{"$schema":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/json-schemas/R2.22/Lobbyregister-Registereintrag-schema-R2.22.json","source":"Deutscher Bundestag, Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der 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Der Konzern mit Hauptsitz in Leipzig konzentriert sich auf die vier Geschäftsbereiche Handel & Vertrieb, Transport, Speicher und Biogas. Ausgehend von dieser Kernkompetenz in Gas richtet VNG den Fokus auf den Aufbau einer nachhaltigen Wertschöpfung mit grünen Gasen - insbesondere in Ostdeutschland. \r\n\r\nZur Begleitung der Rahmenbedingungen für eine erfolgreiche Gastransformation auf dem Weg zur Klimaneutralität setzen wir auf den Dialog mit der Gesellschaft. Dazu gehört auch der Austausch mit der Exekutive sowie Legislative, der Wissenschaft, anderen Interessenvertretungen und politiknahen Institutionen. Unser Fokus liegt dabei auf der Verbandsarbeit, der Entwicklung von unternehmensspezifischen Stellungnahmen, der Beteiligung an Studienprojekten, dem direkten Austausch sowie eigenen Veranstaltungsformaten. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"RAHMENFESTLEGUNG DER ALLGEMEINEN NETZENTGELT-SYSTEMATIK STROM (AgNes)\r\nVNG-POSITION ZUR STROM-NETZENTGELTBEFREIUNG FÜR ELEKTROLYSEURE\r\n\r\nDie VNG AG ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung eingetragen. Registereintrag R002373 RAHMENFESTLEGUNG DER ALLGEMEINEN NETZENTGELT-SYSTEMATIK STROM (AgNes)\r\nVNG-POSITION ZUR STROM-NETZENTGELTBEFREIUNG FÜR ELEKTROLYSEURE\r\nRAHMENFESTLEGUNG DER ALLGEMEINEN NETZENTGELTSYSTEMATIK STROM\r\n4\r\nHintergrund\r\nDie Bundesnetzagentur (BNetzA) hat am 12. Mai 2025 ein Verfahren zur „Allgemeinen Netzentgeltsystematik\r\nStrom“ eingeleitet. In dem zugehörigen Diskussionspapier werden potenzielle Maßnahmen zur\r\nNeuausrichtung der Netzentgeltsystematik evaluiert. In diesem Zusammenhang wird auch die Befreiung von\r\nStromnetzentgelten für Elektrolyseure hinterfragt.\r\nVNG investiert bereits in den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft und leistet so einen aktiven Beitrag zur\r\nDekarbonisierung der Industrie und zur Stärkung des Standorts Deutschland. Konkrete Beispiele dafür sind\r\nder Energiepark Bad Lauchstädt – ein „Reallabor der Energiewende“ zur intelligenten Erzeugung, zum\r\nTransport, zur Vermarktung und Nutzung von grünem Wasserstoff - sowie unsere Beteiligung am Aufbau des\r\nWasserstoffkernnetzes. Weitere Projektvorhaben treiben wir kontinuierlich voran. Eine mögliche Abschaffung\r\nder Netzentgeltbefreiung für Elektrolyseure hätte unmittelbare Auswirkungen auf unsere Wasserstoffprojekte\r\n– exemplarisch auf das Vorhaben „GreenRoot“ in Lutherstadt Wittenberg. Dort planen wir die Errichtung einer\r\n500-Megawatt-Elektrolyseanlage, die ab dem Jahr 2029 jährlich rund 50.000 Tonnen grünen Wasserstoff\r\nproduzieren soll. Der wirtschaftliche Erfolg dieses und vieler weiterer Projekte hängt entscheidend von der\r\nFortführung der Stromnetzentgeltbefreiung ab.\r\nAktuell zeigt sich: Der Aufbau der Elektrolyseleistung in Deutschland stockt. Ende 2024 lag der Planungsstand\r\nbei über 11,3 GW, tatsächlich in Betrieb waren aber nur rund 110 MW. Seit Anfang 2025 geraten viele Projekte\r\n– darunter auch zahlreiche IPCEI-Vorhaben – durch Verzögerungen bei der EU-Förderung weiter in Rückstand.\r\nGleichzeitig führen die aktuell sehr restriktiven Strombezugskriterien für grünen Wasserstoff (RFNBO) zu\r\nerheblichen Kostensteigerungen. Eine Anpassung wird auf EU-Ebene diskutiert.\r\nDie Entwicklungen machen deutlich: Der regulatorische Rahmen für den Wasserstoffhochlauf ist derzeit nicht\r\nausreichend synchronisiert, um Investitionen - insbesondere in Elektrolyseprojekte - planungssicher und\r\nzügig umzusetzen. Eine zeitliche Begrenzung der Netzentgeltbefreiung für Elektrolyseure auf das Jahr 2029\r\nwürde diese Unsicherheit weiter verschärfen. Zahlreiche Projekte könnten nicht mehr rechtzeitig umgesetzt\r\nwerden – mit der Folge, dass Investitionen ausbleiben oder ins Ausland abwandern. Auch die\r\nWettbewerbsfähigkeit deutscher Elektrolyseurhersteller wäre in einem entstehenden Leitmarkt gefährdet.\r\nIm Folgenden zeigen wir auf, welche zentrale Rolle die bestehende Netzentgeltbefreiung für den\r\nMarkthochlauf von Elektrolyseuren spielt – und warum ihre Verlängerung über 2030 hinaus zwingend\r\nerforderlich ist.\r\nEin Auslaufen der Stromnetzentgeltbefreiung für Elektrolyseure würde die\r\nWirtschaftlichkeit von Erzeugungsprojekten erheblich gefährden\r\nDie von der BNetzA angedachte Abschaffung bestehender Befreiungstatbestände hätte gravierende\r\nwirtschaftliche Folgen für heimische Elektrolyseure. Allein durch die Erhebung von Netznutzungsentgelten\r\nfür Elektrolyseure ist mit Kostensteigerungen bei den Wasserstoffgestehungskosten von bis zu 40 Prozent\r\nzu rechnen. Eine solche Belastung würde nicht nur die Realisierbarkeit laufender Projekte gefährden,\r\nsondern auch zentrale politische Ziele konterkarieren – so etwa die Zielsetzung bis 2030 mindestens 10 GW\r\nan heimischer Elektrolysekapazität aufzubauen, die bereits jetzt durch unzureichende politische\r\nRahmenbedingungen verfehlt zu werden droht.\r\nBesonders betroffen wären zahlreiche bereits fortgeschrittene Projektentwicklungen, insbesondere auch im\r\nNorden Deutschlands. Diese zielen nicht nur auf die Versorgung der Industrie mit grünem Wasserstoff ab,\r\nsondern können perspektivisch auch netzdienlich wirken - etwa durch die Nutzung von Erzeugungsspitzen\r\noder zur Entlastung überlasteter Netzabschnitte. Eine Abschaffung der Befreiung würde diese Projekte\r\nwirtschaftlich weiter unter Druck setzen und damit sowohl industrie- als auch energiepolitischen\r\nZielstellungen zuwiderlaufen.