{"$schema":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/json-schemas/R2.22/Lobbyregister-Registereintrag-schema-R2.22.json","source":"Deutscher Bundestag, Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung","sourceUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de","sourceDate":"2026-04-22T10:48:40.415+02:00","jsonDocumentationUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/informationen-und-hilfe/open-data-1049716","registerNumber":"R002402","registerEntryDetails":{"registerEntryId":48148,"legislation":"GL2024","version":14,"detailsPageUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/suche/R002402/48148","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/db/d7/405054/Lobbyregister-Registereintraege-Detailansicht-R002402-2024-12-17_10-03-36.pdf","validFromDate":"2024-12-17T10:03:36.000+01:00","validUntilDate":"2025-06-30T09:13:50.000+02:00","fiscalYearUpdate":{"updateMissing":false,"lastFiscalYearUpdate":"2024-06-27T19:06:02.000+02:00"}},"accountDetails":{"activeLobbyist":true,"activeDateRanges":[{"fromDate":"2024-10-10T16:40:30.000+02:00"}],"firstPublicationDate":"2022-03-01T09:55:37.000+01:00","lastUpdateDate":"2024-12-17T10:03:36.000+01:00","registerEntryVersions":[{"registerEntryId":48148,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002402/48148","version":14,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2024-12-17T10:03:36.000+01:00","validUntilDate":"2025-06-30T09:13:50.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":45365,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002402/45365","version":13,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2024-10-10T16:40:30.000+02:00","validUntilDate":"2024-12-17T10:03:36.000+01:00","versionActiveLobbyist":true}],"accountHasCodexViolations":false},"lobbyistIdentity":{"identity":"ORGANIZATION","name":"Equinor Deutschland GmbH","legalFormType":{"code":"JURISTIC_PERSON","de":"Juristische Person","en":"Legal person"},"legalForm":{"code":"LF_GMBH","de":"Gesellschaft mit beschränkter Haftung (GmbH)","en":"Limited liability company (GmbH)"},"contactDetails":{"phoneNumber":"+493093620008","emails":[{"email":"berlinoffice@equinor.com"}],"websites":[{"website":"equinor.de"}]},"address":{"type":"NATIONAL","street":"Conradsweg","streetNumber":"5","zipCode":"26446","city":"Friedeburg-Etzel","country":{"code":"DE","de":"Deutschland","en":"Germany"}},"capitalCityRepresentationPresent":true,"capitalCityRepresentation":{"address":{"type":"NATIONAL","nationalAdditional1":"Equinor Deutschland GmbH","nationalAdditional2":"Berlin","street":"Aaron-Berstein-Platz","streetNumber":"1","zipCode":"10117","city":"Berlin"},"contactDetails":{"phoneNumber":"+4930446594420","email":"berlinoffice@equinor.com"}},"legalRepresentatives":[{"lastName":"Rosemann","firstName":"Olaf","function":"Geschäftsführer","recentGovernmentFunctionPresent":false,"entrustedPerson":false,"contactDetails":{}}],"entrustedPersonsPresent":true,"entrustedPersons":[{"lastName":"Scholz","firstName":"Nina","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Mollenhauer","firstName":"Michael","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Stecker","firstName":"Katharina","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Scheel","firstName":"Benedikt","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"academicDegreeBefore":"Dr. ","lastName":"Bellmann","firstName":"Erika","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Kolb","firstName":"Ole","recentGovernmentFunctionPresent":true,"recentGovernmentFunction":{"ended":true,"endDate":"2021-02","type":{"code":"HOUSE_OF_REPRESENTATIVES","de":"Bundestag","en":"House of representatives"},"houseOfRepresentatives":{"function":{"code":"FUNCTION_FOR_MEMBER","de":"Funktion für ein Mitglied des Deutschen Bundestages","en":"Function for a member of the German Bundestag"},"functionPosition":"Referent/ wissenschaftlicher Mitarbeiter"}}},{"lastName":"Romeike","firstName":"Jens ","recentGovernmentFunctionPresent":false}],"membersPresent":false,"membershipsPresent":true,"memberships":[{"membership":"BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. 