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Die Vereinigung unterstützt ihre Mitglieder bei der Erfüllung ihrer gesetzlichen und regulatorischen Verpflichtungen. Seit dem 31.5.2024 erfüllt FNB Gas als Dienstleister für Fernleitungsnetzbetreiber und Wasserstofftransportnetzbetreiber die Aufgaben der Koordinierungsstelle für die integrierte Netzentwicklungsplanung Gas und Wasserstoff. Darüber hinaus tritt die Vereinigung für die aktive Förderung eines sicheren, wirtschaftlichen, umweltgerechten und klimafreundlichen Betriebs der Gastransportinfrastruktur sowie für ihre kontinuierliche Weiterentwicklung an die Bedarfe des zukünftigen Energiesystems ein.\r\n \r\nDie zentrale Aufgabe des FNB Gas besteht darin, den fachlichen Austausch der Fernleitungsnetzbetreiber zu bündeln und zu koordinieren. Darüber hinaus arbeitet die Vereinigung mit Institutionen, Einrichtungen und Verbänden auf nationaler und europäischer Ebene eng zusammen. Neben der fachlichen Koordinierungsfunktion vertritt sie u.a. ihre Mitglieder gegenüber dem Deutschen Bundestag, den Fraktionen und der Bundesregierung und ist Ansprechpartner für Politik, Medien und die Öffentlichkeit. Die Vereinigung koordiniert auch die Abstimmung der Mitglieder innerhalb von ENTSOG sowie die Zusammenarbeit der gemeinsamen europäischen Kapazitätsplattform PRISMA. Zu diesem Zweck werden im Rahmen interner Gremien Positionspapiere sowie Stellungnahmen erarbeitet. 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Das BMWK bindet in den Erstellungsprozess der SES Stakeholder aus Energiewirtschaft, Industrie, Gesellschaft und Politik ein. Die FNB sind im Rahmen des Stakeholder-Plenums und der AG Netzbetreiber bei der Ausarbeitung des Zwischenberichts der Systementwicklungsstrategie, des Leitbildes und der Transformationsstrategie beratend tätig. Die Deutsche Energie-Agentur (dena) organisiert als Geschäftsstelle den Erstellungsprozess der SES. 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Die den Betreibern von Übertragungsnetzen bis 31. März 2027 gestattete temporäre Höherauslastung im Höchstspannungsnetz verursacht oder verstärkt elektromagnetische Beeinflussungen, die von Betreibern betroffener technischer Infrastrukturen, wie den FNB, zu dulden sind. Der ÜNB muss dem Betreiber betroffener Infrastrukturen aber die Kosten für die aufgrund der Höherauslastung anfallenden betrieblichen, organisatorischen und technischen Schutzmaßnahmen erstatten (§ 49a Abs. 3 EnWG). ","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_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007377","title":"Umsetzung des EU-Gas-/H2-Binnenmarktpaketes in nationales Recht","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften zur Umsetzung des Europäischen Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets","publicationDate":"2025-11-04","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Content/DE/Gesetzestexte/Gesetze_Gesetzesvorhaben/Abteilungen/Abteilung_IV/21_Legislaturperiode/2025-10-09-G-Aenderung-Mehrs-Uebereink/1-Referentenentwurf.pdf?__blob=publicationFile&v=2","draftBillProjectUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/entwurf-eines-gesetzes-zur-anderung-des-energiewirtschaftsgesetzes-und-weiterer-vorschriften.html"}]},"description":"FNB Gas hat sich auf Nachfrage des BMWE an der Verbändeanhörung zur EnWG-Novelle beteiligt. 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Die Interessenvertretung wird zur Unterstützung dieser genannten Punkte betrieben.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0016046","title":"Vorschläge zur Ausgestaltung einer Wasserstoffhaftungsverordnung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"In § 28n EnWG werden Regelungen zum Anschluss und Zugang zu den regulierten Wasserstoffnetzen sowie eine Verordnungsermächtigung für die Bundesregierung mit Zustimmung des Bundesrates über die technischen und wirtschaftlichen Bedingungen für den Anschluss und Zugang zu den regulierten Wasserstoffnetzen zu erlassen, einschließlich der Regelungen zum Ausgleich des Wasserstoffnetzes, eingeführt. In diesem Hinweispapier erarbeitet FNB Gas einige Vorschläge zur Ausarbeitung einer H2-Haftungsverordnung.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019322","title":"Eingabe zur Debatte um die Gasspeicherumlage","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Entwurf eines Vierten Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes","publicationDate":"2025-08-05","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/entwurf-eines-vierten-gesetzes-zur-aenderung-des-energiewirtschaftsgesetzes.pdf?__blob=publicationFile&v=6","draftBillProjectUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/20250731-entwurf-eines-vierten-gesetzes-zur-aenderung-des-energiewirtschaftsgesetzes.html"}]},"description":"FNB Gas hat die Pläne zur Abschaffung der Gasspeicherumlage kommentiert.","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":"RV0019533","title":"Hinweise zur Ausgestaltung des Kritis-Dachgesetzes","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2022/2557 und zur Stärkung der Resilienz kritischer Anlagen","publicationDate":"2025-09-01","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium des Innern","shortTitle":"BMI","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmi.bund.de/SharedDocs/gesetzgebungsverfahren/DE/Downloads/referentenentwuerfe/KM4/Kritis-Dachgesetz.pdf?__blob=publicationFile&v=1","draftBillProjectUrl":"https://www.bmi.bund.de/SharedDocs/gesetzgebungsverfahren/DE/KM4/KRITIS-Dachgesetz.html"}]},"description":"Ziel der Interessenvertretung ist eine sachgerechte Ausgestaltung der gesetzlichen Anforderungen für Betreiber kritischer Anlagen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine 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Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"FNB Gas setzt sich für die Aufnahme der Belange des Wasserstoff-Kernnetzes und der Wasserstoffinfrastruktur in das Wasserstoffbeschleunigungsgesetz ein.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]}]},"statements":{"statementsPresent":true,"statementsCount":46,"statements":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0007372","regulatoryProjectTitle":"Finanzierungsrahmen für das H2-Kernnetz und integrierte Netzplanung Gas/Wasserstoff im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/5e/ee/319025/Stellungnahme-Gutachten-SG2406130008.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":"die Dritte Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (finale Beratung im Deutschen Bundestag: 21./22. März 2024) soll die Finanzierung des Wasserstoffkernnetzes und so den Aufbau dieses für Energiever-sorgung und Dekarbonisierung in Deutschland zentralen Projekts sicherstellen. Stand heute sind die Fi-nanzierungsregeln aber nicht kapitalmarktfähig ausgestaltet. Falls die Kapitalmarktfähigkeit im parla-mentarischen Verfahren nicht hergestellt wird, sehen die Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) die Gefahr, dass Eigentümer bzw. Investoren der Netzbetreiber nicht im notwendigen Umfang in das Kernnetz in-vestieren. Ein Scheitern des Wasserstoffhochlaufs bereits vor dem Start hätte massive Auswirkungen auf Investitionen zahlreicher Marktteilnehmer entlang der Wertschöpfungskette (Industrieunterneh-men, Stadtwerke, künftige Produzenten und Speicherbetreiber), die vor richtungsweisenden oder gar existenziellen Entscheidungen in Deutschland bzw. Europa stehen.\r\nMit unserem Schreiben weisen wir Sie auf die aktuellen Beratungen hin und bitten mit Nachdruck um Ihren persönlichen Einsatz für einen erfolgreichen Abschluss, damit das Kernnetz auch realisiert werden kann. Besonders wichtig sind uns Regelungen für die Kapitalmarktfähigkeit und eine langfristige Rechtssicherheit hinsichtlich der Modalitäten des Finanzierungsmodells. Das Kernproblem: im Vergleich zu ähnlichen Anlagemöglichkeiten – wie etwa im Stromnetz – ist bei einer Investition in das Wasser-stoff-Kernnetz die Rendite geringer und das Risiko deutlich höher. Zwar garantiert der Staat für einen Teil der Investitionen, aber die Netzbetreiber tragen daran einen hohen Selbstbehalt und im Fall des Scheiterns des Markthochlaufs und einer darauf begründeten vorzeitigen Kündigung des Amortisati-onskontos durch den Bund sogar das erhebliche Risiko eines Totalverlustes und damit eines Kapital-verzehrs ihrer Investitionen.\r\nWie lässt sich also das Risiko so reduzieren, dass Investoren das Wasserstoff-Kernnetz als wettbewerbs-fähige Investitionsmöglichkeit ansehen? Gemeinsames Ziel des Gesetzgebers und der Netzbetreiber ist es, das Kernnetz mittels privater Investitionen zu finanzieren. Klar ist auch: Das Finanzierungskonzept\r\nSeite 2 von 3\r\nfür das Wasserstoff-Kernnetz muss Sicherheit und Anreize für Investitionen, faire Risikoaufteilung und Wahrung der staatlichen Haushaltsinteressen in Einklang bringen. Dieses Ziel erreichen Sie durch einige wenige Anpassungen.\r\n• Verlässlichkeit und Rechtssicherheit schaffen\r\no Ohne Amortisationskonto kein Wasserstoff-Kernnetz: Um eine finale Investitionsentscheidung zu treffen, darf es auch keine rechtlichen Vorbehalte seitens des Bundes für das Finanzie-rungskonzept (wie z. B. einen beihilferechtlichen Vorbehalt) mehr geben. Für den Fall, dass ein beihilferechtlicher Vorbehalt für das Amortisationskonto in das EnWG aufgenommen werden muss, muss daher zwingend auch der Antrag der FNB für das Wasserstoff-Kernnetz unter ei-nen solchen Vorbehalt gestellt werden können.\r\no Damit das Amortisationskonto die gewünschte Wirkung auch wirklich entfalten kann, muss im EnWG geregelt sein, dass die Kernnetzbetreiber die Zahlungen aus dem Amortisationskonto als netzentgeltersetzende Umsatzerlöse vereinnahmen können. Ist dies nicht gegeben, ver-pufft die Wirkung des Finanzierungsmodells.\r\no Die Refinanzierung des Wasserstoff-Kernnetzes erfolgt bis 2055. Für diesen sehr langen Zeit-raum brauchen die Investoren ein höheres Maß an regulatorischer Sicherheit, als das über den gesetzlichen Rahmen möglich ist. Daher muss in diesem Fall die gesetzliche Regelung für den Rahmen des Finanzierungskonzeptes durch vertragliche Vereinbarungen insbesondere zwi-schen dem Bund, der kontoführenden Stelle und den Kernnetzbetreibern flankiert werden, die vor einer Investitionsentscheidung finalisiert sein müssen. Dazu gehört die rechtssichere und risikofreie Absicherung der Trading Hub Europe GmbH im EnWG, sofern diese als kontofüh-rende Stelle beauftragt wird.\r\n• Andienungs- bzw. Übertragungsrecht der Kernnetzbetreiber bei Scheitern des Markthochlaufes verankern\r\no Die EnWG-Novelle sieht vor, dass der Bund den Finanzierungsmechanismus für das Wasser-stoff-Kernnetz ab 2038 kündigen kann, wenn das Scheitern des Markthochlaufes festgestellt wurde. Dies würde die Kernnetzbetreiber doppelt belasten: Die Investitionen in das Wasser-stoff-Kernnetz sind zum Zeitpunkt einer Kündigung bereits vollständig getätigt. Die Kernnetz-betreiber müssten einerseits den Selbstbehalt auf das Amortisationskonto an den Bund zah-len, anderseits würde das Wasserstoff-Kernnetz bei einer in einem solchen Fall wahrscheinli-chen Einstellung des Betriebs entwertet und wäre dementsprechend komplett abzuschreiben (Totalverlust). Eine derartige Situation würde zu einem Verzehr des eingesetzten Kapitals füh-ren, was für Kapitalgeber im Infrastrukturbereich nicht mit ihren Investitionsregeln vereinbar wäre.\r\no Bei einem gescheiterten Markthochlauf müssen die Netzbetreiber die Möglichkeit haben, dem Bund das Wasserstoff-Kernnetz zum kalkulatorischen Restwert abzüglich des Selbstbehaltes zu übertragen.\r\nSeite 3 von 3\r\n• Selbstbehalt auf 15% senken, Umstellleitungen herausnehmen\r\no Obwohl die Kernnetzbetreiber keinen Einfluss auf den Wasserstoffhochlauf haben, verbleibt durch den hohen Selbstbehalt ein unvorhersehbarer Teil des Hochlaufrisikos bei den Netzbe-treibern. Da das Auslastungsrisiko des Wasserstoff-Kernnetzes stark durch die staatlich gesetz-ten marktlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen geprägt ist, kann der Selbstbehalt für die Netzbetreiber nicht bei 24 Prozent liegen. Dabei ist auch zu berücksichtigen, dass der Gesetzgeber mit seinen Vorgaben die Dimensionierung des Wasserstoff-Kernnetzes vorgege-ben hat. In Verbindung mit einer niedrigeren Eigenkapitalverzinsung als im Strombereich führt dies zu einem unausgewogenen Chancen-Risiko-Verhältnis für die Investoren und verhindert Investitionsentscheidungen.\r\no Die vom Bundesrat als Kompromiss vorgeschlagene Höhe von 15 Prozent und die Heraus-nahme der umgestellten Leitungen aus dem Selbstbehalt würde das Chancen-Risiko-Verhältnis deutlich verbessern.\r\n• Ausschluss der gemeinschaftlichen Haftung der Kernnetzbetreiber für Insolvenzfälle\r\no Auch im möglichen Insolvenzfall einzelner Kernnetzbetreiber darf sich der Haftungsumfang der übrigen Kernnetzbetreiber nicht erhöhen.\r\no Die vorgesehene Regelung, dass ein insolventer Netzbetreiber seinen Anteil im Wasserstoff-Kernnetz zulasten des Amortisationskontos abschreiben darf, würde den Saldo des Amortisati-onskontos unkalkulierbar erhöhen und stellt eine massive Hürde für die positive Investitions-entscheidung dar. Die verbleibenden Kernnetzbetreiber würden hier für einen Sachverhalt in die Verantwortung genommen, der von ihnen nicht zu vertreten ist. Die Sonderabschreibun-gen zulasten des Amortisationskontos sind daher zu streichen. Nur durch eine Reduzierung der Risiken wird das Kernnetz kapitalmarktfähig und damit privatwirt-schaftlich finanzierbar. Um den Erfolg des Kernnetzes nicht zu gefährden, bitten wir Sie die dargeleg-ten Anpassungen bei Ihren Beratungen zu berücksichtigen.\r\nMit freundlichen Grüßen"},"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":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. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"die letzten Monate waren gekennzeichnet von dem konstruktiven Bemühen der Bundesregierung, des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz und der Fernleitungsnetzbetreiber (FNB), den Grundstein für den Wasserstoffhochlauf in einem gemeinsamen Kraftakt zu legen.\r\nWir danken Ihnen für die Strukturierung des Prozesses durch Ihr Haus und die zahlreichen Gespräche mit den Fernleitungsnetzbetreibern unter Einbezug von Investoren, Kapitalmarktexperten und Ratingagenturen zur Kapitalmarktfähigkeit des Finanzierungsmodells. Dies hat für alle Beteiligten den Blick geschärft, wie der gesetzliche und regulatorische Rahmen für einen erfolgreichen Markthochlauf des Wasserstoffmarktes in Deutschland ausgestaltet sein muss, um das gemeinsame Ziel der Energiewende zu erreichen.