\r\nRAHMENFESTLEGUNG DER ALLGEMEINEN NETZENTGELTSYSTEMATIK STROM\r\n4\r\nNicht zuletzt widerspricht die vorgesehene Belastung dem Verursacherprinzip: Die maßgeblichen Netzausbaukosten entstehen primär durch den massiven Zubau erneuerbarer Erzeugungskapazitäten – nicht durch die Netznutzung durch Elektrolyseure. Diese tragen im Gegenteil aktiv zur Integration erneuerbarer Energien bei und stabilisieren durch flexible Fahrweise die Netzlast.\r\nStatt einer Abschaffung braucht es eine Verlängerung der Netzentgeltbefreiung über das Jahr 2030 hinaus. Gemäß § 118 Abs. 6 Satz 7 i. V. m. Satz 1 EnWG sind nur Elektrolyseure von der Befreiung erfasst, die bis zum 4. August 2029 in Betrieb genommen werden. Es ist jedoch absehbar, dass viele Großprojekte – etwa aufgrund von Planungs-, Genehmigungs- und Förderverzögerungen – diesen Stichtag nicht einhalten können. Ohne Verlängerung droht diesen Projekten, wie zuvor skizziert, eine signifikante Verschlechterung der Wirtschaftlichkeit – mit weitreichenden Folgen für den Wasserstoffhochlauf in Deutschland.\r\nWir fordern daher:\r\n▶\r\nBeibehaltung der Netzentgeltbefreiung von Elektrolyseuren und Verlängerung über das Jahr 2030 hinaus.\r\nÜber VNG\r\nVNG ist ein europaweit aktiver Unternehmensverbund mit über 20 Gesellschaften und über 1.900 Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern. Der Konzern mit Hauptsitz in Leipzig steht als Gasimporteur und Großhändler sowie als Betreiber von kritischer Gasinfrastruktur für eine sichere Versorgung mit Gas in Deutschland. Mit der Strategie „VNG 2030+“ verfolgt VNG darüber hinaus einen ambitionierten Pfad für einen Markthochlauf erneuerbarer und dekarbonisierter Gase wie Biogas und Wasserstoff und bereitet damit den Weg in ein nachhaltiges, versorgungssicheres und perspektivisch klimaneutrales Energiesystem der Zukunft. Die Investitionen von VNG in Infrastruktur und Grüngasprojekte erfolgen dabei vorrangig in Mittel- und Ostdeutschland, verbunden mit dem Ziel, als regional verankertes Unternehmen einen wesentlichen Beitrag für den Strukturwandel zu leisten.\r\nStand: 30.06.2025\r\nVNG AG Braunstraße 7 | 04347 Leipzig Postfach 24 12 63 | 04332 Leipzig\r\nwww.vng.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-07-02"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019134","regulatoryProjectTitle":"Praxistaugliche nationale Umsetzung der EU-Methanverordnung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ed/e3/726270/Stellungnahme-Gutachten-SG2604220027.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":"VNG-Positionspapier.\r\nAuswirkungen der EU-Methanemissionsverordnung (MER) auf die Versorgungssicherheit und Lösungsoptionen\r\nDie VNG AG ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung eingetragen.\r\nRegisternummer: R002373\r\nAUSWIRKUNGEN DER EU-METHANEMISSIONSVERORDNUNG (MER)\r\nStand: 22.04.2026 2\r\nI. Einleitung\r\nErdgas spielt gegenwärtig eine zentrale Rolle für die Stabilität des europäischen Energiesystems. Seit Beginn des russischen Angriffskrieges gegen die Ukraine unternimmt VNG im Interesse der Versorgungssicherheit und zur Sicherstellung ihres Vertriebsabsatzes umfassende Bemühungen zur Diversifizierung ihres Importportfolios. Der Iran-Krieg und die Schließung der Straße von Hormus verdeutlichen noch stärker als bisher die Notwendigkeit, die Erdgasbezugsquellen über LNG hinaus weiter zu diversifizieren. VNG versteht es als Auftrag, alternative Bezugsquellen zu erschließen und eine diversifizierte, verlässliche und langfristige Gasversorgung sicherzustellen.\r\nDie Reduktion von Methanemissionen im Energiebereich ist ohne Frage ein notwendiger und wirksamer Schritt für den Klimaschutz. VNG bekennt sich ausdrücklich zu den Klimazielen der Europäischen Union und der Bundesrepublik Deutschland und unterstützt das Ziel, Emissionen entlang der gesamten Wertschöpfungskette im Erdgassektor nachhaltig zu senken. Dafür treibt VNG auch die Transformation bestehender und neuer Lieferpartnerschaften in Richtung grüne Gase bzw. Wasserstoff voran und hat mit zahlreichen Produzenten Kooperationen in diesem Bereich geschlossen.\r\nVNG begrüßt daher das Ziel der EU-Methanemissionsverordnung (MER) ausdrücklich. Dies darf jedoch nicht zulasten der Versorgungssicherheit gehen. In ihrer derzeitigen Ausgestaltung stellt die MER Importeure vor erhebliche Herausforderungen und verhindert in vielen Fällen den Abschluss dringend erforderlicher neuer Lieferverträge auch zum Ersatz russischer Gasmengen, die zudem oftmals die Grundlage für künftige Lieferungen von grünen Gasen und Wasserstoff sind. Notwendig ist daher eine Methanregulierung, die ambitionierte Klimaziele verfolgt und zugleich pragmatisch sowie praktikabel ausgestaltet ist.\r\nII.\r\nPFLICHTEN FÜR IMPORTEURE AUS DER EU-METHANEMISSIONSVERORDNUNG\r\nInformationspflichten\r\nSeit Mai 2025 müssen Importeure von Erdgas jährlich an das BAFA Informationen über im vorherigen Kalenderjahr aus EU-Drittländern importiertes Erdgas melden.\r\nGleichwertigkeitspflichten\r\nAb 2027 muss jeder Importeur nachweisen, dass das importierte Erdgas aus Quellen stammt, die gleichwertigen Überwachungs-, Berichterstattungs- und Überprüfungsstandards (measuring, monitoring, reporting and verification, MRV) unterliegen, wie von der MER für EU-Produzenten vorgeschrieben. Unter Verträgen, die vor dem Inkrafttreten der MER (4.8.2024) abgeschlossen wurden, muss der Importeur „nur“ alle zumutbaren Anstrengungen hierfür unternehmen.\r\nIntensitäts-Berichtspflichten\r\nAb 2028 muss der Importeur bezüglich der Mengen, die er im EU-Markt in Verkehr bringt, über die Methanintensität der Erdgasproduktion Bericht erstatten. Die Methode hierfür wird die Europäische Kommission später in delegierten Rechtsakten festlegen. Unter Altverträgen muss der Importeur alle zumutbaren Anstrengungen unternehmen, um die Methanintensität melden zu können.\r\nHöchstwerte\r\nUnter ab August 2030 abgeschlossenen Verträgen muss der Importeur nachweisen, dass das in der EU in Verkehr gebrachte Erdgas unterhalb der bis dahin festzulegenden Höchstwerte für die Methanintensität liegt. Hierzu erlässt die Europäische Kommission noch delegierte Rechtsakte, um Höchstwerte und Berechnungsmethode zu bestimmen.