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Equinor ASA ist ein internationales Energieunternehmen mit über 21.000 Mitarbeiter und Sitz in Norwegen. Equinor ist derzeit Europas größter Gaslieferant und zählt zu den emissionsärmsten Öl- und Gasproduzenten der Welt. Equinor entwickelt sich zu einem breit aufgestellten Energieunternehmen, das starke Synergien zwischen Öl, Gas, erneuerbaren Energien, CO2-Abscheidung und Speicherung (CCS) und Wasserstoff nutzt. Die Interessenvertretung der Equinor ASA erfolgt in Deutschland über die Equinor Deutschland GmbH. \r\nIm Mittelpunkt der Aktivitäten von der Equinor Deutschland GmbH stehen die Entwicklungen auf nationaler und europäischer Ebene für eine sichere sowie hin zu einer nachhaltigen und emissionsarmen Energieversorgung mit den dafür erforderlichen marktwirtschaftlichen, technologischen und ordnungsrechtlichen Rahmenbedingungen für Erzeugung, Transportinfrastruktur und Anwendungstechnologien und Anlagenbau. Um diesen Herausforderungen zu begegnen, hat sich Equinor zum Ziel gesetzt, bis 2050 selbst ein Netto-Null-Emissionsunternehmen zu werden. Dies soll erreicht werden, indem die Emissionen aus dem Betrieb weiter verringert, die Kapazitäten im Bereich der erneuerbaren Energien ausgebaut, Wertschöpfungsketten im Bereich CO2-Management und Wasserstoff errichtet und CO2-Senken genutzt werden. \r\nNeben den Aktivitäten in den Bereichen Gas und Öl setzt Equinor zunehmend auf erneuerbare Energien. Dazu arbeitet Equinor in ganz Europa an Projekten zur Erzeugung erneuerbaren Energien und von CO2-armem bzw. erneuerbarem Wasserstoff. Zudem ist Equinor ein Pionier im Bereich CO2 Speicherung. Mit neuen Geschäftsmodellen und Wertschöpfungsketten macht Equinor CO2-Speicherung kommerziell nutzbar für eine zukünftige dekarbonisierte Energiewelt. Equinors Strategie sieht vor, bis 2035 die Kapazität zur Speicherung von 15 bis 30 Millionen Tonnen CO2 pro Jahr zu entwickeln.\r\nUm die Rahmenbedingungen für die Transformation des Energiesystems zu schaffen und Lösungen im Rahmen der partnerschaftlichen Energiebeziehungen zwischen Norwegen und Deutschland zu entwickeln, steht Equinor im ständigen Austausch mit Bürgerinnen und Bürger sowie den Vertreterinnen und Vertretern von Wissenschaft, Medien, Wirtschaft und Politik.\r\nDazu veranstaltet Equinor Diskussionsrunden und ähnliche dem Austausch dienende Formate. Equinor erstellt Hintergrundinformationen und ist in verschiedenen Verbänden vertreten. Zu diesen Veranstaltungen werden regelmäßig Vertreterinnen und Vertreter aus Wirtschaft, Wissenschaft, Bundes- und Landespolitik sowie Verwaltung eingeladen. \r\nEquinor Deutschland entwickelt und vertritt auf politischer Ebene entsprechende Vorschläge für regulatorische Rahmenbedingungen in Form von Appellen, Stellungnahmen und Positionspapieren. 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Zudem Abstgimmung zu einer Neuregelung des § 81 mit dem die Synchronisierung von Netzanbindung und Offshore Windpark geregelt wird.","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_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008210","title":"Anpassung des Net Zero Industry Act ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Einbeziehung der Speicherprojekte außerhalb des EU-Gebiets, Einbeziehung der Europäischen Wirtschaftszone, Beschleunigter Ausbau einer europaweiten CO2-Infrastruktur, ausreichende Förderung zur Errichtung CO2 Infrastruktur.\r\n","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_FOREIGN_TRADE","de":"Außenwirtschaft","en":"Foreign trade"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008211","title":"Berücksichtigung von Importpunkten im H2-Kernnetz","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Dritten Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes","printingNumber":"590/23","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2023/0590-23.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/zweites-gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsgesetzes/306063","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]},{"title":"Entwurf eines Dritten Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes","printingNumber":"20/10014","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/100/2010014.