\r\nAm 19.03.2024 konnten wir gemeinsam mit Vertreterinnen und Vertretern Ihres Hauses, dem BMF, dem BMJ, der BNetzA und THE ein Ergebnis zur Lösung des Problems der asymmetrischen Bilanzierung erzielen, dessen abschließende Bewertung durch die Wirtschaftsprüfer in der Kürze der Zeit allerdings nicht möglich war. Wir haben aber den Eindruck, dass diesbezüglich ein für alle Seiten tragbarer Ansatz gefunden wurde, und hoffen, dass dieser letztendlich von den Wirtschaftsprüfern in den jeweiligen Jahresabschlussprüfungen auch mitgetragen wird. Damit konnte eine große Hürde aus dem Weg geräumt werden.\r\nWir sind zuversichtlich, dass auch für das Thema der notwendigen Rechtssicherheit für die FNB beim Antrag für das Wasserstoff-Kernnetz in Bezug auf die laufende beihilferechtliche Prüfung eine beide Interessenseiten abdeckende Lösung gefunden wird.\r\nVon den Berichterstattern der Koalitionsfraktionen wurde Ende letzter Woche angeregt, über Möglichkeiten nachzudenken, wie im Finanzierungsmodell für das Wasserstoff-Kernnetz Risiken für den Bund durch die Ermöglichung der zeitlichen Streckung der Investitionen in das Wasserstoff-Kernnetz über 2032 hinaus unter Berücksichtigung der Kraftwerksstrategie und Beibehaltung der\r\nSeite 2 von 3\r\nGröße des Wasserstoff-Kernnetzes reduziert werden könnten. Die FNB haben kurzfristig über das vergangene Wochenende eine grobe Analyse hierzu durchgeführt und die Ergebnisse mit den Berichterstattern und Ihrem Haus geteilt.\r\nIm Ergebnis kommen die FNB zu der Einschätzung, dass mit der Ermöglichung der zeitlichen Streckung der Investitionen in das Wasserstoff-Kernnetz über 2032 hinaus unter Berücksichtigung der beiden o. g. Aspekte eine Reduzierung des Risikos des Bundes erreicht werden könnte. Damit würde sich dem Bund über den Netzentwicklungsplanungsprozess Spielraum bieten, das Restbuchwertrisiko der Wasserstoff-Kernnetzbetreiber im Falle des Scheiterns des Markthochlaufes zu tragen (Sonderabschreibung in das Amortisationskonto ohne Auswirkungen auf den Selbstbehalt – siehe unten).\r\nDas Schließen der Absicherungslücke für die Restbuchwerte im Fall der Einstellung des Betriebs des Wasserstoff-Kernnetzes im Anschluss an eine Kündigung des Amortisationskontos durch den Bund ist – wie die Wasserstoff-Kernnetzbetreiber in allen Gesprächen immer wieder dezidiert dargelegt haben und vom Kapitalmarkt bestätigt wurde – eine der Grundvoraussetzungen, um eine Kapitalmarktfähigkeit des Finanzierungsmodells für das Wasserstoff-Kernnetz sicherzustellen und den Wasserstoff-Kernnetzbetreibern die notwendigen finalen Investitionsentscheidungen bzw. die Abgabe des Antrags zum Wasserstoff-Kernnetz zu ermöglichen.\r\nDabei geht es nicht darum, dass den Netzbetreibern der Weiterbetrieb des Netzes „nicht ausreichend rentabel“ erscheint, oder um „eine staatliche Absicherung privater Renditen“, wie Sie es in Ihrem Schreiben darlegen, sondern darum, nahezu einen Totalverlust bei den Investoren zu vermeiden. Der Staat hat festgestellt, dass der Hochlauf gescheitert ist. Zum Zeitpunkt dieser Feststellung haben die Netzbetreiber ca. 20 Mrd. € investiert, aber nur wenige Jahresscheiben zurückverdient. Die Infrastrukturen stehen in einem erheblichen Umfang von rd. 12,5 Mrd. € mit den kalkulatorischen Restwerten in den Büchern der Wasserstoff-Kernnetzbetreiber.\r\nAls Folge der Feststellung des Scheiterns des Markthochlaufes durch den Bund kann das Netz aufgrund mangelnder Nachfrage für Transportkapazitäten nicht sinnvollerweise weiterbetrieben werden, und der Betrieb ist zwangsläufig einzustellen. In diesem Fall sieht der EnWG-Entwurf jedoch keine Regelung zu einer Haftungsübernahme durch den Bund vor, sodass die gesamten Restbuchwerte in der Handelsbilanz der Kernnetzbetreiber abgeschrieben werden müssen und insoweit ein Totalverlust vorliegt. Es käme mit der Abschreibung von 12,5 Mrd. € zuzüglich des Selbstbehalts auf den Amortisationskontosaldo zu einem Kapitalverlust von insgesamt 15 bis 17 Mrd. € – potenziell mehr als 80% der ursprünglichen Investitionen in das Wasserstoff-Kernnetz. Dieses Risiko ist für die Wasserstoff-Kernnetzbetreiber nicht tragbar.\r\nSie erwähnen in Ihrem Schreiben an uns zwar, dass das Finanzierungsmodell ermögliche, „dass ein Betreiber im Fall einer Stilllegung den noch vorhandenen kalkulatorischen Restwert zulasten des Amortisationskontos abschreibt“. Dies ist jedoch – entgegen Ihrer Einschätzung in dem Schreiben – im aktuellen Gesetzesentwurf bisher nicht abgebildet. Wenn es unser gemeinsames Verständnis ist, dass stranded assets als zentrales Investitionshindernis für den Wasserstoffhochlauf ein entscheidender Grund für die Schaffung der staatlichen Absicherung waren, wie es aus Ihrem Schreiben hervorgeht,\r\nSeite 3 von 3\r\ndann muss doch diese Regelungslücke für den Totalverlust auch von nicht bereits insolventen Netzbetreibern noch geschlossen werden können. Dazu zählt insbesondere, dass die Restbuchwerte im Falle der Kündigung des Amortisationskontos durch den Bund zu Lasten des Amortisationskontos abgeschrieben werden können, ohne dass diese Sonderabschreibung den Selbstbehalt der Wasserstoff-Kernnetzbetreiber erhöht.\r\nMit Blick auf die Diskussion im Rahmen des parlamentarischen Verfahrens zur Absenkung des Selbstbehaltes weisen wir nochmals darauf hin, dass diese das Ergebnis der Bewertung sowohl der Eigen- als auch der Fremdkapitalgeber zu den vorliegenden Regelungen im EnWG-Entwurf ist. Zudem möchten wir klarstellen, dass es zwar richtig ist, dass im Rahmen der Gespräche zwischen Netzbetreibern und der Regierungsseite im Vorfeld des Kabinettsbeschlusses verschiedene Konzepte zur Ausgestaltung des Selbstbehaltes am Amortisationskonto im Raum standen. Allerdings gab es bei den Vorschlägen der Bundesregierung zu keinem Zeitpunkt eine „risikolose Ausgestaltung des Selbstbehaltes“, sondern lediglich eine Ausgestaltungsvariante zur Berechnung des Selbstbehaltes auf einen sich ergebenen Amortisationskontosaldo, bei dem ein Teilverzicht der EK-Verzinsung bis auf die Höhe eines FK-Zinssatzes diskutiert wurde (bei einem Selbstbehalt von 50%). Das wurde von den Netzbetreibern in der Tat abgelehnt.\r\nIn jedem Fall ist der Umgang mit den Restbuchwerten aber gesondert zum Selbstbehalt zu sehen, da es hierbei nicht um die ausbleibende Kapazitätsvermarktung geht, die über das Amortisationskonto während der Hochlaufphase sichergestellt wird, sondern vielmehr um ein Asset, welches nach Beendigung der erfolglosen Hochlaufphase durch den Bund wertmäßig nicht als stranded investment zu Lasten der Kernnetzbetreiber und damit auch der Investoren und Gesellschafter fallen darf.\r\nAbschließend möchten wir noch einmal darauf hinweisen, dass in den von Ihnen benannten Austauschformaten mit den Investoren-VertreterInnen, KapitalmarktexpertInnen und Rating-Agenturen sehr deutlich Zweifel an der Kapitalmarktfähigkeit geäußert wurden. Daher halten wir es auch weiterhin für geboten, die bestehenden grundlegenden Bedenken seitens der Finanzakteure im laufenden Verfahren deutlich zu artikulieren und die zwingend notwendigen Anpassungsmöglichkeiten zu benennen.\r\nWir hoffen sehr, dass diese Klarstellungen und aufgezeigten Spielräume für die Lösung der beschriebenen Probleme noch einen Beitrag im Rahmen der Entscheidungen für ein kapitalmarktfähiges Finanzierungsmodell leisten können.\r\nWie immer stehen wir Ihnen für weitere Gespräche gern zur Verfügung.\r\nMit freundlichen Grüßen"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Wir versichern Ihnen nachdrücklich, dass dies auch der Wunsch der FNB ist. Seit vielen Wochen werben wir bei unseren Shareholdern und Fremdka-pitalgebern für das nötige Kapital. Die Rückmeldungen sind insbesondere mit Blick auf die Risikobe-wertung sehr negativ und wir halten es für unsere Pflicht, Sie darauf hinzuweisen, dass ohne eine An-passung der im Entwurf vorliegenden Finanzierungsregelungen das Wasserstoff-Kernnetz nicht reali-siert werden kann.\r\nWir haben aus unserem gemeinsamen Gespräch mitgenommen, dass auch Ihrerseits Bedenken gegen-über den aktuellen Regelungen zur Finanzierung, aber auch bezüglich der zeitlichen Umsetzung des Wasserstoff-Kernnetzes bestehen. Mit diesem Schreiben möchten wir versuchen, Ihnen Kompromissli-nien aufzuzeigen.\r\nDazu möchten wir zunächst darauf hinweisen, dass wir das Finanzierungsmodell grundsätzlich für funktionsfähig halten, um privatwirtschaftliche Investitionen anzureizen und langfristig die vollstän-dige Finanzierung des Wasserstoff-Kernnetzes über Netzentgelte zu ermöglichen. Im regulierten Infra-strukturbereich gelten allerdings besondere Anforderungen an das Investitionsrisiko: Es muss mit Blick auf andere Investitionsklassen niedrig und mit anderen Infrastrukturinvestitionen (insbesondere in\r\nSeite 2 von 5\r\nStromnetze) vergleichbar sein. Gleichzeitig verstehen wir, dass auch die Risiken des Bundes angemes-sen und begrenzt sein müssen. Daher schlagen wir vor, durch eine stärkere Flexibilisierung der Kern-netzplanung, die eine zeitliche Streckung der Investitionen ermöglicht, die Risiken des Bundes zu senken und im Gegenzug eine Risikobegrenzung für die Kernnetzbetreiber für den unwahrscheinli-chen Fall des Scheiterns des Markthochlaufes zu ermöglichen.\r\nEine Flexibilisierung der Planung des Wasserstoff-Kernnetzes im Rahmen des NEP-Prozesses (integrier-ter Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff) würde es ermöglichen, auf politische Vorgaben wie etwa die Kraftwerksstrategie zu reagieren, ohne den Kernnetzprozess mit all den negativen Rückwir-kungen auf den Zeitplan für die Dekarbonisierung der Industrie und auf die zweite Stufe der Wasser-stoffinfrastruktur (Verteilernetz) zu stoppen. In Verbindung mit der Flexibilisierung der Planung kön-nen durch die zeitliche Streckung der Investitionen etwaige Leerstandskosten verringert werden.\r\nAus Sicht der FNB erscheint eine Risikobegrenzung für den Bund unter bestimmten Voraussetzungen möglich:\r\nFlexibilisierung des Planungsprozesses des Wasserstoff-Kernnetzes zur Ermöglichung einer zeitlichen Streckung\r\nDie Größe des Wasserstoff-Kernnetzes bleibt grundsätzlich erhalten. Die Verbindlichkeit der Gesamtin-vestitionen ins Wasserstoff-Kernnetz wird aber abgestuft. So sind die Kernnetzbetreiber anfänglich nur verpflichtet, die Projekte umzusetzen, die planerisch bis Ende 2027 in Betrieb zu nehmen sind. Die weitergehenden Investitionsverpflichtungen ergeben sich dann auf Basis von Änderungen der Kern-netzgenehmigung, über die die Bundesnetzagentur jeweils auf Basis der neueren Erkenntnisse (z.B. zur Kraftwerksstrategie) im Rahmen der integrierten Netzentwicklungsplanung Gas und Wasserstoff verfügt. Damit wird anfänglich nicht die gesamte Investitionssumme ausgelöst, sondern der Netzaus-bau könnte bedarfsbasiert für die späteren Jahre nachgesteuert werden. Damit wird die Kernnetzpla-nung für Projekte, die planerisch erst nach dem Jahr 2027 in Betrieb gehen, erst im weiteren Verlauf des Hochlaufs durch den NEP verpflichtend. Die Steuerungsfunktion obliegt der Bundesnetzagentur in Übereinstimmung mit den energie- und klimapolitischen Zielen der Bundesregierung. Dabei kann die Bundesnetzagentur durch eine Änderungsverfügung auch eine zeitliche Verschiebung von Kernnetz-projekten über das Jahr 2032 hinaus vornehmen. Damit wird eine zeitliche Streckung der Investitionen ermöglicht.\r\nDazu haben wir kurzfristig eine Simulation/Berechnung vorgenommen, wonach vereinfachend die ge-planten Investitionen mit dem Inbetriebnahme-Jahren 2028 und 2029 um 1 Jahr, mit dem Inbetrieb-nahme-Jahren 2030 und 2031 um 2 Jahre und mit dem Inbetriebnahme-Jahr 2032 um drei Jahre nach\r\nSeite 3 von 5\r\nhinten verschoben wurden. Das Wasserstoff-Kernnetz wäre damit erst 2035 vollständig aufgebaut. Durch die Streckung sinkt der Saldo des Amortisationskontos in 2039 und damit das Risko des Bundes von ca. 10,7 Mrd. € auf rund 4,1 Mrd. € (berücksichtigt bereits den Selbstbehalt der Netzbetreiber i.H.v. 16% in 2039). Für die Netzbetreiber bleibt in der Kalkulation das Restbuchwertrisiko identisch bzw. steigt sogar noch etwas von 12,4 Mrd. € auf 13,6 Mrd.€ zuzüglich Selbstbehalt auf ein Gesamtri-siko von rund 14,5 Mrd. € (mehr als 80% der ursprünglichen Investition in das Kernnetz). Daher muss das gesamte Restbuchwertrisiko ausgeglichen werden. Dies könnte über eine Sonderabschreibungs-möglichkeit auf das Amortisationskonto, ohne dass sich dies auf den Selbstbehalt niederschlägt, er-folgen. Wenn die BNetzA im Laufe des NEP-Prozesses zu der Erkenntnis kommt, dass der weitere Auf-bau der Infrastruktur vorläufig nicht fortzuführen ist (Szenario 2), dann sinkt der Haftungsumfang des Bundes selbst bei Übernahme der Restbuchwerte auf 6,4 Mrd. € (Saldo Amortisationskonto 5 Mrd. € abzüglich 0,8 Mrd. € Selbstbehalt plus 2,2 Mrd. € kalkulatorische Restbuchwerte). Zu berücksichtigen ist allerdings, dass in diesem Fall vorläufig kein verbundenes deutschlandweites Netz und kein einheit-liches Marktgebiet entsteht.\r\nKeine gemeinschaftliche Haftung im Insolvenzfall\r\nMit Blick auf die vorgesehenen Sonderabschreibungen im Insolvenzfall haften die übrigen Wasser-stoff-Kernnetzbetreiber, wenn ein anderer Wasserstoff-Kernnetzbetreiber insolvent gehen sollte. Diese Regelung sichert auf der einen Seite das Risiko von stranded assets für einen insolventen Was-serstoff-Kernnetzbetreiber ab. Auf der anderen Seite – und dies ist für die Kapitalmarktfähigkeit des Finanzierungsmodells für das Wasserstoff-Kernnetz von weitaus höherer Bedeutung – müssten die üb-rigen Wasserstoff-Kernnetzbetreiber im Falle der Sonderabschreibung im Insolvenzfall zu Lasten des Amortisationskontos den Selbstbehalt eines einzelnen Wasserstoff-Kernnetzbetreibers übernehmen. Der dieser Reglung zugrunde liegende Grundsatz der gemeinschaftlichen Haftung führt zu einem An-stieg des Selbstbehalts aller verbleibenden Wasserstoff-Kernnetzbetreiber. Dies stellt ein unkalkulier-bares Risiko für Investoren sowohl auf der Eigen- als auch auf der Fremdkapital-Seite dar.\r\nDa das Risiko einer eigenen Insolvenz bzw. von stranded assets im Finanzierungsmodell aus Kapital-marktsicht eher tragbar ist als eine gemeinschaftliche Haftung der übrigen Wasserstoff-Kernnetzbe-\r\n[MEUR][MEUR][MEUR][MEUR][MEUR]SzenarioHochlaufKapazitätCAPEX (exkl. Förderung)AMK 2039AMK 2055kalk. RW 2039kalk. RW 2055Base Caselinear 2025 - 2045147 GW20.825 10.771 - 12.380 3.932 Sz. 1: CAPEX Verschiebunglinear 2025 - 2045147 GW20.825 4.938 - 13.580 5.114 Sz. 2: vorläufiger Investitionsstopp ab 2028linear 2025 - 204529 GW4.929 5.028 2.581 2.191 610\r\nSeite 4 von 5\r\ntreiber für einen insolvent gehenden Wasserstoff-Kernnetzbetreiber, ist zumindest eine gemeinschaft-liche Haftung für den Selbstbehalt, der auf den insolventen Wasserstoff-Kernnetzbetreiber entfällt, auszuschließen.