Gleichlauf zwischen dem Multiplikator für erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs und dem Multiplikator für Elektromobilität statt. Wir halten eine technologieneutrale Ausgestaltung speziell für diese beiden Erfüllungsoptionen für zwingend, um im Markthochlauf der Technologien keine Fehlanreize zu setzen. \r\n\r\nWir befürworten ebenso die angedachte Fortsetzung der RFNBO-Subquote bis 2040, um dem hochlaufenden Wasserstoffmarkt Sicherheit über die zu erwartende Nachfrage zu geben. Auch die zusätzlichen Multiplikatoren für den RFNBO-Einsatz im See- und insbesondere Schiffsverkehr sind positiv zu bewerten, um die Nachfrage nach strombasierten Kraftstoffen insbesondere in diesem Sektor anzureizen. \r\nWir begrüßen die Neugestaltung von §37h BImSchG, bei der eine deutliche Übererfüllung der THG-Minderungsziele nun generell zu einer Erhöhung der Minderungsziele führt. \r\n \r\nEbenso begrüßen wir die Abschaffung der Doppelanrechnung für fortschrittliche Biokraftstoffe (§14 Abs. 4 38. BImSchV) und halten dies aus dem Marktgeschehen der letzten Jahre heraus für gut begründet. Aufgrund der Sonderrolle güllebasierter Biokraftstoffe als Lieferant nachhaltiger Wirtschaftsdünger und der dezentralen Erzeugungsanlagen im ländlichen Raum, empfehlen wir die Beibehaltung der Doppelanrechnung von Biokraftstoffen bzw. Biomethan als Kraftstoff auf Basis von Gülle, Mist und Klärschlamm (38. BImSchV, Anlage 1 Nr. 6).  \r\nIn diesem Zuge regen wird die deutliche Anhebung der energetische Unterquote für fortschrittliche Biokraftstoffe an. Auf der Webseite des BMUKN (Stand 17.07.2025) wird in Hinblick auf die im Referentenentwurf vorgesehenen Quoten für fortschrittliche Biokraftstoffe auf einschlägige Studien verwiesen die entsprechende Mengen an in Deutschland verfügbaren Rohstoffen von agrarischen Reststoffen ermittelt haben und darauf verwiesen, dass fortschrittliche Biokraftstoffe erforderlich, um fossile Kraftstoffe insbesondere in nicht elektrifizierbare Bereiche des Verkehrs (insbesondere Luft- und Langstreckenseeverkehr) zu ersetzen. Das BMUKN plant die energetische Unterquote im Straßenverkehr anhand der inländischen Potentiale entsprechender Einsatzstoffen. Jedoch werden durch die Inverkehrbringer überwiegend fort. Biokraftstoffe nach Deutschland importiert und eben nicht in Deutschland verfügbare Rohstoffe eingesetzt. In 2023 stammen allein 54 %  der fort. Biokraftstoffe nach Anlage 1 der 38.BImschV aus Asien, dabei wurden insbesondere Biokraftstoffe von Abwasser aus Palmölmühlen (sprunghafter Anstieg von 2021 auf 2022) und der Biomasse-Anteil von Industrieabfällen eingesetzt. Nur 6,4 % der fort. Biokraftstoffe stammt aus überwiegend heimischer Gülle/Mist und Klärschlamm. In der Vergangenheit wurde die Unterquote regelmäßig übererfüllt - auch aufgrund des Anreizes der Doppelanrechnung bei Übererfüllung dadurch einen großen Beitrag zur Gesamterfüllung der THG-Quote beitrugen. Aufgrund des Wegfalls der Doppelanrechnung stehen diese Mengen künftig zusätzlich uneingeschränkt für die Erfüllung der Unterquote zur Verfügung und schaffen für Anlagen mit Produktionsstandort Deutschland mit der dezentralen Erzeugungsstruktur einen erheblichen Wettbewerb. Um Verdrängungseffekte der nationalen Produktionskapazitäten entgegenzuwirken, ist eine spürbare Anhebung der Unterquote auf 5 % in 2030 erforderlich und bis 2040 ein Gleichlauf zur energetischen Unterquote für RFNBO (12 % in 2040).