\r\nAUSWIRKUNGEN DER EU-METHANEMISSIONSVERORDNUNG (MER)\r\nStand: 22.04.2026 3\r\nSanktionen\r\nDie Nichterfüllung der Vorgaben kann Sanktionen nach sich ziehen. Solange die Mitgliedstaaten keine eigenen Vorschriften über Sanktionen erlassen haben, können die nationalen Gerichte auf Antrag der zuständigen Behörde Geldbußen verhängen. Die Mitgliedstaaten sollten bis August 2025 entsprechende nationale Regelungen erlassen. Für Deutschland liegt Stand April 2026 nach wie vor kein Entwurf des nationalen Umsetzungsgesetzes zur MER vor.\r\nIII.\r\nPROBLEMLAGE FÜR IMPORTEURE\r\nSeit Beginn des russischen Angriffskrieges gegen die Ukraine unternehmen die Importeure im Interesse der Versorgungssicherheit umfassende Bemühungen zur Diversifizierung ihres Importportfolios. Der Iran-Krieg erhöht die Notwendigkeit zusätzlich, die Erdgasbezugsquellen über LNG hinaus weiter zu diversifizieren. Langfristige Erdgas-Import-Neuverträge werden auch im Koalitionsvertrag der Bundesregierung als Ziel genannt.\r\nNeuverträge fallen in der Regel bereits jetzt in den Beginn der MER-Pflichten ab 2027 und sind dadurch schlechter gestellt als Altverträge. Hierdurch ergeben sich Herausforderungen für Importeure. In vielen Fällen teilen die außereuropäischen Produzenten mit, dass trotz laufender Bemühungen zu Reduzierungen der Methanemissionen eine umfassende Implementierung von MRV-Maßnahmen bis Anfang 2027 (angesichts komplexer technischer Anforderungen und notwendiger Vorlaufzeiten) zeitlich nicht realisierbar sei. Um eine Gleichwertigkeit nach Artikel 28 der MER zu erreichen, müssen Produzenten mit ihrem MRV-Programm einen dem OGMP 2.0 Level 5 entsprechenden Status erreichen und dies entsprechend zertifizieren. Um von Level 3 auf Level 5 zu gelangen, sind in der Praxis oft drei bis vier Jahre nötig. Hinzu kommt die Zeit, um eine unabhängige Zertifizierung zu erhalten.\r\nDarüber hinaus fehlen weiterhin Details und Vorgaben im Rahmen einer Sekundärgesetzgebung, die die Anforderungen ab 2028/2030 näher definieren (z.B. die Höhe der Methanobergrenzen).\r\nDie Übernahme einer vertraglichen Verpflichtung zur Erfüllung der MER-Bestimmungen durch den Importeur wird daher durch Produzenten in der Regel als unerfüllbar abgelehnt. Auch bei notwendigen und nachweislichen Bemühungen auf den Produzenten einzuwirken, die Vorgaben der MER zu erfüllen, verfügt der Importeur in aller Regel über keine Möglichkeiten, die Umsetzung auf Produzentenseite tatsächlich durchzusetzen oder wirksam zu kontrollieren.\r\nGleichzeitig besteht weiterhin Unklarheit über die genaue Ausgestaltung des nationalen Umsetzungsgesetzes und damit Rechtsunsicherheit für die Importeure.\r\nDie Gefahr (bestandsgefährdender) Sanktionen ab 2027 macht Neuverträge mit außereuropäischen Produzenten über den 31.12.2026 hinaus für Importeure zu einem untragbaren unternehmerischen Risiko. Dies verhindert aktuell in vielen Fällen den Abschluss von Neuverträgen und könnte zum Abbruch bestehender Lieferpartnerschaften führen. In der Konsequenz steht die weitere Diversifizierung des Erdgasbezugs Deutschlands durch Abschluss von Neuverträgen in Frage.\r\nIV.\r\nEMPFEHLUNGEN\r\nDas nach der MER national zu erlassende Umsetzungsgesetz muss den Realitäten der Vertragsausgestaltung von Erdgaslieferverträgen, vertretbaren unternehmerischen Risikoentscheidungen und dem Umsetzungsgrades technischer Maßnahmen in den Produktionsländern Rechnung tragen. Es muss ein Weg gefunden werden, das Risiko von jetzt abzuschließenden Neuverträgen, die über den 31.12.2026 hinausreichen, gangbar zu gestalten.\r\nAUSWIRKUNGEN DER EU-METHANEMISSIONSVERORDNUNG (MER)\r\nStand: 22.04.2026 4\r\nFolgende Lösungsoptionen bestehen aus VNG Sicht:\r\n1.\r\nAufschub der Anforderungen unter Artikel 28 und 29 der MER („Stop the Clock“)\r\nAufgrund der berechtigten Zweifel, dass eine ausreichende Menge an Erdgasimporten die Anforderungen der MER ab 2027 erfüllen kann, sollte ein Aufschub des Inkrafttretens der Anforderungen an Importeure unter Artikel 28 und 29 der MER erfolgen. Die Bundesregierung sollte sich auf europäischer Ebene dafür einsetzen, den Startzeitpunkt für die Artikel 28 und 29 der MER vom 1.1.2027 auf – mindestens - den 1.1.2030 zu verschieben. So würde dem Risiko einer Einschränkung der Versorgungssicherheit entgegengewirkt und allen Marktteilnehmern mehr Zeit gegeben, um die Anforderungen der MER zu erfüllen.\r\n2.\r\nAusnahmen nach Artikel 33.2 der MER:\r\nZielführend wäre ein nationales Sanktionsregime, das Sanktionen aufgrund solcher Verstöße ausschließt, die sich aus der Durchführung von Importverträgen ergeben, deren Abschluss der Energieversorgungssicherheit dient.\r\nArtikel 33 Absatz 2 der MER sieht vor: „…dass die zuständigen Behörden befugt sind, mindestens die folgenden verwaltungsrechtlichen Sanktionen und Maßnahmen für Verstöße gegen […] Artikel 28 Absätze 1 und 2 und Artikel 29 Absätze 1 und 2 zu verhängen, sofern sie die Energieversorgungssicherheit nicht gefährden“.\r\nDer Begriff der Energieversorgungssicherheit ist in der MER nicht definiert. Zielführend wäre es, im Umsetzungsgesetz den Begriff in einer Weise zu definieren, die die besondere Bedeutung von Neuverträgen für die Diversifizierung berücksichtigt. Der Beitrag zur Versorgungssicherheit sollte daher nicht an reinen Volumina gemessen werden, sondern insbesondere die notwendige Diversifizierung der Bezugsquellen und Transportwege berücksichtigen. Um Rechtssicherheit für Importeure zu gewährleisten, sollte die zuständige Behörde ermächtigt werden, auf Antrag eines Importeurs bereits vorab festzustellen, dass der Abschluss eines Importvertrags der Sicherstellung der Energieversorgungssicherheit dient und sein Abschluss für den Importeur nicht rechtswidrig wäre. Eine bloße Befreiung von Sanktionen auf der Ebene der Rechtsfolgen (bei gleichzeitigem Festhalten an einem Verstoß gegen die MER) ist für die Importeure nicht rechtssicher umsetzbar, da mit dem Legalitätsprinzip nicht vereinbar (Verbot des rechtswidrigen Verhaltens von Unternehmen). Um den rechtssicheren Abschluss von Langfristverträgen zu ermöglichen, sollten sich eventuelle Freistellungen aufgrund der Versorgungssicherheit dabei auf die komplette Vertragslaufzeit erstrecken.