\r\nHöhe des Selbstbehalts\r\nAbschließend erlauben wir uns den nochmaligen Hinweis, dass die Höhe des Selbstbehaltes die Inves-titionen in das Wasserstoff-Kernnetz gegenüber anderen Infrastrukturinvestitionen ohne Selbstbehalt (z.B. im Bereich der Stromnetze) deutlich unattraktiver macht. Bei dem aktuellen Wettbewerb um Ka-pital ist es daher wenig überraschend, wenn sich die Kapitalgeber eher für einen risikoärmeren und zudem noch renditeträchtigeren Infrastrukturbereich entscheiden. Daher ist eine deutliche Absenkung zumindest eine zentrale Maßnahme zur Minderung des Investitionsrisikos und zur Steigerung der At-traktivität der Investitionen. Neben der Absenkung des Selbstbehaltes ist die Forderung des Bundesra-tes zur Herausnahme der Umstellleitungen aus der Selbstbehaltsregelung sehr wichtig, damit nicht der Verbleib von Leitungen im Erdgasnetz angereizt wird, die dringlicher für das Wasserstoff-Kernnetz be-nötigt werden\r\nWir haben die vorstehenden Kompromissvorschläge in der beiliegenden Formulierungshilfe umge-setzt.\r\n1. § 28q (bisher 28r) Absatz 7: Zur Ermöglichung einer zeitlichen Streckung des Wasserstoff-Kern-netzes gilt die Umsetzungsverpflichtung für Projekte nur soweit deren planerische Inbetrieb-nahme vor dem Ablauf des 31. Dezember 2027 erfolgen soll und mit deren Durchführung bis zum Ablauf des 31. Dezember 2025 begonnen worden ist.\r\n2. § 28q (bisher § 28r) Absatz 8: Änderungsmöglichkeit der Kernnetzgenehmigung unmittelbar durch den Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff zur Berücksichtigung neuer Erkennt-nisse des Wasserstoffhochlaufs (z.B. Kraftwerksstrategie).\r\n3. § 28r Absatz 3: Klarstellung, dass Zahlungen der kontoführenden Stelle keine Verbindlichkei-ten mit Rückstellungspflicht begründen, sondern nicht rückzahlbare Zuschüsse, und damit eine erfolgswirksame Vereinnahmung der Wasserstoff-Kernnetzbetreiber darstellen und für die kontoführende Stelle gemäß dem intertemporalen Kostenausgleich bilanzierbar sind.\r\n4. § 28s Absatz 3: Anpassung des Selbstbehalts auf 15% sowie Herausnahme von Umstellungslei-tungen entsprechend Beschluss des Bundesrats zur deutlichen Erhöhung der Kapitalmarktfä-higkeit und Vermeidung einer Schlechterstellung von Umstellungsleitungen gegenüber einem (Weiter-)Betrieb im Erdgasnetz.\r\nSeite 5 von 5\r\n5. § 28s Absatz 4: Anrechnung der Selbstbehaltszahlung bei Übertragung von Wasserstoff-Kern-netz-Infrastruktur im Rahmen einer späteren Selbstbehaltsabrechnung sowie Nichtanrech-nung der außerplanmäßigen Abschreibung auf den Selbstbehalt zur Vermeidung einer Konsor-tialhaftung.\r\n6. § 28s Absatz 5: Außerplanmäßige Abschreibung bei Kündigung des Amortisationskontos durch den Bund auch bei Nichtfortführung des Betriebs, um Totalverlust des Investments auszu-schließen.\r\nBezüglich der erlöswirksamen Vereinnahmung der Zahlungen aus dem Amortisationskonto an die Wasserstoff-Kernnetzbetreiber bei Vermeidung einer Passivierungspflicht suchen wir mit dem BMWK nach wie vor nach einer sachgerechten Lösung. Ohne eine solche Lösung ist das Finanzierungsmodell für die Wasserstoff-Kernnetzbetreiber nicht umsetzbar.\r\nWir stehen Ihnen für Rückfragen zu unseren Vorschlägen sehr gern zur Verfügung und hoffen, dass sich auf dieser Basis Wege finden lassen, damit die Investoren die Finanzierung frei geben und wir schnellstmöglich von der Planung des Kernnetzes in die Umsetzung kommen.\r\nMit freundlichen Grüßen"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-03-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007372","regulatoryProjectTitle":"Finanzierungsrahmen für das H2-Kernnetz und integrierte Netzplanung Gas/Wasserstoff im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/19/67/319031/Stellungnahme-Gutachten-SG2406260125.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":"Berlin, 18. März 2024\r\nBetreff: Kompromisslinien zur Risikoabsenkung für den Bund und die Wasserstoff-Kernnetzbetreiber\r\ndie Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) bedanken sich für die Möglichkeit in der vergangenen Woche, noch einmal über das Finanzierungsmodell für das Wasserstoff-Kernnetz zu sprechen. Wir haben wahrgenommen, dass unter den Koalitionsfraktionen das gemeinsame Ziel besteht, das Wasserstoff-Kernnetz von der Planung in die Realisierung zu bringen. Wir versichern Ihnen nachdrücklich, dass dies auch der Wunsch der FNB ist. Seit vielen Wochen werben wir bei unseren Shareholdern und Fremdka-pitalgebern für das nötige Kapital. Die Rückmeldungen sind insbesondere mit Blick auf die Risikobe-wertung sehr negativ und wir halten es für unsere Pflicht, Sie darauf hinzuweisen, dass ohne eine An-passung der im Entwurf vorliegenden Finanzierungsregelungen das Wasserstoff-Kernnetz nicht reali-siert werden kann.\r\nWir haben aus unserem gemeinsamen Gespräch mitgenommen, dass auch Ihrerseits Bedenken gegen-über den aktuellen Regelungen zur Finanzierung, aber auch bezüglich der zeitlichen Umsetzung des Wasserstoff-Kernnetzes bestehen. Mit diesem Schreiben möchten wir versuchen, Ihnen Kompromissli-nien aufzuzeigen.\r\nDazu möchten wir zunächst darauf hinweisen, dass wir das Finanzierungsmodell grundsätzlich für funktionsfähig halten, um privatwirtschaftliche Investitionen anzureizen und langfristig die vollstän-dige Finanzierung des Wasserstoff-Kernnetzes über Netzentgelte zu ermöglichen. Im regulierten Infra-strukturbereich gelten allerdings besondere Anforderungen an das Investitionsrisiko: Es muss mit Blick auf andere Investitionsklassen niedrig und mit anderen Infrastrukturinvestitionen (insbesondere in\r\nSeite 2 von 5\r\nStromnetze) vergleichbar sein. Gleichzeitig verstehen wir, dass auch die Risiken des Bundes angemes-sen und begrenzt sein müssen. Daher schlagen wir vor, durch eine stärkere Flexibilisierung der Kern-netzplanung, die eine zeitliche Streckung der Investitionen ermöglicht, die Risiken des Bundes zu senken und im Gegenzug eine Risikobegrenzung für die Kernnetzbetreiber für den unwahrscheinli-chen Fall des Scheiterns des Markthochlaufes zu ermöglichen.\r\nEine Flexibilisierung der Planung des Wasserstoff-Kernnetzes im Rahmen des NEP-Prozesses (integrier-ter Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff) würde es ermöglichen, auf politische Vorgaben wie etwa die Kraftwerksstrategie zu reagieren, ohne den Kernnetzprozess mit all den negativen Rückwir-kungen auf den Zeitplan für die Dekarbonisierung der Industrie und auf die zweite Stufe der Wasser-stoffinfrastruktur (Verteilernetz) zu stoppen. In Verbindung mit der Flexibilisierung der Planung kön-nen durch die zeitliche Streckung der Investitionen etwaige Leerstandskosten verringert werden.\r\nAus Sicht der FNB erscheint eine Risikobegrenzung für den Bund unter bestimmten Voraussetzungen möglich:\r\nFlexibilisierung des Planungsprozesses des Wasserstoff-Kernnetzes zur Ermöglichung einer zeitlichen Streckung\r\nDie Größe des Wasserstoff-Kernnetzes bleibt grundsätzlich erhalten. Die Verbindlichkeit der Gesamtin-vestitionen ins Wasserstoff-Kernnetz wird aber abgestuft. So sind die Kernnetzbetreiber anfänglich nur verpflichtet, die Projekte umzusetzen, die planerisch bis Ende 2027 in Betrieb zu nehmen sind. Die weitergehenden Investitionsverpflichtungen ergeben sich dann auf Basis von Änderungen der Kern-netzgenehmigung, über die die Bundesnetzagentur jeweils auf Basis der neueren Erkenntnisse (z.B. zur Kraftwerksstrategie) im Rahmen der integrierten Netzentwicklungsplanung Gas und Wasserstoff verfügt. Damit wird anfänglich nicht die gesamte Investitionssumme ausgelöst, sondern der Netzaus-bau könnte bedarfsbasiert für die späteren Jahre nachgesteuert werden. Damit wird die Kernnetzpla-nung für Projekte, die planerisch erst nach dem Jahr 2027 in Betrieb gehen, erst im weiteren Verlauf des Hochlaufs durch den NEP verpflichtend. Die Steuerungsfunktion obliegt der Bundesnetzagentur in Übereinstimmung mit den energie- und klimapolitischen Zielen der Bundesregierung. Dabei kann die Bundesnetzagentur durch eine Änderungsverfügung auch eine zeitliche Verschiebung von Kernnetz-projekten über das Jahr 2032 hinaus vornehmen. Damit wird eine zeitliche Streckung der Investitionen ermöglicht.\r\nDazu haben wir kurzfristig eine Simulation/Berechnung vorgenommen, wonach vereinfachend die ge-planten Investitionen mit dem Inbetriebnahme-Jahren 2028 und 2029 um 1 Jahr, mit dem Inbetrieb-nahme-Jahren 2030 und 2031 um 2 Jahre und mit dem Inbetriebnahme-Jahr 2032 um drei Jahre nach\r\nSeite 3 von 5\r\nhinten verschoben wurden. Das Wasserstoff-Kernnetz wäre damit erst 2035 vollständig aufgebaut. Durch die Streckung sinkt der Saldo des Amortisationskontos in 2039 und damit das Risko des Bundes von ca. 10,7 Mrd. € auf rund 4,1 Mrd. € (berücksichtigt bereits den Selbstbehalt der Netzbetreiber i.H.v. 16% in 2039). Für die Netzbetreiber bleibt in der Kalkulation das Restbuchwertrisiko identisch bzw. steigt sogar noch etwas von 12,4 Mrd. € auf 13,6 Mrd.€ zuzüglich Selbstbehalt auf ein Gesamtri-siko von rund 14,5 Mrd. € (mehr als 80% der ursprünglichen Investition in das Kernnetz). Daher muss das gesamte Restbuchwertrisiko ausgeglichen werden. Dies könnte über eine Sonderabschreibungs-möglichkeit auf das Amortisationskonto, ohne dass sich dies auf den Selbstbehalt niederschlägt, er-folgen. Wenn die BNetzA im Laufe des NEP-Prozesses zu der Erkenntnis kommt, dass der weitere Auf-bau der Infrastruktur vorläufig nicht fortzuführen ist (Szenario 2), dann sinkt der Haftungsumfang des Bundes selbst bei Übernahme der Restbuchwerte auf 6,4 Mrd. € (Saldo Amortisationskonto 5 Mrd. € abzüglich 0,8 Mrd. € Selbstbehalt plus 2,2 Mrd. € kalkulatorische Restbuchwerte). Zu berücksichtigen ist allerdings, dass in diesem Fall vorläufig kein verbundenes deutschlandweites Netz und kein einheit-liches Marktgebiet entsteht.\r\nKeine gemeinschaftliche Haftung im Insolvenzfall\r\nMit Blick auf die vorgesehenen Sonderabschreibungen im Insolvenzfall haften die übrigen Wasser-stoff-Kernnetzbetreiber, wenn ein anderer Wasserstoff-Kernnetzbetreiber insolvent gehen sollte. Diese Regelung sichert auf der einen Seite das Risiko von stranded assets für einen insolventen Was-serstoff-Kernnetzbetreiber ab. Auf der anderen Seite – und dies ist für die Kapitalmarktfähigkeit des Finanzierungsmodells für das Wasserstoff-Kernnetz von weitaus höherer Bedeutung – müssten die üb-rigen Wasserstoff-Kernnetzbetreiber im Falle der Sonderabschreibung im Insolvenzfall zu Lasten des Amortisationskontos den Selbstbehalt eines einzelnen Wasserstoff-Kernnetzbetreibers übernehmen. Der dieser Reglung zugrunde liegende Grundsatz der gemeinschaftlichen Haftung führt zu einem An-stieg des Selbstbehalts aller verbleibenden Wasserstoff-Kernnetzbetreiber. Dies stellt ein unkalkulier-bares Risiko für Investoren sowohl auf der Eigen- als auch auf der Fremdkapital-Seite dar.\r\nDa das Risiko einer eigenen Insolvenz bzw. von stranded assets im Finanzierungsmodell aus Kapital-marktsicht eher tragbar ist als eine gemeinschaftliche Haftung der übrigen Wasserstoff-Kernnetzbe-\r\n[MEUR][MEUR][MEUR][MEUR][MEUR]SzenarioHochlaufKapazitätCAPEX (exkl. Förderung)AMK 2039AMK 2055kalk. RW 2039kalk. RW 2055Base Caselinear 2025 - 2045147 GW20.825 10.771 - 12.380 3.932 Sz. 1: CAPEX Verschiebunglinear 2025 - 2045147 GW20.825 4.938 - 13.580 5.114 Sz. 2: vorläufiger Investitionsstopp ab 2028linear 2025 - 204529 GW4.929 5.028 2.581 2.191 610\r\nSeite 4 von 5\r\ntreiber für einen insolvent gehenden Wasserstoff-Kernnetzbetreiber, ist zumindest eine gemeinschaft-liche Haftung für den Selbstbehalt, der auf den insolventen Wasserstoff-Kernnetzbetreiber entfällt, auszuschließen.\r\nHöhe des Selbstbehalts\r\nAbschließend erlauben wir uns den nochmaligen Hinweis, dass die Höhe des Selbstbehaltes die Inves-titionen in das Wasserstoff-Kernnetz gegenüber anderen Infrastrukturinvestitionen ohne Selbstbehalt (z.B. im Bereich der Stromnetze) deutlich unattraktiver macht. Bei dem aktuellen Wettbewerb um Ka-pital ist es daher wenig überraschend, wenn sich die Kapitalgeber eher für einen risikoärmeren und zudem noch renditeträchtigeren Infrastrukturbereich entscheiden. Daher ist eine deutliche Absenkung zumindest eine zentrale Maßnahme zur Minderung des Investitionsrisikos und zur Steigerung der At-traktivität der Investitionen. Neben der Absenkung des Selbstbehaltes ist die Forderung des Bundesra-tes zur Herausnahme der Umstellleitungen aus der Selbstbehaltsregelung sehr wichtig, damit nicht der Verbleib von Leitungen im Erdgasnetz angereizt wird, die dringlicher für das Wasserstoff-Kernnetz be-nötigt werden\r\nWir haben die vorstehenden Kompromissvorschläge in der beiliegenden Formulierungshilfe umge-setzt.\r\n1. § 28q (bisher 28r) Absatz 7: Zur Ermöglichung einer zeitlichen Streckung des Wasserstoff-Kern-netzes gilt die Umsetzungsverpflichtung für Projekte nur soweit deren planerische Inbetrieb-nahme vor dem Ablauf des 31. Dezember 2027 erfolgen soll und mit deren Durchführung bis zum Ablauf des 31. Dezember 2025 begonnen worden ist.\r\n2. § 28q (bisher § 28r) Absatz 8: Änderungsmöglichkeit der Kernnetzgenehmigung unmittelbar durch den Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff zur Berücksichtigung neuer Erkennt-nisse des Wasserstoffhochlaufs (z.B. Kraftwerksstrategie).\r\n3. § 28r Absatz 3: Klarstellung, dass Zahlungen der kontoführenden Stelle keine Verbindlichkei-ten mit Rückstellungspflicht begründen, sondern nicht rückzahlbare Zuschüsse, und damit eine erfolgswirksame Vereinnahmung der Wasserstoff-Kernnetzbetreiber darstellen und für die kontoführende Stelle gemäß dem intertemporalen Kostenausgleich bilanzierbar sind.\r\n4. § 28s Absatz 3: Anpassung des Selbstbehalts auf 15% sowie Herausnahme von Umstellungslei-tungen entsprechend Beschluss des Bundesrats zur deutlichen Erhöhung der Kapitalmarktfä-higkeit und Vermeidung einer Schlechterstellung von Umstellungsleitungen gegenüber einem (Weiter-)Betrieb im Erdgasnetz.\r\nSeite 5 von 5\r\n5. § 28s Absatz 4: Anrechnung der Selbstbehaltszahlung bei Übertragung von Wasserstoff-Kern-netz-Infrastruktur im Rahmen einer späteren Selbstbehaltsabrechnung sowie Nichtanrech-nung der außerplanmäßigen Abschreibung auf den Selbstbehalt zur Vermeidung einer Konsor-tialhaftung.\r\n6. § 28s Absatz 5: Außerplanmäßige Abschreibung bei Kündigung des Amortisationskontos durch den Bund auch bei Nichtfortführung des Betriebs, um Totalverlust des Investments auszu-schließen.\r\nBezüglich der erlöswirksamen Vereinnahmung der Zahlungen aus dem Amortisationskonto an die Wasserstoff-Kernnetzbetreiber bei Vermeidung einer Passivierungspflicht suchen wir mit dem BMWK nach wie vor nach einer sachgerechten Lösung. Ohne eine solche Lösung ist das Finanzierungsmodell für die Wasserstoff-Kernnetzbetreiber nicht umsetzbar.\r\nWir stehen Ihnen für Rückfragen zu unseren Vorschlägen sehr gern zur Verfügung und hoffen, dass sich auf dieser Basis Wege finden lassen, damit die Investoren die Finanzierung frei geben und wir schnellstmöglich von der Planung des Kernnetzes in die Umsetzung kommen.