\r\n\r\n4\tObergrenze für die Anrechenbarkeit abfallbasierter Biokraftstoffe\r\n\r\nEs soll eine Anhebung der Obergrenze für die Anrechenbarkeit abfallbasierter Biokraftstoffe im Sinne der Anlage 4 38. BImSchV erfolgen. Gemäß Evaluationsbericht der BLE für das Quotenjahr 2023 ist der Anteil an Used Cooking Oil (UCO) signifikant angestiegen. Die Berichterstattungen führen dies darauf zurück, dass große Mengen importierter Biokraftstoffe aus UCO falsch deklariert wurden um unter die Regelungen des § 13 a i.V.m. Anlage 4 zu fallen.\r\n\r\nEs wird nach Einschätzung einiger Experten mehr UCO/UCOME auf Basis von Palmöl aus Asien exportiert, als nachhaltig produziert werden kann. Grund hierfür ist die relativ hohe Zahlungsbereitschaft der Inverkehrbringer am dt. THG-Quotenmarkt. Die s.g. abfallbasierte Biokraftstoffe sind inzwischen weit überwiegend UCOME- Biodiesel aus Atspeiseöle auf Basis von Palmöl zweifelhafter Herkunft. Vor diesem Hintergrund empfehlen wir die Reduzierung der Obergrenze abfallbasierter Biokraftstoffe auf 1,0 % in 2030 anstatt der Anhebung auf 2,3 % (§ 13a 38. BImSchV). \r\n\r\n\r\n5\t„Virtuelle“ Verflüssigung von Biomethan\r\n\r\nBiomethan wird in Deutschland zunehmend als verflüssigtes BioLNG als Biokraftstoff für LKW eingesetzt. Die EU-Erneuerbare-Energie-Richtlinie (RED) und deren Umsetzung auf nationaler Ebene setzen entsprechende Anreize dafür. Als Ergänzung zur Elektrifizierung ist die Umstellung vom fossilen Diesel auf BioLNG ein wichtiger Beitrag zur Dekarbonisierung des Verkehrssektors. Der Markt hat auf diesen Umstand reagiert, indem in den vergangenen Jahren mehrere technischen Anlagen zur physischen Verflüssigung von Biomethan durch Entnahme aus dem Gasnetz in Deutschland errichtet wurden. Im Kontrast dazu gibt es Marktakteure, die die sog. „virtuelle“ Verflüssigung nutzen, bei der fossiles LNG per Zertifikat an LNG-Terminals durch reinen Transfer von Nachweisdokumenten umetikettiert wird. Dabei werden in großem Maße THG-Emissionen unterschlagen. Dies führt zu einer Wettbewerbsverzerrung, die insb. zulasten deutscher Anlagenbetreiber im ländlichen Raum, in dem die Anlagen der Biomethan-Wertschöpfung zu finden sind, geht. Bei korrektem Einbezug von Emission der Wertschöpfungskette der „virtuellen“ Verflüssigung können Anlagen der physischen Biomethan-Verflüssigung im Markt bestehen, selbst gegenüber LNG-Terminals. Wir fordern daher, dass sich das BMUKN bei der EU-Kommission für die Vorgabe eines angemessenen Standard-Emissionswertes, der die Emissionen der Vorkette des fossilen LNGs einbezieht, bei der „virtuellen“ Verflüssigung einsetzt. Dies würde allein in Deutschland für die Sicherung von Investitionen in GreenTech-Anlagen in Höhe von ca. 300 Millionen Euro sorgen. Für Landwirte bedeutet die physische Verflüssigung eine wichtige Einnahmequelle und die Möglichkeit der Verwertung von sonst nicht genutzten Bio-Reststoffen wie Gülle/Mist und landwirtschaftliche Reststoffe. Eine korrekte Zuweisung der Emissionen wäre daher ein wichtiges Signal an die Verbraucher, deren Vertrauen in die Nachhaltigkeit von Biokraftstoffen erst jüngst durch den Betrug mit gefälschten Biodiesel-Importen aus China erschüttert wurde. \r\nVorschlag: wir begrüßen unter §37a Abs.6 die Ergänzungen in Bezug auf die Anforderungen an die lückenlose Massenbilanzierung beim Einsatz von Biomethan als Erfüllungsoption durch Entnahme aus dem Gasnetz. Wir empfehlen die Klarstellung, dass die Entnahme von Biomethan aus dem Leitungsnetz über einen Gaszähler nachzuweisen ist. \r\n\r\n6\tKlarstellungen zum Direktbezug von Erneuerbarem Strom