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/zweites-gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsgesetzes/306063","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Begrüßung der Errichtung eines H2-Kernnetzes, Berücksichtigung von möglichen Importpunkten aus Norwegen  ","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_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_FA_INTERNATIONAL","de":"Internationale Beziehungen","en":"International relations"},{"code":"FOI_FA_BRD","de":"Außenpolitik","en":"Foreign policy of the federal republic of Germany"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_FOREIGN_TRADE","de":"Außenwirtschaft","en":"Foreign trade"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008212","title":"Begleitung SEN1 VO ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die VO wird zurzeit im BMWK erstellt und soll die Ausschreibungsbedingungen für Offshore - Elektrolyseure regeln. ","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"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]}]},"statements":{"statementsPresent":true,"statementsCount":4,"statements":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0008200","regulatoryProjectTitle":"Nationale Umsetzung der RED III ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/3e/ba/321052/Stellungnahme-Gutachten-SG2406210036.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":"Die RED III ist Ende 2023 in Kraft getreten und gibt den Mitgliedstaaten bis Mai 2025 Zeit, die Neuregelungen in nationales Recht umzusetzen. Die neuen Artikel 22a und 22b sehen vor, dass die Industrie bis 2030 mindestens 42 Prozent und bis 2035 mindestens 60 Prozent ihres Wasserstoffbedarfs über erneuerbaren Wasserstoff decken muss. Die genaue Ausgestaltung dieser Regelung obliegt den Mitgliedstaaten. \r\nAus Sicht von Equinor birgt diese Quoten-Regelung ein erhebliches Risiko, den geplanten Wasserstoffhochlauf in Deutschland zu verzögern. Gleichwohl Equinor und auch viele weitere Unternehmen intensiv daran arbeiten, erneuerbaren Wasserstoff zügig bereitzustellen, ist bereits heute absehbar, dass dieser bis 2035 noch nicht in ausreichenden Mengen verfügbar sein wird. Industrieunternehmen können jedoch nur dann von herkömmlichen Energieträgern auf Wasserstoff umsteigen, wenn eine gleichmäßige Rund-um-die-Uhr-Versorgung mit den benötigten Mengen sichergestellt ist. \r\nUm einen erheblichen Beitrag zur CO2-Minderung in der Industrie und zum Aufbau des Wasserstoffmarktes leisten zu können, benötigt es geänderte regulatorische Rahmenbedingungen für die Produktion und Nutzung von CO2-armem Wasserstoff. Mit dem Förderprogramm der Klimaschutzverträge wurde ein erster und bedeutender Schritt in diese Richtung unternommen. Ein Lösungsansatz in Hinblick auf die RED III-Umsetzung in Deutschland ist, die oben beschriebene Quote für die Industrie in Deutschland auf staatlicher Ebene umzusetzen. Die Unternehmen könnten dann je nach Bedarf Ihre Bezugsquellen individuell zusammenstellen und lediglich in der Gesamtschau müsste die Einhaltung der Quote für Deutschland umgesetzt werden. Dieses Vorgehen unterstützen wir und bitten die Bundesregierung, für einen einheitlichen Ansatz in anderen EU-Mitgliedstaaten zu werben. \r\n\r\nFür Fragen oder ein vertiefendes Gespräch stehen wir gerne zur Verfügung. \r\n\r\n "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-04-30"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008201","regulatoryProjectTitle":"Schnelle Einführung des Kohlenstoffdioxid-Transport und -Speicherungs-Gesetz (KSpTG) ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/76/0e/321054/Stellungnahme-Gutachten-SG2406200203.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":"\r\nBerlin, den 13.05.2024\r\n\r\nSie baten uns um unsere Einschätzung zu den Eckpunkten der Carbon Management Strategie \r\n(CMS) und dem Entwurf des Kohlendioxid-Speicherungs- und Transportgesetzes (KSpTG).\r\nEquinor begrüßt grundsätzlich die Veröffentlichung der Eckpunkte der CMS und den Entwurf des\r\nKSpTG. Damit können neben dem Ausbau von erneuerbaren Energien, dekarbonisierten Gasen, \r\nKreislaufwirtschaft und Energieeffizienz entscheidende Weichen für den Klimaschutz und die\r\nWettbewerbsfähigkeit des Industriestandorts Deutschland gesetzt werden.