\r\nMit freundlichen Grüßen"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-03-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007372","regulatoryProjectTitle":"Finanzierungsrahmen für das H2-Kernnetz und integrierte Netzplanung Gas/Wasserstoff im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c9/c2/319033/Stellungnahme-Gutachten-SG2406260126.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":"Konkretisierung des Zahlenwerkes zur zeitlichen Streckung der Investitionen für das Kernnetz\r\nGrundidee:\r\n▪\r\nDurch die Ermöglichung der zeitlichen Streckung der Investitionen in das Wasserstoff-Kernnetz über 2032 hinaus kann eine Reduzierung des Risikos des Bundes erreicht werden.\r\n▪\r\nDamit bietet sich dem Bund Spielraum, das Restbuchwertrisiko der Kernnetzbetreiber (WKNB) im Falle des Scheiterns des Markthochlaufes zu tragen (Sonderabschreibung auf das Amortisationskonto ohne Auswirkungen auf den Selbstbehalt).\r\nDie FNB haben die Auswirkungen einer Streckung der Investitionen in das Wasserstoff-Kernnetz in ihrer groben Analyse in folgenden Szenarien betrachtet:\r\no\r\nSzenario 1: CAPEX-Verschiebung\r\no\r\nSzenario 2: vorläufiger Investitionsstopp ab 2028\r\nZu Szenario 1:\r\n▪\r\nDie zeitliche Streckung nach 2028 bis 2035 bezieht sich nur auf die Investitionen. Der Hochlauf der Kapazitätsvermarktung wurde nicht angepasst. Eine projektbezogene zeitliche Verschiebung ist ohne Neu-Modellierung des Kernnetzes nicht möglich. Wollte man auf einer Neumodellierung aufsetzen, würde dies den Startschuss für die Investitionen in das Wasserstoff-Kernnetz mindestens 9 Monate verzögern (Neues Szenario, neue Lastfälle, neue Modellierung, neue Abfrage von Leitungsinfrastrukturen Dritter, erneute Konsultation etc.) Der aktuelle NEP müsste ausgesetzt werden.\r\n▪\r\nDie Größe des Wasserstoff-Kernnetzes bleibt grundsätzlich erhalten. Die Verbindlichkeit der Gesamtinvestitionen ins Wasserstoff-Kernnetz wird aber abgestuft. So sind die Wasserstoff-Kernnetzbetreiber anfänglich nur verpflichtet, die Projekte umzusetzen, die planerisch bis Ende 2027 in Betrieb zu nehmen sind. Die weitergehenden Investitionsverpflichtungen ergeben sich dann auf Basis von Änderungen der Kernnetzgenehmigung, über die die Bundesnetzagentur jeweils auf Basis der neueren Erkenntnisse (z.B. zur Kraftwerksstrategie) im Rahmen der integrierten Netzentwicklungsplanung Gas und Wasserstoff verfügt. Damit wird anfänglich nicht die gesamte Investitionssumme ausgelöst, sondern der Netzausbau könnte bedarfsbasiert für die späteren Jahre nachgesteuert werden. Damit wird die Kernnetzplanung für Projekte, die planerisch erst nach dem Jahr 2027 in Betrieb gehen, erst im weiteren Verlauf des Hochlaufs durch den NEP verpflichtend. Die Steuerungsfunktion obliegt der Bundesnetzagentur in Übereinstimmung mit den energie- und klimapolitischen Zielen der Bundesregierung. Dabei kann die Bundesnetzagentur durch eine Änderungsverfügung auch eine zeitliche Verschiebung von Kernnetzprojekten über das Jahr 2032 hinaus vornehmen. Damit wird eine zeitliche Streckung der Investitionen ermöglicht.\r\n▪\r\nKurzfristige Simulation/Berechnung: vereinfachend wurden die geplanten Investitionen mit den Inbetriebnahme-Jahren 2028 und 2029 um 1 Jahr, mit den Inbetriebnahme-Jahren 2030 und 2031 um 2 Jahre und mit dem Inbetriebnahme-Jahr 2032 um drei Jahre nach hinten verschoben. Das Wasserstoff-Kernnetz wäre damit erst 2035 vollständig aufgebaut. Durch die Streckung sinkt der Saldo des Amortisationskonto in 2039 und damit das Risko des Bundes von ca. 10,7 Mrd. € auf rund 4,1 Mrd. € (berücksichtigt\r\nbereits den Selbstbehalt der WKNB i.H.v. 16% in 2039). Für die WKNB bleibt in der\r\nKalkulation das Restbuchwertrisiko identisch bzw. steigt sogar noch etwas von 12,4 Mrd.\r\n€ auf 13,6 Mrd. € zuzüglich Selbstbehalt auf ein Gesamtrisiko von rund 14,5 Mrd. € (mehr\r\nals 80% der ursprünglichen Investition in das Kernnetz). Daher muss dieses\r\nRestbuchwertrisiko ausglichen werden.\r\n▪ Dies könnte über eine Sonderabschreibungsmöglichkeit auf das Amortisationskonto,\r\nohne dass sich dies auf den Selbstbehalt niederschlägt, erfolgen. Wenn die BNetzA im\r\nLaufe des NEP-Prozesses in Übereinstimmung mit den energie- und klimapolitischen\r\nZielen der Bundesregierung zu der Erkenntnis kommt, dass der weitere Aufbau der\r\nInfrastruktur vorläufig nicht fortzuführen ist (Szenario 2), dann sinkt der Haftungsumfang\r\ndes Bundes selbst bei Übernahme der Restbuchwerte auf 6,4 Mrd. € (Saldo\r\nAmortisationskonto 5 Mrd. € abzüglich 0,8 Mrd. € Selbstbehalt plus 2,2 Mrd. €\r\nkalkulatorische Restbuchwerte). Zu berücksichtigen ist allerdings, dass in diesem Fall\r\nvorläufig kein verbundenes deutschlandweites Netz und kein einheitliches Marktgebiet\r\nentsteht.\r\n▪ Zu Szenario 2:\r\n▪ Ab 2028 erfolgen vorläufig keine weiteren Investitionen. Die bis dahin fertiggestellten\r\nInfrastrukturen gehen in Betrieb.\r\n▪ Die vermarktbare Kapazität sinkt um 80%.\r\nÜberblick über die beiden Szenarien:\r\n[MEUR] [MEUR] [MEUR] [MEUR] [MEUR]\r\nSzenario Hochlauf Kapazität CAPEX (exkl. Förderung) AMK 2039 AMK 2055 kalk. RW 2039 kalk. RW 2055\r\nBase Case linear 2025 - 2045 147 GW 20.825 10.771 - 12.380 3.932\r\nSz. 1: CAPEX Verschiebung linear 2025 - 2045 147 GW 20.825 4.938 - 13.580 5.114\r\nSz. 2: vorläufiger\r\nInvestitionsstopp ab 2028 linear 2025 - 2045 29 GW 4.929 5.028 2.581 2.191 610\r\nIm Ergebnis kommen die FNB zu der Einschätzung, dass mit der Ermöglichung der zeitlichen Streckung der Investitionen in das Wasserstoff-Kernnetz über 2032 hinaus eine Reduzierung des Risikos des Bundes erreicht werden könnte. Damit würde sich dem Bund über den Netzentwicklungsplanungsprozess Spielraum bieten, das Restbuchwertrisiko der Wasserstoff-Kernnetzbetreiber im Falle des Scheiterns des Markthochlaufes zu tragen und damit die Absicherungslücke im Fall der Einstellung des Betriebs des Wasserstoff-Kernnetzes im Anschluss an eine Kündigung des Amortisationskontos durch den Bund zu schließen.\r\nDas Schließen der Absicherungslücke für die Restbuchwerte ist – wie die Wasserstoff-Kernnetzbetreiber in allen Gesprächen immer wieder dezidiert dargelegt haben und vom Kapitalmarkt bestätigt wurde – eine der Grundvoraussetzungen, um eine Kapitalmarktfähigkeit des Finanzierungsmodells für das Wasserstoff-Kernnetz sicherzustellen und den Wasserstoff-Kernnetzbetreibern die notwendigen finalen Investitionsentscheidungen bzw. die Abgabe des Antrags zum Wasserstoff-Kernnetz zu ermöglichen.\r\nDabei geht es nicht darum, dass den Netzbetreibern zum Kündigungszeitpunkt der Weiterbetrieb des Netzes „nicht ausreichend rentabel“ erscheint, sondern darum, einen Kapitalverzehr bei den Investoren zu vermeiden. Der Staat hat festgestellt, dass der Hochlauf gescheitert ist. Zu diesem Zeitpunkt haben die Netzbetreiber ca. 20 Mrd. € investiert aber nur wenige Jahresscheiben zurückverdient. Die Infrastrukturen stehen in einem erheblichen Umfang von rd. 12,5 Mrd. € mit den kalkulatorischen Restwerten in den Büchern der Wasserstoff-Kernnetzbetreiber.\r\nDurch die Feststellung des Scheiterns des Markthochlaufes durch den Bund, kann das Netz aufgrund mangelnder Nachfrage für Transportkapazitäten nicht sinnvollerweise weiterbetrieben werden und der Betrieb ist zwangsläufig einzustellen. In diesem Fall sieht der EnWG-Entwurf keine Regelung zur Absicherung der WKNB durch den Bund vor, sodass die gesamten Restbuchwerte in der Handelsbilanz der WKNB abgeschrieben werden müssen und insoweit ein Totalverlust vorliegt. Es käme mit der Abschreibung von 12,5 Mrd. € zuzüglich des Selbstbehalts auf den\r\nAmortisationskontosaldo zu einem Kapitalverlust bei den WKNB von insgesamt 15 bis 17 Mrd. € – potenziell mehr als 80% der ursprünglichen Investitionen in das Wasserstoff-Kernnetz. Dieses Risiko ist für die WKNB nicht tragbar."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-03-21"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007372","regulatoryProjectTitle":"Finanzierungsrahmen für das H2-Kernnetz und integrierte Netzplanung Gas/Wasserstoff im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/96/e1/319035/Stellungnahme-Gutachten-SG2406260128.pdf","pdfPageCount":26,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Kabinettvorlage\r\nBeschlüsse des Ausschusses für Klima und Energie\r\nGesetzentwurf der Bundesre- gierung\r\nGesetzentwurf der Bundesre- gierung\r\nEntwurf eines Dritten Gesetzes zur Änderung des Energiewirt- schaftsgesetzes\r\nEntwurf eines Zweiten Gesetzes zur Änderung des Energiewirt- schaftsgesetzes\r\nVom ...\r\nVom ...\r\nDer Bundestag hat das folgende Ge- setz beschlossen:\r\nDer Bundestag hat das folgende Ge- setz beschlossen:\r\nArtikel 1\r\nArtikel 1\r\nÄnderung des Energiewirt- schaftsgesetzes\r\nÄnderung des Energiewirt- schaftsgesetzes\r\nDas Energiewirtschaftsgesetz vom 7. Juli 2005 (BGBl. I S. 1970, 3621), das zu-\r\nletzt durch … (BGBl. 2023 I Nr. …) geän- dert worden ist, wird wie folgt geändert:\r\nDas Energiewirtschaftsgesetz vom 7. Juli 2005 (BGBl. I S. 1970, 3621), das zu-\r\nletzt durch Artikel 1 des Gesetzes vom 5. Februar 2024 (BGBl. 2024 I Nr. 32) geän- dert worden ist, wird wie folgt geändert:\r\n1. Die Inhaltsübersicht wird wie folgt geän- dert:\r\n1. Die Inhaltsübersicht wird wie folgt geän- dert:\r\na) Die Angaben zu den §§ 15a und 15b werden durch die folgenden Angaben ersetzt:\r\na) Die Angaben zu den §§ 15a und 15b werden durch die folgenden Angaben ersetzt:\r\n„§ 15a Netzentwicklungsplan Gas und Was- serstoff; Koordinierungsstelle; Verord- nungsermächtigung; Festlegungs- kompetenz\r\n„§ 15a Netzentwicklungsplan Gas und Was- serstoff; Koordinierungsstelle; Verord- nungsermächtigung; Festlegungs- kompetenz\r\n§ 15b Szenariorahmen des Netzentwick- lungsplans Gas und Wasserstoff; Festlegungskompetenz\r\n§ 15b Szenariorahmen des Netzentwick- lungsplans Gas und Wasserstoff; Festlegungskompetenz\r\n§ 15c Erstellung des Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff\r\n§ 15c Erstellung des Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff\r\n§ 15d Prüfung und Bestätigung des Netzent- wicklungsplans Gas und Wasserstoff durch die Regulierungsbehörde\r\n§ 15d Prüfung und Bestätigung des Netzent- wicklungsplans Gas und Wasserstoff durch die Regulierungsbehörde\r\n§ 15e Umsetzungsbericht\r\n§ 15e Umsetzungsbericht\r\n§ 15f Herausgabe von Daten“.\r\n§ 15f Herausgabe von Daten“.\r\n- 2 -\r\nKabinettvorlage\r\nBeschlüsse des Ausschusses für Klima und Energie\r\nb) Der Angabe zu § 28n wird das Wort\r\n„; Festlegungskompetenz“ ange- fügt.\r\nb) Der Angabe zu § 28n wird das Wort\r\n„; Festlegungskompetenz“ ange- fügt.\r\nc) Die Angabe zu § 28q wird wie folgt gefasst:\r\nc) Die Angabe zu § 28q wird gestri- chen.\r\n„§ 28q Wasserstoff-Kernnetz“.\r\nd) Die Angabe zu § 28r wird wie folgt gefasst:\r\nd) Die Angabe zu § 28r wird durch fol- gende Angabe zu den §§ 28q bis 28s ersetzt:\r\n„§ 28q Wasserstoff-Kernnetz\r\n„§ 28q Wasserstoff-Kernnetz\r\n(1) Gegenstand dieser Regelung ist die zeitnahe Schaffung eines Wasserstoff-Kernnetzes in der Bundesrepublik Deutschland, um den zügigen Hochlauf des Wasserstoffmarktes zu ermöglichen. Ziel ist der Aufbau eines deutschlandweiten, effizienten, schnell realisierbaren und ausbaufähigen Wasserstoff-Kernnetzes, das alle wirksamen Maßnahmen enthält, um die zukünftigen wesentlichen Wasserstoffproduktionsstätten und die potenziellen Importpunkte mit den zukünftigen wesentlichen Wasserstoffverbrauchspunkten und Wasserstoffspeichern zu verbinden. Das Wasserstoff-Kernnetz ist auf Grundlage eines einzigen deutschlandweiten Berechnungsmodells herzuleiten und soll vorwiegend der Ermöglichung eines überregionalen Transports von Wasserstoff dienen.\r\n(1) Gegenstand dieser Regelung ist die zeitnahe Schaffung eines Wasserstoff-Kernnetzes in der Bundesrepublik Deutschland, um den zügigen Hochlauf des Wasserstoffmarktes zu ermöglichen. Ziel ist der Aufbau eines deutschlandweiten, effizienten, schnell realisierbaren und ausbaufähigen Wasserstoff-Kernnetzes, das alle wirksamen Maßnahmen enthält, um die zukünftigen wesentlichen Wasserstoffproduktionsstätten und die potenziellen Importpunkte mit den zukünftigen wesentlichen Wasserstoffverbrauchspunkten und Wasserstoffspeichern zu verbinden. Das Wasserstoff-Kernnetz ist auf Grundlage eines einzigen deutschlandweiten Berechnungsmodells herzuleiten und soll vorwiegend der Ermöglichung eines überregionalen Transports von Wasserstoff dienen.\r\n(2) Die Betreiber von Fernleitungsnetzen haben der Bundesnetzagentur drei Kalenderwochen nach dem 29. Dezember 2023 einen gemeinsamen Antrag auf ein den Anforderungen nach Absatz 1 entsprechendes Wasserstoff-Kernnetz zur Genehmigung vorzulegen. Die Bundesnetzagentur kann die Antragsfrist nach Satz 1 um höchstens vier Kalendermonate verlängern. Die Antragsteller haben mit dem Antrag anzugeben, zu welchem Zeitpunkt die im beantragten Wasserstoff-Kernnetz enthaltenen\r\n(2) Die Betreiber von Fernleitungsnetzen haben der Bundesnetzagentur drei Kalenderwochen nach dem 29. Dezember 2023 einen gemeinsamen Antrag auf ein den Anforderungen nach Absatz 1 entsprechendes Wasserstoff-Kernnetz zur Genehmigung vorzulegen. Die Bundesnetzagentur kann die Antragsfrist nach Satz 1 um höchstens vier Kalendermonate verlängern. Die Antragsteller haben mit dem Antrag anzugeben, zu welchem Zeitpunkt die im beantragten Wasserstoff-Kernnetz enthaltenen\r\n- 3 -\r\nWasserstoffnetzinfrastrukturen in Betrieb genommen werden sollen, welche Investitions- und Betriebskosten die jeweilige Wasserstoffnetzinfrastruktur voraussichtlich verursacht und inwiefern es sich hierbei jeweils im Vergleich zu möglichen Alternativen um die langfristig kosten- und zeiteffizienteste Lösung handelt. Die Möglichkeit der Umstellung von vorhandenen Leitungsinfrastrukturen ist dabei vorrangig zu prüfen und darzulegen; hierfür kann der Antrag zum Wasserstoff-Kernnetz zusätzliche Ausbaumaßnahmen des bestehenden Erdgasnetzes in einem geringfügigen Umfang beinhalten. Die zu beantragenden Projekte nach Absatz 4 Satz 1 sind, wo dies möglich und wirtschaftlich sinnvoll ist und sofern es dem Ziel nach Absatz 1 Satz 2 dient, auf Basis vorhandener Leitungsinfrastrukturen zu realisieren. Im Falle der Umstellung einer Erdgasinfrastruktur im Fernleitungsnetz auf Wasserstoffnutzung müssen die Betreiber von Fernleitungsnetzen nachweisen, dass die Erdgasinfrastruktur aus dem Fernleitungsnetz herausgelöst werden kann und das verbleibende Fernleitungsnetz die zum Zeitpunkt der Umstellung voraussichtlich verbleibenden Erdgasbedarfe erfüllen kann. Die Betreiber von Fernleitungsnetzen haben etwaige Abweichungen zu den Kapazitätsbedarfen, die dem Szenariorahmen des Netzentwicklungsplans Gas 2022-2032 nach § 15a zugrunde lagen, unverzüglich in den Prozess des Netzentwicklungsplans Gas 2022-2032 einzubringen. Die Betreiber von Fernleitungsnetzen sind verpflichtet, der Bundesnetzagentur in ihrem Antrag alle für die Genehmigung erforderlichen Informationen und Daten zur Verfügung zu stellen. Die Bundesnetzagentur kann die Vorlage weiterer Angaben oder Unterlagen verlangen, soweit dies hierfür erforderlich ist, und kann Vorgaben zur Art der Bereitstellung der Antragsunterlagen nach Satz 1 treffen.