\r\n3.\r\nGrandfathering auf nationaler Ebene/Ausweitung auf EU-Ebene\r\nDas zu erlassende nationale Sanktionsregime sollte keine Anwendung auf Verträge finden, die zwar nach dem Inkrafttreten der MER, aber vor dem Datum der Verabschiedung des nationalen Sanktionsregimes geschlossen wurden.\r\nDies würde es ermöglichen, trotz der derzeit bestehenden Unsicherheit über die Ausgestaltung des Sanktionsregimes auf nationaler Ebene Lieferverträge abzuschließen, die über den 31.12.2026 hinausgehen. Das Grandfathering sollte den Marktteilnehmern den Abschluss von Verträgen unter dem geltenden Regulierungsrahmen ermöglichen, bis klare Regeln zur Nachweisführung auf EU-Ebene erlassen, national zuständige Behörden abschließend definiert und nationale Sanktionsregime legislativ verabschiedet wurden.\r\nJedoch bestehen unterschiedliche Ansichten, ob eine solche nationale Lösung bei der Umsetzung des Sanktionsregimes mit dem Europarecht vereinbar wäre. Um diese rechtliche Unsicherheit auf nationaler Ebene aufzulösen, müsste idealerweise auch auf EU-Ebene eine Anpassung erfolgen. Die Bundesregierung sollte sich auf EU-Ebene für eine solche Änderung in der MER einsetzen.\r\nAUSWIRKUNGEN DER EU-METHANEMISSIONSVERORDNUNG (MER)\r\nStand: 22.04.2026 5\r\n4.\r\nGraceperiod:\r\nNach Inkrafttreten des Sanktionsregimes sollte für eine Übergangszeit von der Verhängung von Sanktionen vollständig abgesehen werden, wenn die Verpflichtungen aus der MER nicht in vollem Umfang erfüllt werden (jedoch Bemühungen gezeigt werden).\r\nUm der Nicht-Erfüllbarkeit der Anforderungen der MER in der bisherigen Timeline durch Produzenten Rechnung zu tragen, sollte eine Graceperiod bis mindestens 1.1.2030 implementiert werden. Auf die Verhängung von Sanktionen sollte in jedem Fall so lange verzichtet werden, bis klare Regeln zur Nachweisführung in Bezug auf alle Aspekte der MER auf EU-Ebene erlassen, national zuständige Behörden abschließend definiert und nationale Sanktionsregime legislativ verabschiedet wurden.\r\nEine entsprechende nationale Regelung sollte dabei keinesfalls ein bloßes Absehen von Strafen gegen die Importeure auf Ebene der Rechtsfolgen beinhalten (bei gleichzeitigem Festhalten an der Rechtswidrigkeit eines Liefervertrags als Verstoß gegen die MER). Auf dieser Basis einen Liefervertrag abzuschließen, wäre für Importeure mit dem Legalitätsprinzip nicht vereinbar, da Unternehmen sich nicht rechtswidrig verhalten dürfen. Stattdessen sollten im Rahmen einer nationalen Graceperiod-Regelung Möglichkeiten geschaffen werden, um Lieferverträge abzuschließen, ohne damit ein rechtswidriges Verhalten zu begehen (z.B. Rechtfertigungsgründe). Um den rechtssicheren Abschluss von Langfristverträgen zu ermöglichen, sollte sich eine Graceperiod dabei auf die komplette Vertragslaufzeit erstrecken.\r\nAuch bei dieser Lösung gibt es jedoch unterschiedliche Ansichten, ob sie mit dem Europarecht vereinbar wäre. Daher sollte sich die Bundesregierung für eine Änderung auf EU-Ebene einsetzen.\r\n5.\r\nPolitische Vereinbarungen mit Produzentenstaaten\r\nDie Verantwortung für die Reduzierung von Methanemissionen auf der Seite der Produzenten sollte nicht auf die Importeure übertragen werden, deren Einflussmöglichkeiten in einem Verkäufermarkt oft sehr gering sind. Einzelstaatliche Vorkettenemissionen sollten vielmehr Gegenstand politischer Vereinbarungen mit den Partnerstaaten der EU sein. Die EU sollte im Rahmen ihrer Energieaußenpolitik mit einzelnen Schlüsselstaaten zur Diversifizierung der Erdgasimporte (z.B. USA, Algerien, Katar, VAE, Aserbaidschan) Vereinbarungen finden, um Anreize zur Senkung der Methanemissionen zu setzen, und praktisch-technische Unterstützung bei der Implementierung der Maßnahmen leisten. Diese würden so Bestandteil strategischer Energiepartnerschaften, die auf langfristige Energiebeziehungen und gemeinsame Dekarbonisierungspfade ausgelegt sind.\r\nV.\r\nFAZIT\r\nDie EU-Methanemissionsverordnung verfolgt Ziele, welche VNG ausdrücklich unterstützt. Die derzeit enthaltenen Anforderungen und Timelines sind jedoch nur für sehr wenige Unternehmen umsetzbar, während zentrale Elemente der Sekundärgesetzgebung noch fehlen. Beides zusammen bedroht akut den Abschluss von neuen Importverträgen und damit die Versorgungssicherheit. Deutschland und die EU können erheblichen Einfluss auf die klimabewusste Produktionskette der internationalen Gasproduktion nehmen. Dies gelingt aber vor allem mit partnerschaftlichen Ansätzen, die mehr zeitlichen Vorlauf für Investitionen zur Reduktion der Methanemissionen berücksichtigen. VNG ist überzeugt, dass gezielte Anpassungen der MER, eine pragmatische Implementierung auf nationaler Ebene und ein enger Dialog mit den Produzentenstaaten das Fenster öffnen würden, wirksam und effektiv an der Reduzierung von Methanemissionen zu arbeiten. VNG ist bereit, als Importeur hierbei einen Beitrag zu leisten und eigene Transformationspartnerschaften weiter voranzutreiben.\r\nAUSWIRKUNGEN DER EU-METHANEMISSIONSVERORDNUNG (MER)\r\nStand: 22.04.2026 6\r\nÜber VNG\r\nVNG ist ein europaweit aktiver Unternehmensverbund mit über 20 Gesellschaften und rund 1.900 Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern. Der Konzern mit Hauptsitz in Leipzig steht als Gasimporteur und Großhändler sowie als Betreiber von kritischer Gasinfrastruktur in den Bereichen Transport und Speicherung von Erdgas für eine sichere Energieversorgung in Deutschland.