\r\nWichtig ist, den Rechtsrahmen und damit die Handlungsfähigkeit für erste Projekte zu schaffen. \r\nDamit erste Projekte vorankommen, sollten somit folgende Schritte schnellstmöglich erfolgen:\r\n• Veröffentlichung der vollständigen Carbon Management-Strategie und deren \r\nAnnahme durch die Regierung\r\n• Verabschiedung und Inkrafttreten des KSpTG\r\n• Ratifizierung des London-Protokolls und entsprechende Änderung des Hohe-See\u0002Einbringungsgesetzes\r\n• Bilaterale Abkommen über CO2-Transport über Landesgrenzen\r\nErst mit diesen Schritten besteht die Rechtsgrundlage für Projekte in Deutschland.\r\nAus Sicht von Equinor sind hierbei insbesondere vier Punkte relevant, um CCS möglichst \r\nkosteneffizient auszugestalten:\r\n1. CMS: Kosteneffizienz durch CCS-Cluster erreichen\r\nDamit sich eine CO2-Infrastruktur perspektivisch wirtschaftlich tragen kann und für die Nutzer \r\nkosteneffizient ist, müssen Skaleneffekte erzielt werden. Dies setzt bereits heute eine \r\nausreichende Dimensionierung von CO2-Leitungen und die intelligente Verknüpfung großer CO2-\r\nCluster voraus. Die Offenheit gegenüber unterschiedlichen CO2-Quellen in den Eckpunkten zur \r\nCarbon Management-Strategie ist deshalb ausdrücklich zu begrüßen und sollte in der weiteren \r\nAusarbeitung und in der Ausgestaltung der Gesetze, Verordnungen und Fördermechanismen \r\nbeibehalten werden. Die Ausarbeitung und Anwendung der CO2-Transportregulierung sollte die \r\nEntstehung von CO2-Clustern ermöglichen, beispielsweise indem Emittenten am gleichen Standort \r\ngleichermaßen einen Anschluss an eine CO2-Infrastruktur erhalten können. Die Absicht in den \r\nEckpunkten zur Carbon Management Strategie und im Entwurf zum KSpTG, CO2-Transport zum \r\nZwecke der Speicherung und Nutzung einander rechtlich gleich zu stellen und den Bau von \r\nLeitungen, die sowohl für CCS als auch für CCU genutzt werden können, zu ermöglichen, ist in dem \r\nZusammenhang zu begrüßen.\r\n2. CMS: Ausreichend Förderung in der Anfangsphase bereitstellen\r\nCarbon Management-Projekte werden in der Startphase für eine begrenzte Zeit sowohl bei den \r\nhohen Investitionssummen als auch bei erhöhten Betriebskosten staatliche Förderung benötigen. \r\nDie Klimaschutzverträge (KSV) sind in diesem Zusammenhang zu begrüßen. Um Praxiserfahrungen \r\nmit den KSV aufzugreifen, ist jedoch eine kontinuierliche Weiterentwicklung nötig. Bei der \r\nAusarbeitung und Anwendung der Förderrichtlinien ist es wichtig, dass möglichst viele Projekte für \r\ndie Förderung zugelassen und insbesondere auch die Entstehung von CCS-Clustern und die \r\nProduktion von Wasserstoff profitieren können. Pragmatisches Vorgehen bei der Anwendung der \r\nDefinition von „schwer vermeidbaren CO2-Emissionen“ kann dazu beitragen, dass die Kosten des \r\nInfrastrukturausbaus gesenkt werden. Damit fällt die Förderung der erhöhten Betriebskosten \r\nrelativ pro Tonne CO2 geringer aus und ein wirtschaftlicher Betrieb wird schneller erreicht.\r\n3. CMS / KSpTG: Potentiale internationaler Zusammenarbeit effektiv nutzen\r\nEquinor begrüßt die Möglichkeit zur Entwicklung der CO2-Offshore-Speicherung in Deutschland. \r\nGleichzeitig muss aus der umfangreichen Erfahrung, die Equinor schon mit der off-shore-CO2-\r\nSpeicherung hat, geschlussfolgert werden, dass die Erschließung der Speicher in Deutschland zu \r\nlange dauern wird und dass Speicherung im Ausland in jedem Falle weiterhin benötigt wird. Die \r\nEckpunkte der Carbon Management-Strategie erkennen diesen Fakt an und stellen die \r\nRatifizierung des London-Protokolls und die entsprechende Änderung des \r\nHochseeeinbringungsgesetzes in Aussicht. Die Ratifizierung der Resolution LP.3(4) der \r\nInternationalen Seeschifffahrts-Organisation (IMO) zur Änderung von Artikel 6 des London\u0002Protokolls sollte umgehend erfolgen. Im Hinblick auf die Übergangszeit bis zur Ratifizierung durch \r\nalle Vertragsparteien ist eine Erklärung Deutschlands zur vorläufigen Anwendbarkeit gegenüber \r\ndem entsprechenden Sekretariat bei der IMO erforderlich, wie es Resolution LP.5 (14) vorsieht. \r\nDarüber hinaus ist zügig zu prüfen, ob im konkreten Fall Abkommen zu Genehmigungswesen und \r\nVerantwortlichkeiten mit den jeweils importierenden Staaten erforderlich sind.