\r\nWasserstoffnetzinfrastrukturen in Betrieb genommen werden sollen, welche Investitions- und Betriebskosten die jeweilige Wasserstoffnetzinfrastruktur voraussichtlich verursacht und inwiefern es sich hierbei jeweils im Vergleich zu möglichen Alternativen um die langfristig kosten- und zeiteffizienteste Lösung handelt. Die Möglichkeit der Umstellung von vorhandenen Leitungsinfrastrukturen ist dabei vorrangig zu prüfen und darzulegen; hierfür kann der Antrag zum Wasserstoff-Kernnetz zusätzliche Ausbaumaßnahmen des bestehenden Erdgasnetzes in einem geringfügigen Umfang beinhalten. Die zu beantragenden Projekte nach Absatz 4 Satz 1 sind, wo dies möglich und wirtschaftlich sinnvoll ist und sofern es dem Ziel nach Absatz 1 Satz 2 dient, auf Basis vorhandener Leitungsinfrastrukturen zu realisieren. Im Falle der Umstellung einer Erdgasinfrastruktur im Fernleitungsnetz auf Wasserstoffnutzung müssen die Betreiber von Fernleitungsnetzen nachweisen, dass die Erdgasinfrastruktur aus dem Fernleitungsnetz herausgelöst werden kann und das verbleibende Fernleitungsnetz die zum Zeitpunkt der Umstellung voraussichtlich verbleibenden Erdgasbedarfe erfüllen kann. Die Betreiber von Fernleitungsnetzen haben etwaige Abweichungen zu den Kapazitätsbedarfen, die dem Szenariorahmen des Netzentwicklungsplans Gas 2022-2032 nach § 15a zugrunde lagen, unverzüglich in den Prozess des Netzentwicklungsplans Gas 2022-2032 einzubringen. Die Betreiber von Fernleitungsnetzen sind verpflichtet, der Bundesnetzagentur in ihrem Antrag alle für die Genehmigung erforderlichen Informationen und Daten zur Verfügung zu stellen. Die Bundesnetzagentur kann die Vorlage weiterer Angaben oder Unterlagen verlangen, soweit dies hierfür erforderlich ist, und kann Vorgaben zur Art der Bereitstellung der Antragsunterlagen nach Satz 1 treffen.\r\n(3) Sofern die Betreiber von Fernleitungsnetzen innerhalb der Frist nach Absatz 2 Satz 1 keinen gemeinsamen Antrag vorlegen, ist die Bundesnetzagentur verpflichtet,\r\n(3) Sofern die Betreiber von Fernleitungsnetzen innerhalb der Frist nach Absatz 2 Satz 1 keinen gemeinsamen Antrag vorlegen, ist die Bundesnetzagentur verpflichtet,\r\n- 4 -\r\ninnerhalb von vier Monaten nach Ablauf dieser Frist ein Wasserstoff-Kernnetz im Sinne des Absatzes 1 zu bestimmen und zu veröffentlichen, wobei die materiellen Voraussetzungen nach Absatz 2 Satz 4 und 5 und Absatz 4 Satz 1 zu beachten sind. Die Betreiber von Fernleitungsnetzen, die Betreiber von Gasverteilernetzen, die Betreiber von Wasserstoffnetzen, die Betreiber von sonstigen Rohrleitungsinfrastrukturen, die für einen Transport von Wasserstoff umgestellt werden können, sowie Unternehmen, die Wasserstoffprojekte bei Betreibern von Fernleitungsnetzen angemeldet haben, sind verpflichtet, der Bundesnetzagentur alle für die Bestimmung nach Satz 1 erforderlichen Informationen und Daten unverzüglich nach Aufforderung durch die Bundesnetzagentur zur Verfügung zu stellen. Absatz 6 Satz 3 bis 5 ist hinsichtlich der öffentlichen Beteiligung entsprechend anzuwenden, wobei Absatz 6 Satz 4 mit der Maßgabe anzuwenden ist, dass neben Dritten auch Fernleitungsnetzbetreiber angehört und aufgefordert werden. Im Rahmen der Bestimmung des Wasserstoff-Kernnetzes nach Satz 1 bestimmt die Bundesnetzagentur für jedes Projekt zur Schaffung einer Wasserstoffnetzinfrastruktur im Rahmen des Wasserstoff-Kernnetzes nach Absatz 1 ein geeignetes oder mehrere geeignete Unternehmen, das oder die für die Durchführung des jeweiligen Projektes verantwortlich ist oder sind. Zur Durchführung eines Projektes verpflichtet werden können nur solche Unternehmen, die im Rahmen der Anhörung nach Satz 3 erklärt haben, dass sie mit der Aufnahme ihrer Infrastruktureinrichtungen in das Wasserstoff-Kernnetz einverstanden sind. Absatz 7 Satz 3, 4 und 6 ist entsprechend anzuwenden. Absatz 8 Satz 3 bis 6 ist mit der Maßgabe entsprechend anzuwenden, dass an die Stelle der Genehmigung die Bestimmung eines Wasserstoff-Kernnetzes tritt.\r\ninnerhalb von vier Monaten nach Ablauf dieser Frist ein Wasserstoff-Kernnetz im Sinne des Absatzes 1 zu bestimmen und zu veröffentlichen, wobei die materiellen Voraussetzungen nach Absatz 2 Satz 4 und 5 und Absatz 4 Satz 1 zu beachten sind. Die Betreiber von Fernleitungsnetzen, die Betreiber von Gasverteilernetzen, die Betreiber von Wasserstoffnetzen, die Betreiber von sonstigen Rohrleitungsinfrastrukturen, die für einen Transport von Wasserstoff umgestellt werden können, sowie Unternehmen, die Wasserstoffprojekte bei Betreibern von Fernleitungsnetzen angemeldet haben, sind verpflichtet, der Bundesnetzagentur alle für die Bestimmung nach Satz 1 erforderlichen Informationen und Daten unverzüglich nach Aufforderung durch die Bundesnetzagentur zur Verfügung zu stellen. Absatz 6 Satz 3 bis 5 ist hinsichtlich der öffentlichen Beteiligung entsprechend anzuwenden, wobei Absatz 6 Satz 4 mit der Maßgabe anzuwenden ist, dass neben Dritten auch Fernleitungsnetzbetreiber angehört und aufgefordert werden. Im Rahmen der Bestimmung des Wasserstoff-Kernnetzes nach Satz 1 bestimmt die Bundesnetzagentur für jedes Projekt zur Schaffung einer Wasserstoffnetzinfrastruktur im Rahmen des Wasserstoff-Kernnetzes nach Absatz 1 ein geeignetes oder mehrere geeignete Unternehmen, das oder die für die Durchführung des jeweiligen Projektes verantwortlich ist oder sind. Zur Durchführung eines Projektes verpflichtet werden können nur solche Unternehmen, die im Rahmen der Anhörung nach Satz 3 erklärt haben, dass sie mit der Aufnahme ihrer Infrastruktureinrichtungen in das Wasserstoff-Kernnetz einverstanden sind. Absatz 7 Satz 3, 4 und 6 ist entsprechend anzuwenden. Absatz 8 Satz 3 bis 6 ist mit der Maßgabe entsprechend anzuwenden, dass an die Stelle der Genehmigung die Bestimmung eines Wasserstoff-Kernnetzes tritt.\r\n(4) Um genehmigungsfähiger Teil des Wasserstoff-Kernnetzes nach Absatz 1 zu sein, muss eine Wasserstoffnetzinfrastruktur folgende Voraussetzungen erfüllen:\r\n1.\r\n(4) Um genehmigungsfähiger Teil des Wasserstoff-Kernnetzes nach Absatz 1 zu sein, muss eine Wasserstoffnetzinfrastruktur folgende Voraussetzungen erfüllen:\r\n1.\r\n- 5 -\r\nsie muss dem Ziel nach Absatz 1 Satz 2 dienen,\r\n2.\r\nsie muss innerhalb der Bundesrepublik Deutschland liegen,\r\n3.\r\nihre planerische Inbetriebnahme muss bis zum Ablauf des 31. Dezember 2032 vorgesehen sein und\r\n4.\r\nsie muss mindestens zu einem der folgenden Projekttypen gehören:\r\na)\r\nProjekte, die wichtige Vorhaben von gemeinsamem europäischem Interesse sind, sofern diese Leitungsinfrastrukturen und soweit diese Vorhaben im Zeitpunkt der Antragstellung nach Absatz 2 Satz 1 entweder von der Europäischen Kommission genehmigt oder bei der Europäischen Kommission pränotifiziert oder notifiziert sind,\r\nb)\r\nProjekte zur Herstellung eines europäischen Wasserstoffnetzes, insbesondere Projekte von gemeinsamem Interesse,\r\nc)\r\nProjekte mit überregionalem Charakter zur Schaffung eines deutschlandweiten Wasserstoffnetzes, insbesondere solche Infrastrukturen, die den Anschluss von großen industriellen Nachfragern, Wasserstoffkraftwerken oder für den Betrieb mit Wasserstoff vorbereiteten Kraftwerken, Wasserstoffspeichern und Erzeugern von Wasserstoff ermöglichen,\r\nd)\r\nProjekte, die die Importmöglichkeiten von Wasserstoff oder die Einbindung von Wasserstoffelektrolyseuren verbessern, oder\r\ne)\r\nProjekte, die vorhandene Wasserstoff-Leitungsinfrastrukturen mit Wasserstoffnetzinfrastrukturen vernetzen, die eine der Voraussetzungen der Buchstaben a bis d erfüllen.\r\nsie muss dem Ziel nach Absatz 1 Satz 2 dienen,\r\n2.\r\nsie muss innerhalb der Bundesrepublik Deutschland liegen,\r\n3.\r\nihre planerische Inbetriebnahme muss bis zum Ablauf des 31. Dezember 2032 vorgesehen sein und\r\n4.\r\nsie muss mindestens zu einem der folgenden Projekttypen gehören:\r\na)\r\nProjekte, die wichtige Vorhaben von gemeinsamem europäischem Interesse sind, sofern diese Leitungsinfrastrukturen und soweit diese Vorhaben im Zeitpunkt der Antragstellung nach Absatz 2 Satz 1 entweder von der Europäischen Kommission genehmigt oder bei der Europäischen Kommission pränotifiziert oder notifiziert sind,\r\nb)\r\nProjekte zur Herstellung eines europäischen Wasserstoffnetzes, insbesondere Projekte von gemeinsamem Interesse,\r\nc)\r\nProjekte mit überregionalem Charakter zur Schaffung eines deutschlandweiten Wasserstoffnetzes, insbesondere solche Infrastrukturen, die den Anschluss von großen industriellen Nachfragern, Wasserstoffkraftwerken oder für den Betrieb mit Wasserstoff vorbereiteten Kraftwerken, Wasserstoffspeichern und Erzeugern von Wasserstoff ermöglichen,\r\nd)\r\nProjekte, die die Importmöglichkeiten von Wasserstoff oder die Einbindung von Wasserstoffelektrolyseuren verbessern, oder\r\ne)\r\nProjekte, die vorhandene Wasserstoff-Leitungsinfrastrukturen mit Wasserstoffnetzinfrastrukturen vernetzen, die eine der Voraussetzungen der Buchstaben a bis d erfüllen.\r\n- 6 -\r\n(5) Die Betreiber von Gasverteilernetzen, die Betreiber von Wasserstoffnetzen, die Betreiber von sonstigen Rohrleitungsinfrastrukturen, die für einen Transport von Wasserstoff umgestellt werden können, sowie Unternehmen, die Wasserstoffprojekte bei Betreibern von Fernleitungsnetzen angemeldet haben, sind verpflichtet, in dem Umfang mit den Betreibern von Fernleitungsnetzen zusammenzuarbeiten, der erforderlich ist, um ein den Zielen des Absatzes 1 Satz 2 entsprechendes Wasserstoff-Kernnetz zu gewährleisten, dabei sind sie insbesondere verpflichtet, alle für die Antragstellung erforderlichen Informationen und Daten unverzüglich nach Aufforderung den Betreibern von Fernleitungsnetzen zur Verfügung zu stellen. Entsprechende Informations- und Zusammenarbeitspflichten gelten für Wasserstoffspeicherbetreiber und Unternehmen, die Wasserstoffprojekte bei Betreibern von Fernleitungsnetzen angemeldet haben. Die Betreiber von Fernleitungsnetzen sind im Rahmen der Beantragung des Wasserstoff-Kernnetzes nach Absatz 2 Satz 1 zur Zusammenarbeit verpflichtet. Insbesondere sind sie berechtigt und verpflichtet, die ihnen bekannten Informationen untereinander auszutauschen, soweit dies für die Planung und Erstellung des Wasserstoff-Kernnetzes erforderlich ist. Die Betreiber von Fernleitungsnetzen haben den Betreibern von Gasverteilernetzen, den Betreibern von Wasserstoffnetzen und den Betreibern von sonstigen Rohrleitungsinfrastrukturen vor der Antragstellung Gelegenheit zur Stellungnahme zu geben und dies zu dokumentieren.\r\n(5) Die Betreiber von Gasverteilernetzen, die Betreiber von Wasserstoffnetzen, die Betreiber von sonstigen Rohrleitungsinfrastrukturen, die für einen Transport von Wasserstoff umgestellt werden können, sowie Unternehmen, die Wasserstoffprojekte bei Betreibern von Fernleitungsnetzen angemeldet haben, sind verpflichtet, in dem Umfang mit den Betreibern von Fernleitungsnetzen zusammenzuarbeiten, der erforderlich ist, um ein den Zielen des Absatzes 1 Satz 2 entsprechendes Wasserstoff-Kernnetz zu gewährleisten, dabei sind sie insbesondere verpflichtet, alle für die Antragstellung erforderlichen Informationen und Daten unverzüglich nach Aufforderung den Betreibern von Fernleitungsnetzen zur Verfügung zu stellen. Entsprechende Informations- und Zusammenarbeitspflichten gelten für Wasserstoffspeicherbetreiber und Unternehmen, die Wasserstoffprojekte bei Betreibern von Fernleitungsnetzen angemeldet haben. Die Betreiber von Fernleitungsnetzen sind im Rahmen der Beantragung des Wasserstoff-Kernnetzes nach Absatz 2 Satz 1 zur Zusammenarbeit verpflichtet. Insbesondere sind sie berechtigt und verpflichtet, die ihnen bekannten Informationen untereinander auszutauschen, soweit dies für die Planung und Erstellung des Wasserstoff-Kernnetzes erforderlich ist. Die Betreiber von Fernleitungsnetzen haben den Betreibern von Gasverteilernetzen, den Betreibern von Wasserstoffnetzen und den Betreibern von sonstigen Rohrleitungsinfrastrukturen vor der Antragstellung Gelegenheit zur Stellungnahme zu geben und dies zu dokumentieren.\r\n(6) Die Bundesnetzagentur kann entsprechend den Voraussetzungen der Absätze 1, 2, 4, 5 sowie 7 Änderungen des Antrags nach Absatz 2 Satz 1 verlangen. Werden diese Änderungen von den Antragstellern nicht innerhalb einer von der Bundesnetzagentur gesetzten Frist umgesetzt, ist Absatz 3 entsprechend anzuwenden. Die Bundesnetzagentur gibt allen betroffenen Kreisen und der Öffentlichkeit Gelegenheit zur Stellungnahme. Dritte, die keine Fernleitungsnetzbetreiber sind und deren Infrastruktureinrichtungen als Teil\r\n(6) Die Bundesnetzagentur kann entsprechend den Voraussetzungen der Absätze 1, 2, 4, 5 sowie 7 Änderungen des Antrags nach Absatz 2 Satz 1 verlangen. Werden diese Änderungen von den Antragstellern nicht innerhalb einer von der Bundesnetzagentur gesetzten Frist umgesetzt, ist Absatz 3 entsprechend anzuwenden. Die Bundesnetzagentur gibt allen betroffenen Kreisen und der Öffentlichkeit Gelegenheit zur Stellungnahme. Dritte, die keine Fernleitungsnetzbetreiber sind und deren Infrastruktureinrichtungen als Teil\r\n- 7 -\r\ndes Wasserstoff-Kernnetzes aufgenommen wurden, werden von der Bundesnetzagentur angehört und aufgefordert, binnen einer angemessenen, von der Bundesnetzagentur zu bestimmenden Frist zu erklären, ob sie mit der Aufnahme ihrer Infrastruktureinrichtungen in das Wasserstoff-Kernnetz einverstanden sind. Darüber hinaus hat die Bundesnetzagentur alle eingegangenen Unterlagen nach Absatz 2 dem Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz zu übermitteln und diesem die Gelegenheit zur Stellungnahme zu geben. Im Falle des Absatzes 3 eröffnet die Bundesnetzagentur das Konsultationsverfahren unverzüglich nach Ablauf der dort genannten Frist.\r\ndes Wasserstoff-Kernnetzes aufgenommen wurden, werden von der Bundesnetzagentur angehört und aufgefordert, binnen einer angemessenen, von der Bundesnetzagentur zu bestimmenden Frist zu erklären, ob sie mit der Aufnahme ihrer Infrastruktureinrichtungen in das Wasserstoff-Kernnetz einverstanden sind. Darüber hinaus hat die Bundesnetzagentur alle eingegangenen Unterlagen nach Absatz 2 dem Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz zu übermitteln und diesem die Gelegenheit zur Stellungnahme zu geben. Im Falle des Absatzes 3 eröffnet die Bundesnetzagentur das Konsultationsverfahren unverzüglich nach Ablauf der dort genannten Frist.