\r\nDarüber hinaus schaffen wir mit unserem Engagement, unseren Projekten und Investitionen für einen Markthochlauf erneuerbarer und dekarbonisierter Gase wie Biogas und Wasserstoff neue Perspektiven, gestalten die Energiezukunft aktiv mit und stärken die Region. Verlässlich, nahbar und immer in Bewegung. VNG – Energie. Bewegt."},"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":"2026-04-22"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019134","regulatoryProjectTitle":"Praxistaugliche nationale Umsetzung der EU-Methanverordnung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/1f/50/726272/Stellungnahme-Gutachten-SG2604220028.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"To: Energy Ministers of EU27 Member States\r\nCC: Ms Ursula von der Leyen – President of the European Commission\r\nMr Stéphane Séjourné – Executive Vice President for Prosperity and Industrial Strategy\r\nMr Maroš Šefčovič – Commissioner for Trade and Economic Security\r\nMr Valdis Dombrovskis – Commissioner for Economy and Productivity; Implementation and Simplification\r\nMr Dan Jørgensen – Commissioner for Energy and Housing\r\nBrussels, 13th April 2026\r\nUrgent call for targeted amendments to the Methane Emissions Reduction Regulation through the EU simplification agenda including the stop-the-clock\r\nDear Energy Ministers,\r\nWhile Europe and our companies work to secure oil and gas supply to mitigate the impact of the ongoing Middle East crisis, we wish to stress that the EU Methane Emissions Reduction Regulation (EUMR), in its current form, risks undermining the Union’s energy security of supply and competitiveness.\r\nAfter a joint industry effort to carefully assess possible impacts, we are concerned that significant parts of the EU’s natural gas and crude oil imports may not comply with the Regulation’s requirements as of January 2027 - up to 43% of the EU’s natural gas and around 90% of its crude oil imports.1\r\nThis limits the EU’s access to globally traded energy at a time when supply is constrained. The Regulation’s uncertain and excessive penalties, up to 20% of annual turnover, is also a deterrence to European importers signing supply contracts2. The Regulation’s requirements are overly complicated and impossible to operationalize within set deadlines. Companies and public authorities hence face clear legal compliance risks.\r\nWe appreciate and support the efforts of Member States and the European Commission services to address industry concerns through pragmatic implementation. However, we remain concerned they will not provide the necessary legal certainty to ensure imports are not negatively impacted, be it in terms of volumes or price.\r\n1 Wood Mackenzie, EU Methane Emissions Regulation – Analysis of Market Impacts, March 2026\r\n2 Financial Times, “Germany’s Uniper warns EU methane rules will hit Europe’s energy supplies,” March 2026\r\nEven in a more flexible scenario where adjustments to the Regulation are made, allowing the entire production from 5 or 10 key supplier countries (incl. UK, Norway, US, Qatar, Nigeria), the price impact would be equivalent to those witnessed on European energy markets due to the ongoing crisis in the Middle East.3\r\nFurthermore, the Regulation also puts significant strain on the EU’s domestic producers and infrastructure operators by mandating costly and non-proportional measures while yielding little benefit or potentially even a net GHG emissions increase4 – this could further accelerate the decline of Europe’s domestic production, weaken its strategic autonomy, and make the energy transition more costly.\r\nThe oil and gas industry has made significant progress in reducing methane emissions5 and has developed recommendations for a more efficient, realistic and proportionate approach that incentivizes progress and innovation and – most of all – enables compliance6.\r\nWe are ready to work closely with European institutions to ensure rules that promote continued reduction of methane emissions while avoiding risks to the energy supply, affordability and competitiveness of Europe’s citizens, businesses, and energy-intensive industries.\r\nGiven these risks, we urgently call for targeted amendments to the Methane Emissions Reduction Regulation through the EU simplification agenda, including the stop-the-clock mechanism as per recent requests from several Member States.\r\nYours sincerely,\r\nThe co-signatories\r\nThe list below is organised by alphabetical order, starting with companies and followed by trade associations\r\n3 Ibid, Wood Mackenzie\r\n4 Offshore Norway's public hearing statement to the Norwegian government related to the applicability of the EUMR to Norwegian law\r\n5 The energy sector accounts for a higher reduction in Methane emissions than both agriculture and waste. Emissions have declined by 77% from 230 Mt CO2e in 1970 to 52.9 Mt CO2e in 2024 (based on data from the European Environment Agency and EDGAR. See more information on IOGP Europe website\r\n6 IOGP Europe et al., Joint Statement: calling for reducing methane emissions while ensuring EU energy security, December 2025.\r\n\r\n\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":"2026-04-22"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022058","regulatoryProjectTitle":"Anpassung des Entwurfs für ein Zweites Gesetz zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungsquote ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/31/55/684066/Stellungnahme-Gutachten-SG2601200008.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":"VNG-POSITION.