bei Elektromobilität\r\n\r\nSeit 2024 berücksichtigt die 38. BImSchV in §5 Abs. 5 den Direktbezug von Erneuerbarem Strom bei Ladeeinrichtungen für E-Fahrzeuge mit darauf abgestimmten Emissionswerten. Wir begrüßen die Klarstellung, dass dieser Direktbezug auch bei Ladestandorten mit Stromspeichern anrechenbar ist. Der im Referentenentwurf vorgeschlagene Einschub nach Satz zwei des §5 Abs. 5 38. BImSchV (Zulässigkeit gesamthafter Messungen des Direktbezugs für einen ganzen Ladestandort) ist aus unserer Sicht jedoch schwierig zu interpretieren und bildet den Sachverhalt unzureichend ab. Es sollte künftig lediglich adressiert werden, dass der Direktstrombezug einer Ladeeinrichtung messtechnisch exakt erfassbar ist, während die Zurechnung zur Stromentnahme eines konkreten Ladepunktes nicht exakt möglich ist. Alle weiteren Anforderungen sind aus unserer Sicht anderweitig hinreichend adressiert oder können durch Anwendungsregeln des Umweltbundesamtes konkretisiert werden. Wir schlagen folgende alternative Formulierung vor, die in den Entwurf des Gesetzes zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungs-Quote aufgenommen werden sollte: „Die Strommenge nach Satz 1 kann vereinfachend durch messtechnische Ermittlung der Strommenge bestimmt werden, die von der Stromerzeugungsanlage direkt oder über einen Speicher an die Ladeeinrichtung geliefert wird, deren Ladepunkte Gegenstand der Mitteilung nach §8 sind.“ \r\nAußerdem sollte intensiv geprüft werden, ob die erhöhte Anrechnungsmöglichkeit für den Direktbezug von Erneuerbarem Strom bei Ladeeinrichtungen weiterhin durch das Urteil des Bundesgerichtshofs zum Begriff der Kundenanlagen vom 13. Mai 2025 möglich ist. Durch das Urteil entstehen beispielsweise Unklarheiten für Fälle, bei denen die PV-Anlage eines dritten Betreibers mit einem Ladepark verknüpft wird und der PV-Strom aus dem Netz bezogen wird und nicht direkt von der Erzeugungsanlage vor Ort.  \r\n7\t Aufwandsminimierung für Umweltbundesamt und Marktteilnehmer durch Digitalisierung\r\n\r\nDer Arbeitsaufwand für das Antrags- und Bescheinigungsverfahren sowie für die sichere Erklärung von Verpflichtungsübernahmen gemäß der 38. BImSchV könnte durch die Implementierung einer digitalen Plattform durch das Umweltbundesamt massiv gesenkt werden. Dabei würden sich sowohl Vorteile für die Behörde als auch für die Antragssteller ergeben.  \r\nVorschlag: Das Umweltbundesamt implementiert zeitnah ein einfaches webbasiertes Nutzersystem. Dieses sollte folgende Funktionen haben: \r\n•\tRegistrierungsfunktionen für Quotenverpflichtete und Dritte \r\n•\tEinreichung von Anträgen gemäß §8 der 38. BImSchV inkl. Upload aller nötigen Dokumente \r\n•\tKommunikationsbereich zu Antragsverfahren \r\n•\tBereitstellung von Bescheinigungen gemäß §8 38. BImSchV für Dritte \r\n•\tIT-technisch auswertbare Rückmeldung zu erfolgreichen/nicht erfolgreichen Antragsteilen (Fahrzeugidentifikationsnummern bzw. Ladesäulen-IDs) \r\n•\tZuweisung von bescheinigten Mengen durch Dritte an Quotenverpflichtete (d.h.: Abgabe der Übernahmeerklärung für Minderungsverpflichtungen durch Dritte) \r\n•\tEinsicht für Quotenverpflichtete über die ihnen zugewiesenen Mengen mit Bereitstellung förmlicher Mengenbestätigungen zur Vorlage beim Hauptzollamt \r\n\r\n\r\n8\t Weitere Anpassungsvorschläge\r\n\r\n•\tVereinheitlichung von Definitionen und Begrifflichkeiten: bei den Anpassungen im BImSchG und der 37. BImSchV wird der Begriff „erneuerbare Kraftstoffe“ gemäß Erneuerbare-Energien-Richtlinie eingeführt. An