\r\n(7) Die Betreiber von Fernleitungsnetzen haben in Abstimmung mit den jeweils betroffenen Betreibern von Gasverteilnetzen, Betreibern von Wasserstoffnetzen sowie gegebenenfalls den Betreibern von sonstigen Rohrleitungsinfrastrukturen für jedes Projekt zur Schaffung einer Wasserstoffnetzinfrastruktur im Rahmen des Wasserstoff-Kernnetzes nach Absatz 1 ein oder mehrere Unternehmen vorzuschlagen, das oder die für die Durchführung des Projektes verantwortlich ist oder sind. Hierbei müssen sie darstellen, dass der Vorschlag die effizienteste Lösung darstellt. Sofern kein Unternehmen einvernehmlich vorgeschlagen wird oder wenn der Vorschlag aus Gründen der Effizienz, der Realisierungsgeschwindigkeit oder aus anderen im öffentlichen Interesse liegenden Erwägungen von der Bundesnetzagentur als nicht zweckmäßig erachtet wird, kann die Bundesnetzagentur im Rahmen der Genehmigung nach Absatz 8 Satz 1 geeignete Unternehmen bestimmen. Geeignet ist ein Unternehmen, wenn es über die personelle, technische und wirtschaftliche Leistungsfähigkeit und Zuverlässigkeit verfügt, um den Netzbetrieb auf Dauer zu gewährleisten. Die mit der Genehmigung nach Absatz 8 Satz 1 zur Durchführung bestimmten Unternehmen sind zur Umsetzung der Projekte verpflichtet. § 65 Absatz 2a ist\r\n(7) Die Betreiber von Fernleitungsnetzen haben in Abstimmung mit den jeweils betroffenen Betreibern von Gasverteilnetzen, Betreibern von Wasserstoffnetzen sowie gegebenenfalls den Betreibern von sonstigen Rohrleitungsinfrastrukturen für jedes Projekt zur Schaffung einer Wasserstoffnetzinfrastruktur im Rahmen des Wasserstoff-Kernnetzes nach Absatz 1 ein oder mehrere Unternehmen vorzuschlagen, das oder die für die Durchführung des Projektes verantwortlich ist oder sind. Hierbei müssen sie darstellen, dass der Vorschlag die effizienteste Lösung darstellt. Sofern kein Unternehmen einvernehmlich vorgeschlagen wird oder wenn der Vorschlag aus Gründen der Effizienz, der Realisierungsgeschwindigkeit oder aus anderen im öffentlichen Interesse liegenden Erwägungen von der Bundesnetzagentur als nicht zweckmäßig erachtet wird, kann die Bundesnetzagentur im Rahmen der Genehmigung nach Absatz 8 Satz 1 geeignete Unternehmen bestimmen. Geeignet ist ein Unternehmen, wenn es über die personelle, technische und wirtschaftliche Leistungsfähigkeit und Zuverlässigkeit verfügt, um den Netzbetrieb auf Dauer zu gewährleisten. Die mit der Genehmigung nach Absatz 8 Satz 1 zur Durchführung bestimmten Unternehmen sind zur Umsetzung der Projekte, deren planerische\r\n- 8 -\r\nentsprechend anzuwenden. Satz 5 ist nur für solche Unternehmen anzuwenden, die erklärt haben, dass sie mit der Aufnahme ihrer Infrastruktureinrichtungen in das Wasserstoff-Kernnetz einverstanden sind.\r\nInbetriebnahme vor dem Ablauf des 31. Dezember 2027 erfolgen soll und mit deren Durchführung bis zum Ablauf des 31. Dezember 2025 begonnen worden ist, verpflichtet. § 65 Absatz 2a ist entsprechend anzuwenden. Satz 5 ist nur für solche Unternehmen anzuwenden, die erklärt haben, dass sie mit der Aufnahme ihrer Infrastruktureinrichtungen in das Wasserstoff-Kernnetz einverstanden sind.\r\n(8) Sind die Voraussetzungen der Absätze 1, 2, 4, 5, 6 Satz 1 sowie des Absatzes 7 erfüllt, genehmigt die Bundesnetzagentur das Wasserstoff-Kernnetz. Die Genehmigung erfolgt innerhalb von zwei Monaten nach vollständiger Antragstellung und ist durch die Bundesnetzagentur zu veröffentlichen. Die Genehmigung nach Satz 1 ergeht ausschließlich im öffentlichen Interesse. § 113b ist für erforderliche Ausbaumaßnahmen des Erdgasnetzes entsprechend anzuwenden. Für die genehmigten Projekte gilt, sofern in einem zukünftigen Netzentwicklungsplan nicht etwas anderes festgestellt wird und sie bis 2030 in Betrieb genommen werden, dass sie energiewirtschaftlich notwendig und vordringlich sind sowie dass sie im überragenden öffentlichen Interesse liegen. Projekte, deren planerische Inbetriebnahme vor dem Ablauf des 31. Dezember 2027 erfolgen soll, werden im Netzentwicklungsplan nur überprüft, sofern mit ihrer Durchführung bis zum Ablauf des 31. Dezember 2025 noch nicht begonnen worden ist.\r\n(8) Sind die Voraussetzungen der Absätze 1, 2, 4, 5, 6 Satz 1 sowie des Absatzes 7 erfüllt, genehmigt die Bundesnetzagentur das Wasserstoff-Kernnetz. Die Genehmigung erfolgt innerhalb von zwei Monaten nach vollständiger Antragstellung und ist durch die Bundesnetzagentur zu veröffentlichen. Die Genehmigung ist mit einem Vorbehalt einer nachträglichen Änderung entsprechend Satz 7 zu versehen, wobei Absatz 4 Ziffer 3 keine Anwendung findet. Die Genehmigung nach Satz 1 ergeht ausschließlich im öffentlichen Interesse. § 113b ist für erforderliche Ausbaumaßnahmen des Erdgasnetzes entsprechend anzuwenden. Für die genehmigten Projekte gilt, sofern in einem zukünftigen Netzentwicklungsplan nicht etwas anderes festgestellt wird und sie bis 2030 in Betrieb genommen werden, dass sie energiewirtschaftlich notwendig und vordringlich sind sowie dass sie im überragenden öffentlichen Interesse liegen. Ergeben sich aus zukünftigen bestätigten Netzentwicklungsplänen Änderungen oder Ersetzungen von Projekten des genehmigten Wasserstoff-Kernnetzes, ändert die Bundesnetzagentur die Genehmigung des Wasserstoff-Kernnetzes entsprechend im Rahmen der Bestätigung des jeweiligen Netzentwicklungsplanes gemäß § 15d Abs. 3. Projekte, deren planerische Inbetriebnahme vor dem Ablauf des 31. Dezember 2027 erfolgen soll, werden im Netzentwicklungsplan nur überprüft, sofern mit ihrer Durchführung bis zum Ablauf des 31. Dezember 2025 noch nicht begonnen worden ist.\r\n§ 28r Grundsätze der Finanzierung des Wasserstoff-Kernnetzes und der Ent- geltbildung; Abweichungsbefugnis der Bundesnetzagentur und Kündigungs- recht; Festlegungskompetenz\r\n- 9 -\r\n§ 28s Ausgleich des Amortisationskontos durch die Bundesrepublik Deutsch- land und Selbstbehalt der Wasser- stoff-Kernnetzbetreiber“.\r\ne) Nach der Angabe zu § 28r wird fol- gende Angabe eingefügt:\r\n„§ 28s Ausgleich des Amortisationskontos und Selbstbehalt der Wasserstoff- Kernnetzbetreiber“.\r\n2. § 28r wird § 28q und in Absatz 3 Satz 1 werden die Wörter „Absatz 2 Satz 1“ durch die Wörter „Absatz 2 Satz 1 und 2“ ersetzt.\r\n2. Der bisherige § 28r wird § 28q und in Absatz 3 Satz 1 werden die Wörter „Ab- satz 2 Satz 1“ durch die Wörter „Ab- satz 2 Satz 1 und 2“ ersetzt.\r\n3. Nach § 28q werden die folgenden\r\n§§ 28r und 28s eingefügt:\r\n3. Nach § 28q werden die folgenden\r\n§§ 28r und 28s eingefügt:\r\n„§ 28r\r\n„§ 28r\r\nGrundsätze der Finanzierung des Wasserstoff-Kernnetzes und der Ent- geltbildung; Abweichungsbefugnis der Bundesnetzagentur und Kündigungs- recht; Festlegungskompetenz\r\nGrundsätze der Finanzierung des Wasserstoff-Kernnetzes und der Ent- geltbildung; Abweichungsbefugnis der Bundesnetzagentur und Kündigungs- recht; Festlegungskompetenz\r\n- 10 -\r\nKabinettvorlage\r\nBeschlüsse des Ausschusses für Klima und Energie\r\n(1) Die Errichtung und der Betrieb des Wasserstoff-Kernnetzes nach\r\n§ 28q wird über die von den Netznut- zern für den Zugang zu dem Wasser- stoff-Kernnetz zu zahlenden kostenori- entierten Entgelte finanziert. Dazu hat die Bundesnetzagentur nach Maßgabe der nachfolgenden Vorschriften und un- ter Berücksichtigung eines im Auftrag des Bundes erstellten Gutachtens zur Validierung der Tragfähigkeit des nach- folgend geregelten Finanzierungsmo- dells einen intertemporalen Kostenallo- kationsmechanismus durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 vorzugeben, der eine Finanzierung des Wasserstoff- Kernnetzes bis zum Ablauf des 31. De- zember 2055 ermöglicht. Sofern das in Absatz 3 Satz 2 bezeichnete Amortisa- tionskonto vor einer Beendigung nach\r\n§ 28s Absatz 1 Satz 1 durch Entgelte ausgeglichen ist, endet der intertempo- rale Kostenallokationsmechanismus zur Finanzierung des Wasserstoff- Kernnetzes. Die Höhe der Entgelte für den Zugang zu dem Wasserstoff-Kern- netz soll ab dem 1. Januar 2025 bun- desweit einheitlich auf der Grundlage der aggregierten Netzkosten aller Be- treiber von Leitungsinfrastrukturen, die Teil des Wasserstoff-Kernnetzes sind (Wasserstoff-Kernnetzbetreiber), be- stimmt werden. Dazu hat jeder Wasser- stoff-Kernnetzbetreiber seine Netzkos- ten individuell nach Maßgabe des\r\n§ 28o Absatz 1 Satz 3 zu ermitteln. Als Netzkosten können auch Vorlaufkosten berücksichtigt werden, die vor dem\r\n1. Januar 2025 entstanden sind. Bis zum Ablauf des 31. Dezember 2027 be- trägt die kalkulatorische Eigenkapital- verzinsung 6,69 Prozent vor Steuern. Mehr- oder Mindererlöse, die den ein- zelnen Wasserstoff-Kernnetzbetreibern durch das bundesweit einheitliche Ent- gelt entstehen, sind durch eine finanzi- elle Verrechnung zwischen den Was- serstoff-Kernnetzbetreibern auszuglei- chen.\r\n(1) Die Errichtung und der Betrieb des Wasserstoff-Kernnetzes nach\r\n§ 28q wird über die von den Netznut- zern für den Zugang zu dem Wasser- stoff-Kernnetz zu zahlenden kostenori- entierten Entgelte finanziert. Dazu hat die Bundesnetzagentur nach Maßgabe der nachfolgenden Vorschriften und un- ter Berücksichtigung eines im Auftrag des Bundes erstellten Gutachtens zur Validierung der Tragfähigkeit des nach- folgend geregelten Finanzierungsmo- dells einen intertemporalen Kostenallo- kationsmechanismus durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 vorzugeben, der eine Finanzierung des Wasserstoff- Kernnetzes bis zum Ablauf des 31. De- zember 2055 ermöglicht. Sofern das in Absatz 3 Satz 2 bezeichnete Amortisa- tionskonto vor einer Beendigung nach\r\n§ 28s Absatz 1 Satz 1 durch Entgelte ausgeglichen ist, endet der intertempo- rale Kostenallokationsmechanismus zur Finanzierung des Wasserstoff- Kernnetzes. Die Höhe der Entgelte für den Zugang zu dem Wasserstoff-Kern- netz soll ab dem 1. Januar 2025 bun- desweit einheitlich auf der Grundlage der aggregierten Netzkosten aller Be- treiber von Leitungsinfrastrukturen, die Teil des Wasserstoff-Kernnetzes sind (Wasserstoff-Kernnetzbetreiber), be- stimmt werden. Dazu hat jeder Wasser- stoff-Kernnetzbetreiber seine Netzkos- ten individuell nach Maßgabe des\r\n§ 28o Absatz 1 Satz 3 zu ermitteln. Als Netzkosten können auch Vorlaufkosten berücksichtigt werden, die vor dem\r\n1. Januar 2025 entstanden sind. Bis zum Ablauf des 31. Dezember 2027 be- trägt die kalkulatorische Eigenkapital- verzinsung 6,69 Prozent vor Steuern. Mehr- oder Mindererlöse, die den ein- zelnen Wasserstoff-Kernnetzbetreibern durch das bundesweit einheitliche Ent- gelt entstehen, sind durch eine finanzi- elle Verrechnung zwischen den Was- serstoff-Kernnetzbetreibern auszuglei- chen.\r\n- 11 -\r\nKabinettvorlage\r\nBeschlüsse des Ausschusses für Klima und Energie\r\n(2) Um den zügigen Hochlauf des Wasserstoffmarktes in der Bundesre- publik Deutschland zu ermöglichen und das in § 28q Absatz 1 Satz 2 benannte Ziel zu erreichen, hat die Bundesnetza- gentur im Rahmen der Ausgestaltung des intertemporalen Kostenallokations- mechanismus nach Absatz 1 ein Hoch- laufentgelt festzulegen. Die Festlegung des Hochlaufentgelts nach Satz 1 soll einen Ausgleich des Amortisationskon- tos nach Absatz 3 Satz 2 bis zum Ab- lauf des 31. Dezember 2055 gewähr- leisten und die Wirkungen des Hochlau- fentgelts auf die Nachfrage nach den Transportkapazitäten des Wasserstoff- Kernnetzes berücksichtigen. Das Hoch- laufentgelt kann insbesondere im Fall von Kostensteigerungen beim Bau des Wasserstoff-Kernnetzes mit dem durch das Statistische Bundesamt veröffent- lichten Verbraucherpreisgesamtindex jährlich indexiert werden.\r\n(2) Um den zügigen Hochlauf des Wasserstoffmarktes in der Bundesre- publik Deutschland zu ermöglichen und das in § 28q Absatz 1 Satz 2 benannte Ziel zu erreichen, hat die Bundesnetza- gentur im Rahmen der Ausgestaltung des intertemporalen Kostenallokations- mechanismus nach Absatz 1 ein Hoch- laufentgelt festzulegen. Die Festlegung des Hochlaufentgelts nach Satz 1 soll einen Ausgleich des Amortisationskon- tos nach Absatz 3 Satz 4 bis zum Ab- lauf des 31. Dezember 2055 gewähr- leisten und die Wirkungen des Hochlau- fentgelts auf die Nachfrage nach den Transportkapazitäten des Wasserstoff- Kernnetzes berücksichtigen. Das Hoch- laufentgelt kann insbesondere im Fall von Kostensteigerungen beim Bau des Wasserstoff-Kernnetzes mit dem durch das Statistische Bundesamt veröffent- lichten Verbraucherpreisgesamtindex jährlich indexiert werden.\r\n- 12 -\r\n(3) Weichen die mit dem kalender- jährlichen Hochlaufentgelt erzielten Er- löse und die aggregierten genehmigten Kosten der Wasserstoff-Kernnetzbe- treiber voneinander ab, hat die Bundes- netzagentur jährlich für jeden Wasser- stoff-Kernnetzbetreiber die Differenz aus seinen genehmigten Kosten und seinen erzielten Erlösen aus Entgelten unter Berücksichtigung der finanziellen Verrechnung nach Absatz 1 Satz 8 zu ermitteln. Diese Differenz ist zulasten oder zugunsten eines Amortisations- kontos zu verbuchen, das im Auftrag des Bundes von einer kontoführenden Stelle geführt wird, wobei im Fall einer Differenz zulasten des Amortisations- kontos entsprechende Zahlungen von der vom Bund beauftragten kontofüh- renden Stelle an den jeweiligen Was- serstoff-Kernnetzbetreiber und im Fall einer Differenz zugunsten des Amorti- sationskontos entsprechende Zahlun- gen des jeweiligen Wasserstoff-Kern- netzbetreibers an die vom Bund beauf- tragte kontoführende Stelle erfolgen.