\r\nZweites Gesetz zur \r\nWeiterentwicklung der \r\nTreibhausgasminderungs-Quote\r\nDie VNG AG ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen \r\nBundestag und der Bundesregierung eingetragen. \r\nRegistereintrag R002373 RAH\r\nWEITERENTWICKLUNG DER THG-QUOTE\r\nStand: 20.01.2026 2\r\nManagement Summary\r\nMit dem Entwurf für ein Zweites Gesetz zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungsquote (THG\u0002Quote) sendet die Bundesregierung ein wichtiges Signal für Planungssicherheit und Investitionsstabilität \r\nim Markt für erneuerbare Kraftstoffe. Als Unternehmen, das den Markthochlauf grüner Gase aktiv \r\nvorantreibt, begrüßen wir den Gesetzentwurf ausdrücklich – insbesondere den Ausschluss \r\nrisikobehafteter Rohstoffe, verpflichtende Vor-Ort-Kontrollen zur Betrugsprävention sowie den \r\nvorgesehenen Anpassungsmechanismus bei Übererfüllung der Quote. Diese Maßnahmen stärken das \r\nVertrauen in die THG-Quote und unterstützen den Hochlauf klimafreundlicher Gase wie Wasserstoff, \r\nBiomethan oder e-Methan. Gleichzeitig sehen wir weiteren Handlungsbedarf, um die THG-Quote als \r\nwirksames Steuerungsinstrument für die Verkehrswende zu schärfen und Investitionssicherheit langfristig \r\nabzusichern. Unsere zentralen Forderungen im Überblick:\r\n▶ THG-Quote ambitioniert fortschreiben: Die Quote sollte konsequent bis 2045 fortgeschrieben \r\nwerden. Nur so lassen sich die Vorgaben der RED III erfüllen, langfristige Planungssicherheit \r\nschaffen und Investitionen in erneuerbare Kraftstoffe anreizen.\r\n▶ Doppelanrechnung für güllebasierte Biokraftstoffe beibehalten: Zur Sicherung bestehender \r\nInvestitionen und zur Nutzung ökologischer Vorteile sollte die Doppelanrechnung für \r\nfortschrittliche Biokraftstoffe aus Gülle, Mist und Klärschlamm so lange beibehalten werden, wie \r\nauch andere förderungswürdige Erfüllungsoptionen mehrfach anrechenbar sind – mindestens \r\njedoch bis 2035.\r\n▶ Massenbilanzierung und Nachweisführung vereinheitlichen: Für Biomethan und andere grüne \r\nGase müssen europaweit einheitliche, überprüfbare Standards gelten. Eine klare gesetzliche \r\nVerankerung der Massenbilanzierung – einschließlich physischer Entnahmemessung – sowie die \r\nHarmonisierung mit der Unionsdatenbank (UDB) sind Voraussetzung für Transparenz und \r\nVertrauen.\r\n▶ Sektorübergreifende Integration vorantreiben: Die Einbeziehung des Luft- und Schiffsverkehrs in \r\ndie THG-Quote ist entscheidend, um diese emissionsintensivsten Sektoren frühzeitig in die \r\nTransformation einzubeziehen und den Markthochlauf erneuerbarer Energieträger \r\nsektorenübergreifend zu stärken.\r\n▶ Monitoring und Steuerung stärken: Ein jährliches Monitoring ab 2027 ist notwendig, um \r\nFehlentwicklungen frühzeitig zu erkennen und den Markthochlauf grüner Gase datenbasiert zu \r\nsteuern. Der bislang vorgesehene Zweijahresrhythmus reicht dafür nicht aus.\r\n▶ Marktverzerrungen bei der Mehrfachanrechnung vermeiden: Der Absenkungspfad für die\r\nMehrfachanrechnung von Fahrstrom sollte früher einsetzen bzw. ein Anpassungsmechanismus \r\netabliert werden. Gleichzeitig braucht es flexible, realitätsnahe Regelungen für RFNBOs, um \r\neinen fairen Wettbewerb sicherzustellen.\r\n▶ Keine Ausweitung der Anrechenbarkeit abfallbasierter Biokraftstoffe: Solange Herkunft und \r\nNachhaltigkeit der eingesetzten Rohstoffe nicht zweifelsfrei nachgewiesen sind, darf die \r\nObergrenze für abfallbasierte Biokraftstoffe (insbesondere UCOME) nicht erhöht werden.\r\n \r\nWEITERENTWICKLUNG DER THG-QUOTE\r\nStand: 20.01.2026 3\r\nHintergrund\r\nAm 10. Dezember 2025 hat das Bundeskabinett den Entwurf für ein Zweites Gesetz zur Weiterentwicklung \r\nder Treibhausgasminderungsquote (THG-Quote) beschlossen. Als Unternehmen, das den Weg hin zu \r\ngrünen Gasen bereits eingeschlagen hat, begrüßen wir den Gesetzentwurf ausdrücklich, da er ein \r\nwichtiges Signal für mehr Planungssicherheit und Investitionsstabilität sendet. Positiv bewerten wir den \r\nAusschluss von Produkten mit hohem Risiko indirekter Landnutzungsänderungen (§ 37b Abs. 8 BImSchG), \r\ndie geplanten verpflichtenden Vor-Ort-Kontrollen zur Betrugsprävention (§ 4b 38. BimSchV), die Erhöhung \r\nder Ausgleichsabgabe bei Verfehlung der RNFBO-Mindestquote (§ 37c Abs. 2 BImSchG) sowie den \r\nvorgesehenen Anpassungsmechanismus (37h BImSchG), der bei Übererfüllung der Quote greift und \r\nzusätzliche Investitionssicherheit schafft. Diese Maßnahmen stärken das Vertrauen in die THG-Quote und \r\nunterstützen den Markthochlauf klimafreundlicher Gase wie grünem und kohlenstoffarmem Wasserstoff,\r\nBiomethan oder e-Methan.\r\nUm das volle Potenzial dieser Energieträger für die Transformation des Verkehrssektors zu erschließen, \r\nsehen wir jedoch in einigen Punkten dringenden Verbesserungsbedarf, auf die wir im Folgenden eingehen \r\nmöchten.\r\nAmbitionierte Fortschreibung der THG-Quote bis 2045\r\nZu § 37a, Änderung Bundes-Immissionsschutzgesetz \r\nDie Fortschreibung der THG-Quote bis 2040 ist ein wichtiger Schritt, um Projekten und Unternehmen \r\nPlanungssicherheit zu geben. Aus unserer Sicht ist jedoch eine ambitionierte Fortschreibung der THG\u0002Quote bis 2045 konsequent und notwendig, um den Beitrag des Verkehrssektors zur Erreichung der \r\nnationalen Klimaziele sicherzustellen. \r\nZudem sollte eine Klarstellung zur Übertragung von Quoten aus den Jahren 2024 und 2025 auf 2027 \r\nerfolgen. Maßgeblich müssen die Anforderungen des jeweiligen Verpflichtungsjahres sein, wobei die THG\u0002Minderung nur einfach anzurechnen ist.\r\nDass RFNBO zukünftig auch als Zwischenprodukt bei der Produktion von Biokraftstoffen eingesetzt werden \r\nkönnen, begrüßen wir. Umso wichtiger ist es jedoch, ein einfaches und pragmatisches Nachweissystem zu \r\netablieren, das Doppelvermarktung vermeidet und gleichzeitig mit vertretbarem Aufwand gepflegt werden \r\nkann (siehe dazu auch S. 5).\r\nUnsere Forderungen: \r\n▶ Fortschreibung bis 2045: Die THG-Quote sollte konsequent bis 2045 fortgeschrieben werden, um \r\nlangfristige Planungssicherheit und einen verlässlichen Transformationspfad sicherzustellen.