\r\nDie Aufhebung des §4 Abs. 2 S. 3 im KSpG ist ein wichtiger Schritt zur Verfahrungserleichterung, \r\nwenn sich der Kohlendioxidspeicher außerhalb Deutschlands befindet. Dies ist für die \r\ninternationale Zusammenarbeit förderlich und daher zu begrüßen.\r\n4. KSpTG: Beschleunigte Planungs- und Genehmigungsverfahren vorsehen\r\nDer Entwurf des KSpTG schafft den rechtlichen Rahmen für den Bau von CO2-Leitungen \r\neinschließlich Zwischenspeicher, Verdichtungsanlagen und CO2-Exportknotenpunkte. Die \r\nVerfahrensweise wird auf das Energiewirtschaftsgesetz verwiesen, was die Vorgehensweise\r\nvereinfacht und vereinheitlicht. Dieses ist zu begrüßen. Darüber hinaus ist jede weitere Entlastung \r\nund Beschleunigung der Planungs- und Genehmigungsverfahren willkommen. Insbesondere auch \r\nder Fall einer Offshore-Leitung, die von einem Exportknotenpunkt in die Nordsee führt und den \r\nGeltungsbereich des KSpTG verlässt, sollte von vereinfachten und beschleunigten Planungs- und \r\nGenehmigungsverfahren profitieren. Das ist wichtig, um zum Beispiel Wilhelmshaven als\r\nExportknotenpunkt ausbauen zu können und die Wettbewerbsfähigkeit von Wilhelmshaven im \r\nVergleich zu potenziellen CO2-Exportknotenpunkten in den Niederlanden oder in Belgien\r\nabzusichern.\r\nGern stehen wir Ihnen für weitere Fragen und Diskussionen zur Verfügung.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-05-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008201","regulatoryProjectTitle":"Schnelle Einführung des Kohlenstoffdioxid-Transport und -Speicherungs-Gesetz (KSpTG) ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/cb/b5/385536/Stellungnahme-Gutachten-SG2412170011.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":"WESENTLICHES ERGEBNIS UND EMPFEHLUNG Insgesamt bieten die im Gesetzesentwurf geplanten Änderungen des KSpTG für den Aufbau einer Kohlendioxidinfrastruktur ein geeignetes, umfassendes und größtenteils ausbalanciertes Genehmigungsregime. Die geplanten Verfahrensvereinfachungen und die Konsolidierung des vormals zersplitterten Rechtsrahmens insbesondere für Kohlendioxidleitungen sind aus unserer Sicht taugliche Schritte für die Errichtung und den Betrieb von künftig geplanten Kohlendioxidleitungen und -speichern.  Dennoch befindet sich das KSpTG noch im Gesetzgebungsverfahren und es bestehen Unklarheiten und wesentliche Punkte, auf deren Klarstellung und Änderung aus Sicht von Equinor hingewirkt werden könnte.  Dies sind im Wesentlichen:  I. 1. 2. OFFENE FRAGEN Der Gesetzesentwurf sollte klarstellen, inwieweit die Vorgaben des Flächenentwicklungsplans unter dem Windenergie-auf-See-Gesetz (\"WindSeeG\") für die Errichtung und den Betrieb von Kohlendioxidleitungen in der AWZ zu berücksichtigen bzw. zu beachten sind. Dieses Verhältnis ist unter dem derzeitigen Gesetzesentwurf nur für die Errichtung und den Betrieb von Kohlendioxidspeichern geregelt, während es für die Errichtung und den Betrieb von Kohlendioxidleitungen nach unserer Einschätzung offen bleibt. Da die Zuständigkeiten im Genehmigungsverfahren sowohl für Kohlendioxidleitungen als auch für Kohlendioxidspeicher derzeit noch unklar sind, sollte im Sinne einer zügigen Planungsermöglichung klargestellt werden, bis wann die Bundesländer die für die Genehmigung zuständigen Behörden benannt haben müssen. Darüber hinaus ist die deutsche Bundesregierung aufgrund des Erlasses der VO (EU) 2024/17353 (\"Net-Zero-IndustryAct\") durch die Europäische Union bis zum 31. Dezember 2024 verpflichtet, eine \"zentrale Kontaktstelle\" zu benennen, die für die Genehmigungsverfahren im Zusammenhang mit der Genehmigung von Kohlendioxidleitungen und Kohlendioxidspeichern zuständig ist. Es ist noch unklar, ob hierfür eine eigene Behörde gegründet oder eine bestehende Behörde benannt wird. Insoweit könnte bereits jetzt eine Klarstellung durch den Bund angefragt werden. 