\r\n(3) Weichen die mit dem kalender- jährlichen Hochlaufentgelt erzielten Er- löse und die aggregierten genehmigten Kosten der Wasserstoff-Kernnetzbe- treiber voneinander ab, hat die Bundes- netzagentur jährlich für jeden Wasser- stoff-Kernnetzbetreiber die Differenz aus seinen genehmigten Kosten und seinen erzielten Erlösen aus Entgelten unter Berücksichtigung der finanziellen Verrechnung nach Absatz 1 Satz 8 zu ermitteln. Diese Differenz ist zulasten oder zugunsten eines Amortisations- kontos zu verbuchen, das von einer kontoführenden Stelle geführt wird. Die kontoführende Stelle wird gemein- schaftlich von den Wasserstoff-Kern- netzbetreibern, die an dem intertempo- ralen Kostenallokationsmechanismus einschließlich der Nutzung des Amorti- sationskontos zur Finanzierung des Wasserstoff-Kernnetzes teilnehmen, beauftragt, wobei Auswahl oder Ände- rung der kontoführenden Stelle jeweils im Einvernehmen mit dem Bundesmi- nisterium für Wirtschaft und Klima- schutz zu erfolgen hat und dabei nur eine inländische juristische Person des Privatrechts beauftragt werden darf, de- ren wirtschaftlicher Tätigkeitsbereich sich für die Dauer des Auftragsverhält- nisses auf die Förderung und Unterstützung des Wasserstoffhochlaufs und die eigenständige Führung und Verwaltung des Amortisati- onskontos, insbesondere die Veranlassung der damit verbundenen Zahlungen, Geltendma- chung und Durchsetzung von Ansprü- chen sowie Wahrnehmung der mit der Führung des Amortisationskontos ver- bundenen sonstigen Aufgaben be- schränkt. Im Fall einer Differenz zulas- ten des Amortisationskontos sind ent- sprechende Zahlungen von der konto- führenden Stelle an den jeweiligen Wasserstoff-Kernnetzbetreiber und im Fall einer Differenz zugunsten des Amortisationskontos entsprechende Zahlungen des jeweiligen Wasserstoff- Kernnetzbetreibers an die kontofüh- rende Stelle zu leisten. Die Zahlungen der kontoführenden Stelle an die Wasserstoff-Kernnetzbetreiber sind als nicht rückzahlbare Zuschüsse zu werten. Aufwendungen der kontoführenden Stelle, die im Zu- sammenhang mit der Führung des Amortisationskontos entstehen, sind\r\n- 13 -\r\nden Wasserstoff-Kernnetzbetreibern anteilig zu Selbstkosten jährlich in Rechnung zu stellen. In Höhe der saldierten Beträge der bei der kontoführenden Stelle entstandenen und auf dem Amortisationskonto zu erfassenden Posten hat die kon- toführende Stelle zu jeder Zeit einen vollumfänglichen Ausgleichsanspruch, der durch die im Rahmen des\r\n- 14 -\r\nKabinettvorlage\r\nBeschlüsse des Ausschusses für Klima und Energie\r\nintertemporalen Kosten- allokationsmechanismus mit Amortisa- tionskonto entstehenden Übererlöse, subsidiär abgesichert durch die Garantie des Bund, spätestens jedoch bis zum Ablauf des 31. Dezember 2055, erfüllt wird. Dieser Aus- gleichsanspruch steht einem Vermö- gensgegenstand im Sinne von\r\n§ 246 Absatz 1 Satz 1 des Handelsge- setzbuches gleich und ist in der Bilanz unter dem Posten „sonstige Vermö- gensgegenstände“ auszuweisen. Die kontoführende Stelle schließt zum Zweck der Zwischenfinanzierung des Amortisationskontos als Darlehensneh- merin eine oder mehrere Darlehensvereinbarungen mit einer im Auftrag des Bundes zwischenfinanzierenden Stelle als Darlehensgeberin ab. Sämtliche hinsichtlich der Darlehen nach Satz 8 anfallenden Zinsen, Kosten und Ent- gelte werden von der Darlehensnehme- rin getragen.\r\n(4) Die Teilnahme am intertempo- ralen Kostenallokationsmechanismus einschließlich der Nutzung des Amorti- sationskontos zur Finanzierung des Wasserstoff-Kernnetzes ist davon ab- hängig, dass der jeweilige Wasserstoff- Kernnetzbetreiber für den Fall eines Ausgleichs des Amortisationskontos nach § 28s Absatz 1 unwiderruflich da- rauf verzichtet, den auf ihn entfallenden Selbstbehalt nach § 28s durch Entgelte zu vereinnahmen.\r\n(4) Die Teilnahme am intertempo- ralen Kostenallokationsmechanismus einschließlich der Nutzung des Amorti- sationskontos zur Finanzierung des Wasserstoff-Kernnetzes ist davon ab- hängig, dass der jeweilige Wasserstoff- Kernnetzbetreiber für den Fall eines Ausgleichs des Amortisationskontos nach § 28s Absatz 1 unwiderruflich da- rauf verzichtet, den auf ihn entfallenden Selbstbehalt nach § 28s durch Entgelte zu vereinnahmen. Die Pflicht des Was- serstoff-Kernnetzbetreibers, die Diffe- renz nach Absatz 3 Satz 4 zugunsten des Amortisationskontos zu zahlen, geht im Falle einer vollständigen oder teilweisen Übertragung von Leitungsinf- rastruktur des Wasserstoff-Kernnetzes auf den Erwerber über.\r\n- 15 -\r\nKabinettvorlage\r\nBeschlüsse des Ausschusses für Klima und Energie\r\n(5) Erstmalig zum 1. Januar 2028 und sodann alle drei Jahre führt die Bundesnetzagentur eine Überprüfung des Hochlaufentgelts durch. Stellt die Bundesnetzagentur bei der Überprü- fung fest, dass die tatsächliche Entwick- lung des Wasserstoffhochlaufs oder des Amortisationskontos erheblich von den Annahmen abweicht, die der voran- gegangenen Festlegung des Hochlau- fentgelts zugrunde lagen, soll sie das Hochlaufentgelt im Wege der Festle- gung nach § 29 Absatz 1 so anpassen, dass ein Ausgleich des Amortisations- kontos nach Absatz 3 Satz 2 bis zum Ablauf des 31. Dezember 2055 durch Entgelte ermöglicht wird. Ist ein Aus- gleich des Amortisationskontos bis zum Ablauf des 31. Dezember 2055 nach Auffassung der Bundesnetzagentur nicht erreichbar, soll sie das Hochlauf- entgelt so niedrig festlegen, dass es ei- nen höchstmöglichen Gesamterlös er- möglicht.\r\n(5) Erstmalig zum 1. Januar 2028 und sodann alle drei Jahre führt die Bundesnetzagentur eine Überprüfung des Hochlaufentgelts durch. Stellt die Bundesnetzagentur bei der Überprü- fung fest, dass die tatsächliche Entwick- lung des Wasserstoffhochlaufs oder des Amortisationskontos erheblich von den Annahmen abweicht, die der voran- gegangenen Festlegung des Hochlau- fentgelts zugrunde lagen, soll sie das Hochlaufentgelt im Wege der Festle- gung nach § 29 Absatz 1 so anpassen, dass ein Ausgleich des Amortisations- kontos nach Absatz 3 Satz 4 bis zum Ablauf des 31. Dezember 2055 durch Entgelte ermöglicht wird. Ist ein Aus- gleich des Amortisationskontos bis zum Ablauf des 31. Dezember 2055 nach Auffassung der Bundesnetzagentur nicht erreichbar, soll sie das Hochlauf- entgelt so niedrig festlegen, dass es ei- nen höchstmöglichen Gesamterlös er- möglicht.\r\n(6) Die Bundesnetzagentur kann durch Festlegung nach § 28o Absatz 3 von einzelnen Vorgaben der Ab- sätze 1, 2 und 5 abweichende Rege- lungen treffen. Die Wasserstoffnetzent- geltverordnung vom 23. Novem- ber 2021 (BGBl. I S. 4955) ist mit Aus- nahme von § 10 Absatz 3 und 4 so- lange auf die Wasserstoff-Kernnetzbe- treiber anzuwenden, bis die Bundes- netzagentur durch Festlegung nach\r\n§ 28o Absatz 3 in Verbindung mit\r\n§ 29 Absatz 1 anderes bestimmt.\r\n(6) Die Bundesnetzagentur kann durch Festlegung nach § 28o Absatz 3 von einzelnen Vorgaben der Ab- sätze 1, 2 und 5 abweichende Rege- lungen treffen. Die Wasserstoffnetzent- geltverordnung vom 23. Novem- ber 2021 (BGBl. I S. 4955) ist mit Aus- nahme von § 10 Absatz 3 und 4 so- lange auf die Wasserstoff-Kernnetzbe- treiber anzuwenden, bis die Bundes- netzagentur durch Festlegung nach\r\n§ 28o Absatz 3 in Verbindung mit\r\n§ 29 Absatz 1 anderes bestimmt.\r\n- 16 -\r\nKabinettvorlage\r\nBeschlüsse des Ausschusses für Klima und Energie\r\n(7) Ergibt sich infolge der Über- prüfung nach Absatz 5, dass der Was- serstoffhochlauf absehbar scheitert, ist der Bund berechtigt, das Finanzie- rungsmodell durch Kündigung des Amortisationskontos zum 31. Dezem- ber eines Kalenderjahres, erstmals zum\r\n31. Dezember 2038, mit Wirkung zum Ablauf des jeweiligen Folgejahres zu beenden. Von einem absehbaren Scheitern ist auszugehen, wenn ein vom Bund beauftragtes wissenschaftli- ches Gutachten feststellt, dass ein Ent- gelt, das die von der Bundesnetzagen- tur genehmigten Kosten der Wasser- stoff-Kernnetzbetreiber decken würde, zum Ablauf des 31. Dezember 2055 noch deutlich über dem als marktgängig einzuschätzenden Entgelt liegen wird. Dies ist insbesondere dann anzuneh- men, wenn sich die für das Wasserstoff- Kernnetz in dem in Absatz 1 Satz 2 be- zeichneten initialen Gutachten zur Vali- dierung der Tragfähigkeit des Finanzie- rungsmodells des Amortisationskontos unterstellte Transportkapazitätsauslas- tung zum Zeitpunkt der Begutachtung weder eingestellt hat noch absehbar im Wesentlichen einstellen wird. Den Was- serstoff-Kernnetzbetreibern ist hinsicht- lich des in Satz 2 bezeichneten Gutach- tens Gelegenheit zur Stellungnahme zu geben. Bei der Ausübung des Kündi- gungsrechts nach Satz 1, der Beauftra- gung des Gutachtens nach Satz 2 und der Einholung von Stellungnahmen nach Satz 3 wird der Bund jeweils durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz vertreten.\r\n(7) Ergibt sich infolge der Über- prüfung nach Absatz 5, dass der Was- serstoffhochlauf absehbar scheitert, ist der Bund berechtigt, das Finanzie- rungsmodell durch Kündigung des Amortisationskontos zum 31. Dezem- ber eines Kalenderjahres, erstmals zum\r\n31. Dezember 2038, mit Wirkung zum Ablauf des jeweiligen Folgejahres zu beenden. Von einem absehbaren Scheitern ist auszugehen, wenn ein vom Bund beauftragtes wissenschaftli- ches Gutachten feststellt, dass ein Ent- gelt, das die von der Bundesnetzagen- tur genehmigten Kosten der Wasser- stoff-Kernnetzbetreiber decken würde, zum Ablauf des 31. Dezember 2055 noch deutlich über dem als marktgängig einzuschätzenden Entgelt liegen wird. Dies ist insbesondere dann anzuneh- men, wenn sich die für das Wasserstoff- Kernnetz in dem in Absatz 1 Satz 2 be- zeichneten initialen Gutachten zur Vali- dierung der Tragfähigkeit des Finanzie- rungsmodells des Amortisationskontos unterstellte Transportkapazitätsauslas- tung zum Zeitpunkt der Begutachtung weder eingestellt hat noch absehbar im Wesentlichen einstellen wird. Den Was- serstoff-Kernnetzbetreibern ist hinsicht- lich des in Satz 2 bezeichneten Gutach- tens Gelegenheit zur Stellungnahme zu geben. Bei der Ausübung des Kündi- gungsrechts nach Satz 1, der Beauftra- gung des Gutachtens nach Satz 2 und der Einholung von Stellungnahmen nach Satz 3 wird der Bund jeweils durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz vertreten.\r\n(8) Sofern Wasserstoff-Kernnetz- betreiber neben dem Wasserstoff-Kern- netz weitere Wasserstoffnetze betrei- ben, sind sie verpflichtet, für das Was- serstoff-Kernnetz eine getrennte Buch- führung nach § 28k Absatz 2 vorzuneh- men mit der Maßgabe, dass sie ge- trennte Konten führen und ein eigener Tätigkeitsabschluss für den Betrieb des Wasserstoff-Kernnetzes aufzustellen und dem Abschlussprüfer im Rahmen der Jahresabschlussprüfung vorzule- gen ist.\r\n(8) Sofern Wasserstoff-Kernnetz- betreiber neben dem Wasserstoff-Kern- netz weitere Wasserstoffnetze betrei- ben, sind sie verpflichtet, für das Was- serstoff-Kernnetz eine getrennte Buch- führung nach § 28k Absatz 2 vorzuneh- men mit der Maßgabe, dass sie ge- trennte Konten führen und ein eigener Tätigkeitsabschluss für den Betrieb des Wasserstoff-Kernnetzes aufzustellen und dem Abschlussprüfer im Rahmen der Jahresabschlussprüfung vorzule- gen ist.\r\n- 17 -\r\nKabinettvorlage\r\nBeschlüsse des Ausschusses für Klima und Energie\r\n(9) Die kontoführende Stelle hat dem Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz sowie dem Bundesmi- nisterium für Finanzen auf Verlangen unverzüglich Auskunft über den Stand der Differenzen auf dem Amortisations- konto nach Absatz 3 zu geben und Ein- sicht der Bücher und Schriften zu ge- statten.\r\n§ 28s\r\n§ 28s\r\nAusgleich des Amortisationskontos und Selbstbehalt der Wasserstoff- Kernnetzbetreiber\r\nAusgleich des Amortisationskontos durch die Bundesrepublik Deutschland und Selbstbehalt der Wasserstoff- Kernnetzbetreiber\r\n(1) Sofern das Amortisationskonto bei Beendigung der Hochlauffinanzie- rung bis zum Ablauf des 31. Dezem- ber 2055 oder bei der Kündigung nach\r\n§ 28r Absatz 7 Satz 1 einen Fehlbetrag aufweist, gleicht der Bund diesen ge- genüber der vom Bund beauftragten kontoführenden Stelle aus. Dies ist auch für Beträge anzuwenden, die zwi- schen dem für die Ermittlung des Fehl- betrages nach Satz 1 maßgeblichen Zeitpunkt und dem tatsächlichen Aus- gleich entstehen.\r\n(1) Sofern das Amortisa- tionskonto bei Beendigung der Hoch- lauffinanzierung bis zum Ablauf des 31. Dezember 2055 oder bei der Kündi- gung nach § 28r Absatz 7 Satz 1 einen Fehlbetrag aufweist, gleicht die Bun- desrepublik Deutschland diesen gegen- über der kontoführenden Stelle aus. Dies ist auch für Beträge anzuwenden, die zwischen dem für die Ermittlung des Fehlbetrages nach Satz 1 maßgebli- chen Zeitpunkt und dem tatsächlichen Ausgleich entstehen.\r\n- 18 -\r\nKabinettvorlage\r\nBeschlüsse des Ausschusses für Klima und Energie\r\n(2) Sofern die kontofüh- rende Stelle als Darlehensnehmerin ihre Zahlungsverpflichtungen aus oder im Zusammenhang mit einer Darle- hensvereinbarung nach § 28r Ab- satz 3 Satz 8 bei Fälligkeit nicht erfüllt, hat die Darlehensgeberin einen An- spruch auf Ausgleich des fälligen Betra- ges gegen die Bundesrepublik Deutschland. Der Anspruch nach Satz 1 umfasst neben der Darlehens- forderung insbesondere Zinsen, sämtli- che Kosten, Entgeltansprüche, berei- cherungsrechtliche Rückforderungsan- sprüche und Rückabwicklungsansprü- che, die im Zusammenhang mit der Ge- währung eines Darlehens stehen. Die Bundesrepublik Deutschland wird die Darlehensgeberin von sämtlichen Las- ten, insbesondere sämtlichen Schäden, Forderungen der Darlehensnehmerin oder Dritter, Aufwendungen und Kos- ten, die der Darlehensgeberin im Zu- sammenhang mit dem Abschluss der Gewährung, der Durchführung, der Kündigung oder einer Unwirksamkeit der Darlehensverträge entstehen, frei- stellen. Der Anspruch nach den Sätzen 1 und 3 wird jeweils fällig 90 Bankar- beitstage nach Mitteilung der Darle- hensgeberin an die Bundesrepub- lik Deutschland, dass ein fälliger An- spruch gegenüber der Darlehensneh- merin nach Satz 1 oder ein Anspruch der Darlehensgeberin nach Satz 3 be- steht. Die Zahlungsverpflichtung nach den Sätzen 1 und 3 besteht jeweils un- abhängig von der Rechtswirksamkeit der Darlehensvereinbarung nach § 28r Absatz 3 Satz 8 und unabhängig von einem vorherigen Rückgriff auf et- waige Sicherheiten, einer Klage oder sonstigen Maßnahmen der Darlehens- geberin gegen die Darlehensnehmerin. Die Bundesrepublik Deutschland kann Zurückbehaltungsrechte, Aufrech- nungsrechte, Abzüge oder Gegenan- sprüche gegen den Anspruch nach Satz 1 nur geltend machen, soweit diese rechtskräftig festgestellt oder von der Darlehensgeberin anerkannt sind.\r\n- 19 -\r\nKabinettvorlage\r\nBeschlüsse des Ausschusses für Klima und Energie\r\n(2) Im Fall des Ausgleichs des Amortisationskontos durch den Bund nach Absatz 1 sind die Wasserstoff- Kernnetzbetreiber verpflichtet, gegen- über der vom Bund beauftragten konto- führenden Stelle einen Selbstbehalt an dem Fehlbetrag des Amortisationskon- tos zu leisten. Der Fehlbetrag ergibt sich aus der Summe der nach § 28r Ab- satz 3 auf das Amortisationskonto ge- buchten und verzinsten Beträge ohne Ansehung von vorherigen Ausgleichs- zahlungen und Zuschüssen durch den Bund, die der Verringerung des Fehlbe- trages des Amortisationskontos dienen. Der Selbstbehalt beträgt bei Beendi- gung der Hochlauffinanzierung zum\r\n31. Dezember 2055 insgesamt 24 Pro- zent des Fehlbetrages des Amortisati- onskontos zu diesem Zeitpunkt und wird zu diesem Zeitpunkt fällig. Der Be- trag des Selbstbehalts nach Satz 3 ist anteilig von den Wasserstoff-Kernnetz- betreibern im Verhältnis ihrer jeweiligen prozentualen Beteiligung an den kumu- lierten genehmigten Netzkosten nach\r\n§ 28o des Wasserstoff-Kernnetzes bis zum jeweiligen Beendigungszeitpunkt zu tragen. Im Fall einer Kündigung nach\r\n§ 28r Absatz 7 Satz 1 hängt die Höhe des Selbstbehalts vom Zeitpunkt des Eintritts der Wirksamkeit der Kündigung ab, wobei der Selbstbehalt zum jeweili- gen Zeitpunkt des Wirksamwerdens der Kündigung fällig wird. Die Höhe des Selbstbehalts nach Satz 3 verringert sich ausgehend von dem Ablauf der Laufzeit des Amortisationskontos im Jahr 2055 kalenderjährlich um jeweils 0,5 Prozentpunkte. Satz 4 ist entspre- chend anzuwenden.