\r\n▶ Klarstellung zur Quotenübertragung: Für die Übertragung von Quoten aus den Jahren 2024 und \r\n2025 auf 2027 ist sicherzustellen, dass die Anforderungen des jeweiligen Verpflichtungsjahres \r\ngelten und eine doppelte Anrechnung ausgeschlossen wird. \r\n \r\nDoppelanrechnung für fortschrittliche Biokraftstoffe gezielt fortführen\r\nZu § 14 Abs. 4, Änderung der 38. Bundes-Immissionsschutzverordnung \r\nDie im Gesetzentwurf vorgesehene Beendigung der Doppelanrechnung für fortschrittliche Biokraftstoffe \r\nwird grundsätzlich als Beitrag zur Betrugsprävention verstanden. Gleichwohl sollte jedoch berücksichtigt \r\nwerden, dass ein vollständiger Wegfall dieses Instruments insbesondere für güllebasierte Biokraftstoffe \r\nwie Bio-CNG und Bio-LNG erhebliche negative Auswirkungen hätte. Diese Kraftstoffe leisten nicht nur \r\nWEITERENTWICKLUNG DER THG-QUOTE\r\nStand: 20.01.2026 4\r\neinen wesentlichen Beitrag zur THG-Minderung im Verkehrssektor, sondern tragen auch zur Erreichung \r\nder EU-Ziele zur Nutzung von Wirtschaftsdüngern bei und fördern gleichzeitig den Umwelt- und \r\nRessourcenschutz. Das Potenzial aus Gülle, Mist und Klärschlamm ist bei weitem nicht ausgeschöpft und \r\nkann jährlich Einsparungen von bis zu 10 Mio. t CO₂-Äquivalenten ermöglichen.\r\nDarüber hinaus hat die Vergärung von Wirtschaftsdüngern zahlreiche zusätzliche ökologische Vorteile –\r\ndarunter der Abbau von Tierarzneimittelrückständen, die Verringerung von Stickstoff- und \r\nGeruchsemissionen sowie die Verbesserung der Nährstoffbilanz in der Landwirtschaft. Auch wirtschaftlich \r\nsind güllebasierte Biokraftstoffe von hoher Bedeutung: Sie sichern dezentrale Wertschöpfung, erhalten \r\nArbeitsplätze im ländlichen Raum und fördern die Resilienz der Energieversorgung. Ein abruptes Ende der \r\nDoppelanrechnung würde bestehende Investitionen entwerten, den Fortbestand der \r\nVergärungsinfrastruktur gefährden und die wirtschaftliche Grundlage vieler Anlagenbetreiber \r\nuntergraben.\r\nVor diesem Hintergrund sollte die Doppelanrechnung für fortschrittliche Biokraftstoffe aus Gülle, Mist und \r\nKlärschlamm (Anlage 1 Nr. 6 der 38. BImSchV) gezielt beibehalten und allenfalls im Gleichklang mit den \r\nMehrfachanrechnungen für Strom und RFNBOs schrittweise auslaufen.\r\nUnsere Forderung:\r\n▶ Beibehaltung der Doppelanrechnung für fortschrittliche Biokraftstoffe aus Gülle, Mist und \r\nKlärschlamm: Die Doppelanrechnung für fortschrittliche Biokraftstoffe aus Gülle, Mist und \r\nKlärschlamm (Anlage 1 Nr. 6 der 38. BImSchV) sollte analog zu den Mehrfachanrechnungen für \r\nFahrstrom und RFNBOs – mindestens jedoch bis 2035 - fortgeführt werden, um bestehende \r\nInvestitionen zu sichern, die Nutzung von Wirtschaftsdüngern zu fördern und das THG\u0002Minderungspotenzial voll auszuschöpfen.\r\n▶ Formulierungsvorschlag § 14 Abs. 4 der 38. BImSchV: „Übersteigen in einem Verpflichtungsjahr \r\nMengen an fortschrittlichen Biokraftstoffen aus den in Anlage 1 Nummer 6 genannten Rohstoffen \r\n(Gülle, Mist, Klärschlamm) den Mindestanteil nach Absatz 1 in Verbindung mit Absatz 2, kann der \r\nVerpflichtete beantragen, dass\r\n1. bis einschließlich Verpflichtungsjahr [2035] die übersteigende Menge mit dem Doppelten \r\nihres Energiegehalts auf die Erfüllung der Verpflichtung zur Minderung der \r\nTreibhausgasemissionen in dem Verpflichtungsjahr, in dem sie in Verkehr gebracht wurden, \r\nangerechnet wird, oder\r\n2. ihre energetische Menge auf den Mindestanteil des folgenden Verpflichtungsjahres \r\nangerechnet wird.“\r\nUmsetzung der Unionsdatenbank und Massenbilanzierung präzisieren und \r\nNachweisführung vereinheitlichen\r\nZu § 19, Änderung der 37. Bundes-Immissionsschutzverordnung \r\nDie im Gesetzentwurf vorgesehene Betrachtung des EU-Gasverbundnetzes als einheitliches \r\nMassenbilanzsystem ist grundsätzlich zu begrüßen, da sie die europaweite Anrechenbarkeit von im \r\nAusland eingespeisten RFNBO erleichtert und einen wichtigen Schritt zur Harmonisierung des \r\neuropäischen Marktes darstellt. Für eine praxistaugliche Umsetzung sind jedoch Konkretisierungen \r\nerforderlich.\r\nDies betrifft unter anderem die vorgesehene „unmittelbare“ Dokumentation von Transaktionen in der \r\nUnionsdatenbank (UDB). Da viele Prozessschritte außerhalb des unmittelbaren Einflussbereichs von \r\nWEITERENTWICKLUNG DER THG-QUOTE\r\nStand: 20.01.2026 5\r\nLieferanten, Händlern oder Inverkehrbringern liegen, ist eine praktikable Frist nach Abschluss des \r\njeweiligen Vorgangs notwendig – mindestens sollten jedoch Fristen anlog der Bilanzierungs- und \r\nAbrechnungsfristen im Gashandel gelten. \r\nZudem ist die Schnittstelle zwischen Erdgas- und Wasserstoffinfrastruktur im Rahmen der UDB\u0002Umsetzung klar zu definieren, um eine durchgängige und überprüfbare Massenbilanzierung \r\nsicherzustellen. Entscheidend ist, dass für alle Marktakteure gleiche und einfach zu überprüfende \r\nSpielregeln gelten – sowohl hinsichtlich der Zertifizierungssysteme als auch der zugelassenen Auditoren. \r\nZiel sollte eine einheitliche, integrierte Lösung zur Nachweisführung von europäischen und nationalen \r\nZertifizierungen sein, um die Komplexität und Fehleranfälligkeit zur reduzieren („one-stop-shop\u0002Register“).\r\nEbenso besteht Klärungsbedarf bei den Angaben zu Förderungen der Erzeugungsanlagen: Da die THG\u0002Quote nach EU-Recht bereits als Förderinstrument gilt, muss eine Doppelförderung ausgeschlossen und \r\nrechtssicher abgegrenzt werden. Dies ist insbesondere für Elektrolyseure von hoher Relevanz, da die THG\u0002Quote derzeit ein zentraler Markttreiber für den Aufbau der Wasserstoffproduktion ist.\r\nAbschließend ist eine engere Verzahnung der Unionsdatenbank mit den bestehenden \r\nNachweisstrukturen nach der Biokraftstoff-Nachhaltigkeitsverordnung (BioKraft-NachV) erforderlich. Nur\r\ndurch einheitliche und abgestimmte Prozesse lässt sich eine konsistente und überprüfbare \r\nDokumentation von Biomethan gewährleisten.