3 Verordnung (EU) 2024/1735 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13.Juni 2024 zur Schaffung eines Rahmens für Maßnahmen zur Stärkung des europäischen Ökosystems der Fertigung von Netto-Null-Technologien und zur Änderung der Verordnung (EU) 2018/1724, ABl. L 2024/1735 vom 28.06.2024. \\\\1084155 4135-1774-2162 v14  Hogan Lovells Equinor A.S.A. - 4 - 19. September 2024 II. 1. 2. 3. ÄNDERUNGSVORSCHLÄGE Die Errichtung, der Betrieb und die wesentlichen Änderungen von Kohlendioxidleitungen und Kohlendioxidspeichern sollten \"im überragenden öffentlichen Interesse\" statt wie bisher vorgesehen \"im öffentlichen Interesse\" liegen. Zudem könnte ein darüber hinausgehender Abwägungsvorrang von solchen Anlagen nach dem Vorbild von § 2 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes aufgenommen werden.  Das in § 4 Abs. 1 S. 8 KSpTG vorgesehene Streitschlichtungsverfahren im Rahmen von Planfeststellungsverfahren für Kohlendioxidleitungen sollte gestrichen werden. Ein solches ist dem Verwaltungsverfahren wesensfremd und dürfte aus unserer Sicht auch die geplante Wirkung – nämlich die gesteigerte Akzeptanz im Hinblick auf solche Leitungen – nicht erreichen, sondern eher für eine vermeidbare Verfahrensverzögerung sorgen. Außerdem empfiehlt sich, in § 4 Abs. 5 KSpTG die Wörter \"an anderer Stelle\" zu streichen. Die Vorschrift regelt die Enteignungsmöglichkeiten von Privaten im Rahmen eines Planfeststellungsverfahrens für den Bau einer Kohlendioxidleitung. Dabei soll unter dem KSpTG eine Rolle für die Enteignung spielen, ob die Kohlendioxidleitung auch \"an anderer Stelle\" errichtet werden kann. Dies ist aus unserer Sicht kein sinnvolles Kriterium, da es in der Natur der Sache liegt, dass Leitungen regelmäßig auch \"an anderer Stelle\" errichtet werden können. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-10-08"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008206","regulatoryProjectTitle":"Einführung und Umsetzung EU-delegierter Rechtsakt zu Artikel 9 EU-Gasmarktrichtlinie","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/d1/70/360182/Stellungnahme-Gutachten-SG2409300141.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":"Equinor’s priorities on the upcoming delegated act defining a methodology for the greenhouse gas assessment of low-carbon hydrogen\r\nBackground\r\nEquinor has welcomed the Hydrogen and Decarbonised Gas Market Package (Directive and \r\nRegulation), soon to enter into force. The package is expected to play a key role in the market ramp\u0002up for hydrogen by, for the first time, providing a clear definition of “low-carbon hydrogen” and \r\ntherefore complementing the existing framework of the Renewable Energy Directive (RED) on \r\nrenewable hydrogen. \r\nAs one of the prerequisites for hydrogen to be classified as “low-carbon”, the new Gas Market \r\nDirective stipulates a threshold of at least 70% greenhouse gas (GHG) savings in comparison to the \r\nfossil fuel comparator of 94 g CO2e/MJ. To enable market participants to prove compliance with this \r\nrequirement, Article 9(5) of the Directive mandates the Commission to adopt a delegated act (DA)\r\non the methodology to assess the greenhouse gas balance of low-carbon hydrogen. \r\nAhead of this act's adoption, Equinor wishes to provide recommendations on certain design choices. \r\nThese recommendations build on the assumption that the DA will be closely oriented around the \r\nexisting DA 2023/1185 on GHG savings of recycled carbon fuels (RCF) and renewable fuels of non\u0002biological origin (RFNBOs).\r\nLow-carbon hydrogen (LCH) could be produced by various technologies, but hydrogen based on \r\nnatural gas with carbon capture and storage (CCS) or from nuclear energy are expected to represent \r\nmost of the production. With regards to LCH production, Equinor focuses on LCH based on \r\nnatural gas from the Norwegian Continental Shelf (NCS) and CCS with an achievable lifecycle \r\nGHG intensity of ca. 0.6 to 1.8 kg CO2e/kg H2 (5 to 15 g CO2e/MJ)1.\r\n\r\nThe carbon intensity of LCH varies considerably depending on the average carbon intensity of the \r\nelectricity grids in different geographical areas. While the numbers mentioned above exclude \r\nonshore natural gas transport from landfall to the hydrogen factory gate and hydrogen distribution, \r\nit can still be seen that the LCH produced by Equinor can fulfill the 70% threshold stipulated \r\nby the Directive (i.e. its carbon footprint is below the maximum value of 28.2g CO2e/MJ). \r\nThe following pages include our detailed recommendations.