einigen Stellen wird weiterhin der Begriff „Biokraftstoffe“ verwendet. Das sollte einheitlich durch „erneuerbare Kraftstoffe“ ersetzt werden (u.a. §37a Abs. 4) \r\n•\tEntbürokratisierung: \r\n•\tEinheitliche Pönalen: 70 Euro/GJ bei RFNBO und fortschrittlichen Biokraftstoffen (§37c Abs. 2 BImSchG) sowie 17.000 Euro/GJ bei Flugkraftstoffen gemäß der Verordnung (EU) 2023/2405 Art. 3 Nr. 7 und 12 (§37j Abs. 3) \r\n•\tEingaben Unionsdatenbank: Überprüfung der Eingaben in die Unionsdatenbank gemäß §37i an die „zuständige Stelle“ gemäß §37d Abs. 1 Satz 1 ist nicht eindeutig, da unter §37d Abs. 1 Satz 1 mehrere zuständige Stellen genannt werden\r\n•\tHarmonisierung Massenbilanzsysteme: Anforderungen an Massenbilanzsysteme und Nachweise für Biokraftstoffe und Biomethan als Kraftstoff sowie an RFNBO-konforme Kraftstoffe harmonisieren und in eine Regelung und einem Nachweisregister zusammenführen; siehe u.a. §16 37. BImSchV und §10 Biokraft-NachV.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020189","regulatoryProjectTitle":"Verbraucherschutz und Netzanschluss im EnWG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/36/0b/626892/Stellungnahme-Gutachten-SG2510080019.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":"Vorbemerkung\r\n\t\r\nDie EnBW AG bedankt sich für die Möglichkeit, zum vorliegenden Gesetzentwurf Anmerkungen und Verbesserungsvorschläge machen zu können. Wir bitten – neben den folgenden Gesetzestextänderungen – noch um Berücksichtigung folgender Vorschläge:\r\n\r\n1. Zusätzlich zur vorhandenen Definition der Energiespeicheranlage sollte eine Definition des Vorgangs der Stromspeicherung mit einer klaren Abgrenzung zum „Letztverbraucher“ somit auch zum Letztverbrauch und zur Energieerzeugung vorgenommen werden. Der Vorgang der Stromspeicherung umfasst die Entnahme elektrischer Energie aus dem Versorgungssystem, die physikalische oder chemische Speicherung dieser Energie so-wie deren Rückumwandlung und Rückspeisung von elektrischer Energie in ein Netz. Da-bei muss klargestellt werden, dass diese Zwischenspeicherung elektrischer Energie von der Zahlungspflicht für Netzentgelte und anderer Letztverbraucherlasten freigestellt ist.\r\n\r\n2. Seit dem BGH-Urteil vom 13.5.2025 zur Frage der Einordnung einer Energieanlage als von den Pflichten eines Netzbetreibers befreite Kundenanlage steht fest, dass die Regelung des EnWG nicht mit den europarechtlichen Vorgaben des EuGH zusammen-passt. Der BGH musste daher eine „europarechtskonforme“ Bewertung des vorgelegten Falles vornehmen. Um Unsicherheit bei Anlagenbetreibern und bei Netzbetreibern zu vermeiden, sollte zeitnah eine pragmatische und gerichtsfeste Ausgestaltung für Kundenanlagen im EnWG vorgenommen werden. \r\n\r\n3. Regelungen zur Einführung verbindlicher Fristen für die Bearbeitung von Netzanschlussbegehren, Digitalisierung der Netzanschlussverfahren sowie eine Vorgabe zur verpflichtenden Nutzung der Netzanschlussportale sind weiterhin ausstehend und sollten im Rahmen der EnWG-Novelle erneut aufgegriffen werden. Dies gilt auch für Vorgaben zur Standardisierung und Vereinheitlichung für die Formate und Anforderungen bzgl. der Informationen, die Anschlussbegehrende an den Netzbetreiber für ein Netzanschlussbegehren übermitteln müssen sowie für die Mitteilung des Netzbetreibers mit den Prüfungsergebnissen zum Begehren. Diese Regelungen werden für die dringend notwendige Beschleunigung der Netzanschlüsse benötigt.