\r\nUnsere Forderungen: \r\n▶ Praxisgerechte Frist für Meldungen: Die im Gesetzentwurf vorgesehene „unmittelbare“ \r\nDokumentationspflicht sollte durch eine praktikable Frist ersetzt werden, um eine realistische \r\nund abrechnungssichere Umsetzung zu ermöglichen. Mindestens sollten Fristen analog zu den\r\nBilanzierungs- und Abrechnungsfristen im Gashandel gelten.\r\n▶ Klare Schnittstellen und Harmonisierung: Die Schnittstellen zwischen Erdgas- und \r\nWasserstoffinfrastruktur sollten klar definiert und die Unionsdatenbank mit der BioKraft-NachV \r\nharmonisiert werden, um eine konsistente und überprüfbare Massenbilanzierung \r\nsicherzustellen.\r\n▶ Zentrale Nachweisführung und einheitliche Standards: Es sollte eine einheitliche, integrierte \r\nLösung zur Nachweisführung von europäischen und nationalen Zertifizierungen geschaffen \r\nwerden. Für Auditoren sind einheitliche und überprüfbare Standards vorzusehen, um gleiche \r\nWettbewerbsbedingungen für alle Marktakteure zu gewährleisten.\r\nWeitere Anpassungsvorschläge im Überblick\r\n▶ Zügige Ausweitung der THG-Quote auf den Luft- und Schiffsverkehr (§ 37a, Änderung Bundes\u0002Immissionsschutzgesetz): Während der Referentenentwurf noch eine Ausweitung der THG-Quote \r\nauf den Luft- und Schiffsverkehr vorsah, entfällt diese im vorliegenden Regierungsentwurf. Aus \r\nunserer Sicht stellt dies eine verpasste Chance dar, diese besonders emissionsintensiven \r\nVerkehrssektoren frühzeitig in die Transformation einzubeziehen. Für den Markthochlauf \r\nerneuerbarer Energieträger wie Wasserstoff, Biomethan und e-Methan ist eine \r\nsektorübergreifende Nachfrageentwicklung entscheidend. Um Investitionsanreize und \r\nPlanungssicherheit zu schaffen sowie die europäischen Klimaziele zu erreichen, sollte die \r\nAusweitung zeitnah in separaten Gesetzgebungsverfahren umgesetzt werden.\r\n▶ Jährliches Monitoring zur Unterstützung des Markthochlaufs grüner Gase (§ 37g Satz 2, Änderung \r\ndes Bundes-Immissionsschutzgesetz): Angesichts der Betrugsfälle im Zusammenhang mit der \r\nWEITERENTWICKLUNG DER THG-QUOTE\r\nStand: 20.01.2026 6\r\nTHG-Quote und des daraus resultierenden Schadens für die Biokraftstoffindustrie ist ein\r\nengmaschiges Monitoring und eine regelmäßige Evaluierung der Regelungen dringend \r\nerforderlich. Die Bundesregierung sollte dem Deutschen Bundestag spätestens ein Jahr nach \r\nInkrafttreten des Gesetzes und anschließend jährlich einen Erfahrungs- bzw. \r\nEvaluierungsbericht vorlegen. Grundlage hierfür können die jährlich erfassten Daten der \r\nzuständigen Stellen (Umweltbundesamt, Hauptzollamt sowie nabisy/BLE) sein. Bisher sieht der \r\nGesetzentwurf die Vorlage eines Monitoringberichts ab Dezember 2028 im Zwei-Jahre-Turnus \r\nvor.\r\n▶ Marktverzerrungen bei der Ausgestaltung der Mehrfachanrechnung vermeiden (§ 3, Änderung \r\nder 37. Bundes-Immissionsschutzverordnung): Den im Gesetzentwurf vorgesehenen Pfad für die \r\nMehrfachanrechnung von Fahrstrom bewerten wir kritisch. Aus Sicht der VNG sollte die der \r\nvorgesehene Reduktionspfad für Fahrstrom deutlich früher einsetzen oder eine \r\nÜberprüfungsklausel etabliert werden. Denkbar wäre zum Beispiel, dass bei Überschreiten eines \r\nbestimmten Anteils der THG-Minderungen aus Fahrstrom der Faktor zur Mehrfachanrechnung \r\nab dem Folgejahr schrittweise reduziert wird. Das derzeitige Design birgt die Gefahr erheblicher \r\nMarktverzerrungen, da Strom mit einer dreifachen Anrechnung faktisch ohne entsprechende \r\nKostenwirkung in den Erfüllungsmarkt eingebracht werden kann. Dies führt zu \r\nMitnahmeeffekten und benachteiligt andere Optionen wie RFNBO oder Biomethan. \r\nWährend Strom aus erneuerbaren Quellen bereits weitgehend in den Markt integriert ist, \r\nbefinden sich RFNBO und grüner Wasserstoff noch im Aufbau. Eine befristete \r\nMehrfachanrechnung kann hier ein wichtiges Instrument sein, um den Hochlauf zu unterstützen. \r\nDie Korrektur des Absenkungspfades für die Mehrfachanrechnung für RFNBO gegenüber dem \r\nReferentenentwurf begrüßen wir ausdrücklich. Die geplante Absenkung ab 2037 ist aus unserer \r\nSicht angemessen. Dennoch sollte eine frühzeitige Überprüfung – etwa im Jahr 2030 – \r\nvorgesehen werden, um den Pfad an den tatsächlichen Markthochlauf anzupassen.\r\n▶ Keine Ausweitung der Anrechenbarkeit abfallbasierter Biokraftstoffe (§ 13 Abs. 1-2, Änderung der \r\n38. Bundes-Immissionsschutzverordnung): Die geplante Anhebung der Obergrenze für \r\nabfallbasierte Biokraftstoffe sehen wir kritisch. Inzwischen stammt ein erheblicher Teil der \r\nsogenannten abfallbasierten Biokraftstoffe aus UCOME-Biodiesel, der auf Altspeiseölen basiert, \r\nderen Herkunft oft zweifelhaft ist und möglicherweise teils auch auf Palmöl zurückzuführen ist. \r\nAngesichts der wiederholten Verdachtsfälle falscher Deklarationen wäre eine Ausweitung der \r\nAnrechenbarkeit dieser Kraftstoffe ein falsches Signal. Stattdessen sollte der Fokus auf einer \r\nbesseren Kontrolle und Transparenz entlang der Lieferkette liegen, um sicherzustellen, dass nur \r\ntatsächlich nachhaltige Abfall- und Reststoffbiokraftstoffe zur Erfüllung der THG-Quote \r\nbeitragen. \r\n \r\nÜber VNG\r\nVNG ist ein europaweit aktiver Unternehmensverbund mit über 20 Gesellschaften und rund 1.900 \r\nMitarbeiterinnen und Mitarbeitern. Der Konzern mit Hauptsitz in Leipzig steht als Gasimporteur und \r\nGroßhändler sowie als Betreiber von kritischer Gasinfrastruktur in den Bereichen Transport und \r\nSpeicherung von Erdgas für eine sichere Energieversorgung in Deutschland.\r\nDarüber hinaus schaffen wir mit unserem Engagement, unseren Projekten und Investitionen für einen \r\nMarkthochlauf erneuerbarer und dekarbonisierter Gase wie Biogas und Wasserstoff neue Perspektiven, \r\ngestalten die Energiezukunft aktiv mit und stärken die Region. Verlässlich, nahbar und immer in \r\nBewegung. VNG – Energie. Bewegt."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2026-01-20"}]}]},"contracts":{"contractsPresent":false,"contractsCount":0,"contracts":[]},"codeOfConduct":{"ownCodeOfConduct":false}}