\r\n1 The upper bound in this case represents LCH production in the Netherlands with NCS gas and today’s Dutch average grid electricity carbon intensity of 321 g CO2e/kWh. All else being left unchanged, the upper bound could be reduced from 1.8 to 1.1 kg CO2e/kg H2 (9.1 g CO2e/MJ) if the Netherlands were to reach the EU average 2030 target of 118g CO2e/kWh. \r\nThe lower bound represents LCH production in Norway (less emissions from transporting the natural gas and CO2) with its average grid electricity carbon intensity of 17g CO2e/kWh. \r\nOur views and recommendations\r\nI. Natural gas input to LCH production\r\nMain recommendations:\r\n➢ Allow the use of certified values for natural gas upstream emission intensity.\r\n➢ Clarify the definitions of ‘incorporated process’ and ‘upstream emissions’.\r\n➢ Establish a transparent, credible and accurate mechanism, with independent third-party \r\nverification, to track the GHG emission intensity of natural gas production and supply to Europe\r\nand require transparency on carbon intensity from LCH producers.\r\n➢ For transport-related GHG emissions, provide realistic default values, while allowing the use of \r\ncertified data, if available. In the case of LNG, transport emissions should cover both ballast and \r\nladen voyages.\r\n\r\nGiven that the natural gas that is a key input for LCH may come from many sources and where \r\nproducers have different incentives to tackle production-related emissions, it would not be \r\nappropriate to merely design a system that applies a default value of 9.7 g CO2e/MJ (1.2 kg CO2e/kg \r\nH2) for the upstream GHG emissions of natural gas2\r\n. Instead, LCH producers should be allowed to \r\nuse certified values, if and where available, so that the use of natural gas with lower carbon intensity \r\nwould be privileged and further incentivised. Norwegian gas, for instance, reaches upstream and \r\nmidstream emission levels of approximately 1.5g CO2e/MJ (equivalent to 0.2kg CO2e/kg H2), thus \r\nallowing for production of LCH with a very low overall carbon intensity3\r\n.\r\nAn important part of such a design would also be a clear definition of what constitutes “upstream \r\nemissions”. Article 8 of the new Gas Directive does not specify how to quantify the carbon intensity \r\nin upstream natural gas systems. Establishing a transparent, credible, and accurate mechanism,\r\nwith third-party verification, to track the GHG emission intensity (carbon and methane) of natural gas \r\nproduction and supply to Europe would have to be a key part of the DA. \r\nEquinor aims to make use of a secure digital certification service able to track and trace verified GHG \r\nemission data for natural gas from source to end-consumer. The same platform could also be used \r\nto track and trace hydrogen produced. Equinor is ready to discuss how such a verification scheme \r\ncould reflect and complement the methodology to be developed under the LCH DA.\r\nIt is also clear that the threshold of 70% GHG savings compared to the fossil fuel comparator does \r\nnot allow for any differentiation based on individual GHG performance and improvements thereof. \r\nAn approach allowing for certified differentiation would contribute to incentivise investments in the \r\navoidance of upstream methane leakages and CO2 emissions, as well as low-carbon emitting\r\n2 This is the default value used for the upstream GHG intensity of natural gas input under delegated act 2023/1185, on the methodology for calculating life cycle GHG emissions for RFNBOs and recycled carbon fuels.