\r\n\r\n4. Die Regelung zu § 38a EnWG ist aufgrund des BGH-Urteils (Az. EnZR 57/23) vom 17.09.2024 und nun auch mit Einführung des (neuen) 24-h-Lieferantenwechsels nicht mehr aktuell und sollte grundlegend überarbeitet werden.\r\n\r\n5. Im Baugesetzbuch (BauGB), § 35 Abs.1 „Bauen im Außenbereich“ sollten Batteriespeicher als privilegierte Vorhaben definiert werden, um Genehmigungsverfahren zu beschleunigen. Im Außenbereich steht die Genehmigung von Batteriespeichern bisher vor hohen rechtlichen Hürden.\r\n \r\nÄnderungs- und Ergänzungsvorschläge am Gesetzesentwurf sind im Folgenden in kursiv und unterstrichen gekennzeichnet. \r\n\r\n\r\nArtikel 1: Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes\r\n\r\n\r\n\r\n§ 3 Nr. 105 (Verlustenergie)\r\n\r\n\r\nÄnderung: „„im Elektrizitätsbereich die zum Ausgleich physikalisch bedingter Netz- und Umspannverluste benötigte Energie,“ \r\n\r\n\r\nErläuterung: Es bedarf der Klarstellung, dass Verlustenergie sowohl Übertragungs- als auch Umspannverluste umfasst. \r\n\r\n\r\n\r\n§ 20b Abs. 1 (Gemeinsame Internetplattform für die Abwicklung des Netzzugangs; Festlegungskompetenz)\r\n\r\n\r\nÄnderung:\r\n„Die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen sind verpflichtet, zu den in den folgen-den Absätzen genannten Zwecken eine gemeinsame und bundesweit einheitliche Internetplattform zu errichten und zu betreiben eine passende Plattformlösungen einzurichten und zu betreiben. Dabei ist auf Einheitlichkeit, Nutzerfreundlichkeit und Kostengünstigkeit zu achten.“\r\n\r\n\r\nErläuterung:\r\nDer Wunsch nach einer stärkeren Digitalisierung von Netznutzungsthemen ist nachvollziehbar und der Ansatz dazu in §20b wird begrüßt. Allerdings sehen wir hier Nachbesserungsbedarf. Ein Teil der Informationen wie z.B. Zählpunkte und Verrechnungen sind eng mit dem Netzanschlussprozess verbunden und werden bereits heute häufig digital über die Netzanschlussportale der Netzbetreiber abgewickelt. Außerdem gibt es weitere bestehende und im Aufbau befindliche Plattformen. \r\n\r\nEine Doppelpflege der Daten durch die Nutzer und redundante Lösungen mit aufwändigen Schnittstellen ohne Mehrwert sollte unbedingt vermieden werden. Daher sollte eine sorgfältige Analyse der Bedarfe und der bestehenden Prozesslandschaft durchgeführt und anschließend ein ganzheitliches effizientes Gesamtkonzept für Netzanschluss- und Netznutzungsbedarfe erstellt werden, welches auch eine Ertüchtigung bestehender Systeme als Option offenlässt. Diese Möglichkeit sollte im Gesetzestext enthalten sein. \r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n§ 43b Planfeststellungsbeschluss, Plangenehmigung\r\n \r\n\r\nÄnderung Abs 4: \r\n(4) Bei einem Vorhaben nach § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 bis 4, § 43 Absatz 2 Satz 1 Nummer 1 bis 6, 8, 10 und 11 und § 43 Absatz 2 Satz 2 sowie bei einem Vorhaben nach § 1 des Bundesbedarfsplangesetzes und nach § 1 des Energieleitungsausbaugesetzes wird vermutet, dass die folgenden Daten zum Zeitpunkt der Zulassungsentscheidung hinreichend aktuell sind: …\r\n \r\n\r\nErläuterung: \r\nDer neue Absatz 4 regelt die Gültigkeit von Daten neu. Unverständlicherweise sind im Entwurf Großspeicher von der sinnvollen Regelung ausgenommen. Dies sollte mit der Aufnahme von Nummer 8 korrigiert werden. Wir plädieren außerdem dafür, dass die Gültigkeit der Daten nach Abs. 4 von 5 auf 7 Jahren erhöht wird.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-10-07"}]}]},"contracts":{"contractsPresent":false,"contractsCount":0,"contracts":[]},"codeOfConduct":{"ownCodeOfConduct":false}}