\r\n3 The mentioned upstream emissions of ca. 1.5 g CO2e/MJ are based on the current calculation methodology (Scope 2 emissions are location-based) and include all GHG emissions in the gas production and supply chain up to the national grid entry point. Further transportation of natural gas in the national grids to the hydrogen factory gate would increase the carbon intensity. More information can be found here: https://sustainability.equinor.com/climate-tables. More details on the calculation methodology available here: GHG and methane intensities along Equinor's Norwegian gas value chain\r\ntransportation, like pipelines, and thereby complementing rules under the Methane Regulation. A \r\nrequirement for LCH producers to document in a transparent manner their carbon intensity would be \r\na natural complement to a meaningful differentiation based on GHG intensity performance. \r\nFinally, with regards to (downstream) emissions from transport and distribution of LCH, the European \r\nCommission should provide default values to make accounting as little burdensome as possible for \r\nLCH producers who have no control over the downstream transport and distribution part of the LCH \r\nvalue chain. Nevertheless, wherever actual data is available, deviation from the default values should \r\nbe possible. For shipping of feedstock or LCH products, the GHG contribution from transport should \r\ninclude emissions from the ballast and laden legs of the voyage to cover all shipping emissions \r\naligned with Regulation (EU) 2015/757 (MRV Maritime Regulation).\r\nII. Electricity input to LCH production\r\nMain recommendations:\r\n➢ Allow for project-specific carbon intensity of the electricity used in LCH production (via Power \r\nPurchase Agreements, PPAs).\r\n➢ Allow to claim zero-carbon intensity for electricity from renewable sources not fulfilling all the \r\ncriteria of delegated act 2023/1184 (“additionality delegated act”), and without the limits imposed \r\nby the annex, point 6, litra b and c in delegated act 2023/1185 (on the methodology for calculating \r\nlife cycle GHG emissions for RFNBOs).\r\nExplanations:\r\nThere has been wide-spread discussion on whether the electricity criteria from delegated act \r\n2023/1184 should apply to LCH as they do for RFNBOs. While in principle a level-playing field \r\nbetween the two should always be ensured, deviations should be possible where they can be duly \r\nsubstantiated. \r\nIn particular, the goals of the delegated acts on RFNBOs and LCH differ: the former aims to ensure \r\nthe renewable quality of a product and increase the share of renewables in key sectors such as \r\nindustry, aviation or maritime. The latter, in contrast, is to ensure that fossil-based fuel production is \r\nas low-carbon as possible, enabling LCH to play an important role in decarbonising hard-to-abate \r\nindustries and contributing to the development of a functioning hydrogen market. The Commission \r\nshould therefore allow for as many incentives as possible to reduce the carbon intensity of LCH.\r\nThe carbon intensity of LCH can vary widely depending on the electricity being used in its production. \r\nWith the current state of technology (autothermal reforming, ATR), ca. 5-8 % of the energy input to \r\nLCH production is electricity. In future, if electrified steam methane reforming (eSMR) is used, this \r\npercentage might even increase to 30%. This shows that electricity is a decisive input factor not only \r\nfor RFNBOs and electrolytic LCH but also for LCH based on natural gas.\r\nThe DA LCH should create incentives for this electricity to be renewable or low-carbon by allowing \r\nto claim project-specific carbon intensities of the electricity used through PPAs. In addition, LCH \r\nproducers should be able to claim zero-carbon intensity not only for RFNBO electricity4 but also other\r\nrenewable electricity, without the limits imposed by the annex, point 6, litra b and c in delegated act \r\n2023/1185.\r\n4 RFNBO electricity = Electricity qualifying as fully renewable according to the methodology set out in Article 27(3) of Directive (EU) 2018/2001 and in Commission delegated regulation (EU) 2023/1184. \r\n5 Other renewable electricity = Electricity with zero carbon intensity that does not qualify as fully renewable according to the methodology set out in Article 27(3) of Directive (EU) 2018/2001 and in Commission delegated regulation (EU) 2023/1184 (e.g. existing renewables installations)."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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