\r\n(3) Im Fall des Aus- gleichs des Amortisationskontos durch die Bundesrepublik Deutschland nach Absatz 1 sind die Wasserstoff-Kern- netzbetreiber verpflichtet, gegenüber der Bundesrepublik Deutschland einen Selbstbehalt an dem Fehlbetrag des Amortisationskontos zu leisten. Der Fehlbetrag ergibt sich aus der Summe der nach § 28r Absatz 3 auf das Amor- tisationskonto gebuchten und verzins- ten Beträge ohne Ansehung von vorhe- rigen Ausgleichszahlungen und Zu- schüssen durch den Bund, die der Ver- ringerung des Fehlbetrages des Amor- tisationskontos oder der Erfüllung des Anspruchs nach Absatz 2 Satz 1 oder Satz 3 dienen. Der Selbstbehalt beträgt bei Beendigung der Hochlauffinanzie- rung zum 31. Dezember 2055 insge- samt 15 Prozent des von der Bundesre- publik Deutschland auszugleichenden Fehlbetrages des Amortisationskontos und wird zu diesem Zeitpunkt fällig. Dabei wird der jeweilige Anteil des Wasserstoff-Kernnetzbetreibers um die kumulierten genehmigten Netzkosten für umgestellte Leitungsinfrastruktur des jeweiligen Wasserstoff-Kernnetzbetreibers reduziert. Der Betrag des Selbstbehalts nach Satz 3 ist anteilig von den Wasserstoff-Kern- netzbetreibern im Verhältnis ihrer jewei- ligen prozentualen Beteiligung an den kumulierten genehmigten Netzkosten nach § 28o des Wasserstoff-Kernnet- zes bis zum jeweiligen Beendigungs- zeitpunkt zu tragen. Im Fall einer Kün- digung nach § 28r Absatz 7 Satz 1 hängt die Höhe des Selbstbehalts vom Zeitpunkt des Eintritts der Wirksamkeit der Kündigung ab, wobei der Selbstbe- halt zum jeweiligen Zeitpunkt des Wirk- samwerdens der Kündigung fällig wird. Die Höhe des Selbstbehalts nach Satz 3 verringert sich ausgehend von dem Ablauf der Laufzeit des Amortisati- onskontos im Jahr 2055 kalenderjähr- lich um jeweils 0,5 Prozentpunkte. Satz 4 ist entsprechend anzuwenden.\r\n- 20 -\r\n(3) Erfolgt vor Beendigung des ge- samten Finanzierungsmodells zum 31. Dezember 2055 oder vor einer Kündi- gung nach § 28r Absatz 7 Satz 1 zum entsprechend früheren Zeitpunkt eine vollständige oder teilweise Übertragung der Leitungsinfrastruktur des Wasser- stoff-Kernnetzes an einen anderen Wasserstoff-Kernnetzbetreiber oder ei- nen Dritten, ist der übertragende Was- serstoff-Kernnetzbetreiber vorbehaltlich des Satzes 3 verpflichtet, spätestens zum Zeitpunkt des Wirksamwerdens der Übertragung einen Selbstbehalt an die vom Bund beauftragte kontofüh- rende Stelle zu leisten. Dieser Selbst- behalt beträgt 24 Prozent des auf ihn nach Absatz 2 Satz 4 entfallenden An- teils des Fehlbetrages des Amortisati- onskontos zum Zeitpunkt des Eintritts der Wirksamkeit der Übertragung. Die Pflicht zur Zahlung des Selbstbehalts nach Satz 1 ist nicht anzuwenden, so- fern der Erwerber in sämtliche Rechte und Pflichten des übertragenden Was- serstoff-Kernnetzbetreibers bezüglich des Amortisationskontos, insbesondere die Pflicht zur Tragung des Selbstbe- halts nach Absatz 2, bei der Übertra- gung eintritt. Der Erwerber ist verpflich- tet, der kontoführenden Stelle spätes- tens mit Unterzeichnung der schuld- rechtlichen Vereinbarung, die der Über- tragung nach Satz 1 zugrunde liegt, durch geeignete Kennzahlen seine wirt- schaftliche Leistungsfähigkeit nachzu- weisen und darzulegen, dass er die da- mit einhergehenden Rechte und Pflich- ten aus dem Amortisationskonto über- nehmen und insbesondere den Selbst- behalt nach Absatz 2 leisten kann. Der übertragende Wasserstoff-Kernnetzbe- treiber ist verpflichtet, bis spätestens zum Tag der Unterzeichnung der vorge- nannten schuldrechtlichen Vereinba- rung der vom Bund beauftragten konto- führenden Stelle eine von der Bundes- netzagentur bestätigte Aufstellung der bei ihm aufgelaufenen kumulierten ge- nehmigten Netzkosten nach § 28o vor- zulegen. Sofern die jeweiligen Ver- pflichtungen nach den Sätzen 4 und 5 nicht erfüllt sind, ist der übertragende Wasserstoff-Kernnetzbetreiber ver- pflichtet, den Selbstbehalt nach Satz 2 zu leisten. Die Pflicht zur Tragung des\r\nSelbstbehalts nach den Sätzen 1 und 2\r\n(4) Erfolgt vor Beendi- gung des gesamten Finanzierungsmo- dells zum 31. Dezember 2055 oder vor einer Kündigung nach § 28r Absatz 7 Satz 1 zum entsprechend früheren Zeit- punkt eine vollständige oder teilweise Übertragung der Leitungsinfrastruktur des Wasserstoff-Kernnetzes an einen anderen Wasserstoff-Kernnetzbetrei- ber oder einen Dritten, ist der übertra- gende Wasserstoff-Kernnetzbetreiber vorbehaltlich des Satzes 3 verpflichtet, spätestens zum Zeitpunkt des Wirk- samwerdens der Übertragung einen Selbstbehalt an die Bundesrepublik Deutschland zu leisten, wobei diese Zahlung im Rahmen einer späteren Selbstbehaltsberechnung angerechnet wird. Dieser Selbst- behalt beträgt 15 Prozent des auf ihn nach Absatz 3 Satz 4 entfallenden An- teils des Fehlbetrages des Amortisati- onskontos zum Zeitpunkt des Eintritts der Wirksamkeit der Übertragung. Ab- satz 3 Satz 2 ist entsprechend anzu- wenden. Die Pflicht zur Zahlung des Selbstbehalts nach Satz 1 ist nicht an- zuwenden, sofern der Erwerber in sämtliche Rechte und Pflichten des übertragenden Wasserstoff-Kernnetz- betreibers bezüglich des Amortisations- kontos, insbesondere die Pflicht zur Tragung des Selbstbehalts nach Ab- satz 3, bei der Übertragung eintritt. Der Erwerber ist verpflichtet, dem Bund, vertreten durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz, spätes- tens mit Unterzeichnung der schuld- rechtlichen Vereinbarung, die der Über- tragung nach Satz 1 zugrunde liegt, durch geeignete Kennzahlen seine wirt- schaftliche Leistungsfähigkeit nachzu- weisen und darzulegen, dass er die da- mit einhergehenden Rechte und Pflich- ten aus dem Amortisationskonto über- nehmen und insbesondere den Selbst- behalt nach Absatz 3 leisten kann. Der übertragende Wasserstoff-Kernnetzbe- treiber ist verpflichtet, bis spätestens zum Tag der Unterzeichnung der vorge- nannten schuldrechtlichen Vereinba- rung dem Bund, vertreten durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz, eine von der Bundesnetz- agentur bestätigte Aufstellung der bei ihm aufgelaufenen kumulierten geneh- migten Netzkosten nach § 28o vorzule- gen. Sofern die jeweiligen Verpflichtun-\r\ngen nach den Sätzen 5 und 6 nicht er- füllt sind, ist der übertragende\r\n- 21 -\r\nKabinettvorlage\r\nBeschlüsse des Ausschusses für Klima und Energie\r\nist bei Einstellung des Betriebs der Lei- tungsinfrastruktur des Wasserstoff- Kernnetzes vor Beendigung des ge- samten Finanzierungsmodells entspre- chend mit der Maßgabe anzuwenden, dass auf den Zeitpunkt der Einstellung des Betriebs abzustellen ist. Erfolgt die Einstellung des Betriebs nach Satz 7 aufgrund oder im Rahmen einer Eröff- nung eines Insolvenzverfahrens, kann die betroffene Leitungsinfrastruktur zu- lasten des Amortisationskontos abge- schrieben werden, sofern keine vorhe- rige Übertragung nach Satz 1 erfolgt. Der Restwertanspruch nach Satz 8 ent- steht in der Höhe des kalkulatorischen Restwerts der Leitungsinfrastruktur ab- züglich des Selbstbehalts nach Satz 2.\r\nWasserstoff-Kernnetzbetreiber ver- pflichtet, den Selbstbehalt nach Satz 2 zu leisten. Die Pflicht zur Tragung des Selbstbehalts nach den Sätzen 1 und 2 ist bei Einstellung des Betriebs der Lei- tungsinfrastruktur des Wasserstoff- Kernnetzes vor Beendigung des ge- samten Finanzierungsmodells entspre- chend mit der Maßgabe anzuwenden, dass auf den Zeitpunkt der Einstellung des Betriebs abzustellen ist. Erfolgt die Einstellung des Betriebs nach Satz 8 aufgrund oder im Rahmen einer Eröff- nung eines Insolvenzverfahrens, kann die betroffene Leitungsinfrastruktur zu- lasten des Amortisationskontos abge- schrieben werden, sofern keine vorhe- rige Übertragung nach Satz 1 erfolgt. Der Restwertanspruch nach Satz 9 ent- steht in der Höhe des kalkulatorischen Restwerts der Leitungsinfrastruktur ab- züglich des Selbstbehalts nach Satz 2. Die außerplanmäßige Abschreibung ist auf den Selbstbehalt der anderen Wasserstoff-Kernnetzbetreiber nach Absatz 2 nicht erhöhend anzurechnen.\r\n(4) Sofern die Wasserstoff-Kern- netzbetreiber im Fall einer Kündigung des Amortisationskontos durch den Bund nach § 28r Absatz 7 Satz 1 nicht über die notwendigen finanziellen Mittel zur Begleichung des Selbstbehalts ver- fügen, sind die Wasserstoff-Kernnetz- betreiber, die an dem intertemporalen Kostenallokationsmechanismus ein- schließlich der Nutzung des Amortisati- onskontos zur Finanzierung des Was- serstoff-Kernnetzes teilnehmen, ge- meinschaftlich verpflichtet, dem Bund ihr jeweiliges Eigentum am Wasser- stoff-Kernnetz gegen Zahlung des kal- kulatorischen Restwerts abzüglich des Selbstbehalts, der sich nach Absatz 2 bemisst, zu übertragen. Sofern der Be- trieb des Wasserstoff-Kernnetzes fort- geführt wird, können die Wasserstoff- Kernnetzbetreiber eine außerplanmä- ßige Abschreibung zulasten des Amor- tisationskontos bis zur Höhe der regu- lierten kalkulatorischen Restwerte durchführen. Die außerplanmäßige Ab- schreibung ist auf den Selbstbehalt nach Absatz 2 erhöhend anzurechnen.“\r\n(5) Sofern die Wasserstoff-Kernnetzbetreiber im Fall einer Kündigung des Amortisationskontos durch den Bund nach § 28r Absatz 7 Satz 1 nicht über die notwendigen finanziellen Mittel zur Begleichung des Selbstbehalts ver- fügen, sind die Wasserstoff-Kernnetz- betreiber, die an dem intertemporalen Kostenallokationsmechanismus ein- schließlich der Nutzung des Amortisati- onskontos zur Finanzierung des Was- serstoff-Kernnetzes teilnehmen, ge- meinschaftlich verpflichtet, dem Bund ihr jeweiliges Eigentum am Wasser- stoff-Kernnetz gegen Zahlung des kal- kulatorischen Restwerts abzüglich des Selbstbehalts, der sich nach Absatz 2 bemisst, zu übertragen. Sofern der Betrieb des Wasserstoff-Kernnetz fortgeführt wird, Anderenfalls können die Wasserstoff- Kernnetzbetreiber eine außerplanmäßige Abschreibung zulasten des Amor- tisationskontos bis zur Höhe der regulierten kalkulatorischen Restwerte durchführen. Die außerplanmäßige Abschreibung ist auf den Selbstbehalt nach Absatz 2 nicht erhöhend anzurechnen.\r\n- 22 -\r\n- 23 -\r\nKabinettvorlage\r\nBeschlüsse des Ausschusses für Klima und Energie\r\n4. In § 59 Absatz 1 Satz 2 Nummer 11 wird die Angabe „§§ 28p, 28q und 28r“ durch die Angabe „§§ 28p und 28q“ er- setzt.\r\n4. § 59 Absatz 1 Satz 2 wird wie folgt ge- ändert:\r\na) In Nummer 9 wird die Angabe „§§ 15a, 15b“ durch die Angabe „§§ 15a bis 15f“ ersetzt.\r\nb) In Nummer 11 wird die Angabe\r\n„§§ 28p, 28q und 28r“ durch die An- gabe „§§ 28p und 28q“ ersetzt.\r\n- 24 -\r\nBegründung\r\nZur Bezeichnung des Gesetzentwurfs\r\nDie Bezeichnung des vorliegenden Gesetzentwurfs lautet nunmehr “Zweites Änderungsge- setz zum EnWG“. Die Zählung hat sich geändert, nachdem sich die Bezeichnung des bis- herigen Entwurfs eines Zweiten Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes geändert hat.\r\nZu Artikel 1\r\nZu Nummer 1 Buchstabe d)\r\nEs handelt sich um eine redaktionelle Anpassung.\r\nZu Nummer 2\r\nZu § 28r Absatz 3\r\nIn der neuen Formulierung wird in Satz 2 klargestellt, dass das Amortisationskonto bei einer privatrechtlichen Stelle geführt werden soll. In Satz 3 wird diese kontoführende Stelle näher konkretisiert als inländische Person des Privatrechts. Damit wird die Umsetzung des Mo- dells sichergestellt. Um zu vermeiden, dass sich der subsidiäre Ausgleichsanspruch in\r\n§ 28s Absatz 1 auf über das Amortisationskonto hinausgehende Geschäftsfelder erstreckt, wird als Voraussetzung statuiert, dass sich das Betätigungsfeld in der Aufgabe der Führung des Amortisationskontos erschöpft.\r\nSatz 4 regelt, dass die kontoführende Stelle von den am Finanzierungsmodell teilnehmen- den Wasserstoff-Kernnetzbetreibern gemeinschaftlich beauftragt wird. Die gemeinschaftli- che Beauftragung der kontoführenden Stelle durch diese ist sachgerecht, da das Finanzie- rungsmodell des Wasserstoff-Kernnetzes privatwirtschaftlich realisiert werden soll. Eine pri- vatwirtschaftliche kontoführende Stelle und deren Bestimmung dient daher dem Zweck und Ziel, den das Finanzierungsmodell verfolgt. Aufgrund der Verpflichtung der Bundesrepublik Deutschland nach § 28s Absatz 1 einen etwaigen Fehlbetrag auf dem Amortisationskonto ggfs. vollständig auszugleichen, wird das Erfordernis des Einvernehmens des Bundesmi- nisteriums für Wirtschaft und Klimaschutz eingeführt.\r\nFür die Umsetzung des angelegten Finanzierungsmechanismus sind vertragliche Abreden zwischen den Wasserstoff-Kernnetzbetreibern und der kontoführenden Stelle erforderlich. In diesen ist die Ausreichung der Zahlungen aus dem Amortisationskonto an die Kernnetz- betreiber durch die kontoführende Stelle zu regeln. Denn dabei handelt es sich um privat- rechtliche Zahlungen zwischen privaten Rechtssubjekten.\r\nDie eingefügten Regelungen in Satz 5 ist erforderlich, damit die Aufwendungen der konto- führenden Stelle im Amortisationskonto verbucht werden können. Dafür ist erforderlich, dass diese Aufwendungen den Wasserstoff-Kernnetzbetreibern zu Selbstkosten durch die kontoführende Stellung in Rechnung gestellt werden können. Der eingefügte Satz 6 ist er- forderlich, damit die kontoführende Stelle, die die Zahlungen an die Wasserstoff-Kernnetz- betreiber ausreicht, einen vollumfänglichen Ausgleichsanspruch gegen das System des in- tertemporalen Kostenallokationsmechanismus hat, den sie entsprechend in ihrer Bilanz ak- tivieren kann. Der Anspruch auf Übererlöse bei den Netzbetreibern ist durch der subsidiäre Ausgleichs-pflicht der Bundesrepublik Deutschland nach § 28s Absatz 1 Satz 1 werthaltig. Aufgrund dessen erfolgt die handelsrechtliche Klarstellung der Einordnung des Ausgleichs- anspruches in Satz 7.\r\n- 25 -\r\nEs wird ein neuer Satz 8 eingefügt. Dieser wird erforderlich, da die Zwischenfinanzierung des Amortisationskontos durch Darlehen einer das Amortisationskonto im Auftrag des Bun- des zwischenfinanzierenden Stelle als Darlehensgeberin und der kontoführenden Stelle als Darlehensnehmerin erfolgen soll. Satz 9 stellt klar, dass sämtliche Zinsen, Kosten und Ent- gelte aus oder im Zusammenhang mit den Darlehen von der Darlehensnehmerin getragen werden, wobei diese Kosten in das Amortisationskonto einfließen.\r\nZu § 28r Absatz 4\r\nDie aufgenommene Formulierung in Satz 2 dient der Klarstellung, dass die Pflicht nach\r\n§ 28r Absatz 3 Satz 3 zur Zahlung der Differenzen in das Amortisationskonto bei teilweiser oder vollständiger Übertragung von Teilen des Wasserstoff-Kernnetzes bestehen bleibt. Nach § 28s Absatz 4 Satz 3 besteht die Möglichkeit für am Amortisationskonto teilneh- mende Wasserstoff-Kernnetzbetreiber, ihren Anteil am Wasserstoff-Kernnetz zu übertra- gen. Um sicherzustellen, dass die Rückflüsse in das Amortisationskonto in der Phase, in der das Hochlaufentgelt oberhalb des kostendeckenden Entgeltes liegt, nicht durch eine vollständige oder teilweise Übertragung von Teilen des Wasserstoff-Kernnetzes vereitelt werden, geht die Pflicht der Zahlungen der Differenzen auf den Erwerber über. Etwaig ge- leistete Zahlungen des Selbstbehalts sind bei der Bemessung der Höhe der Zahlung der Differenz mindernd zu berücksichtigen.\r\nZu § 28s\r\nZu Absatz 2\r\nEs wird ein neuer § 28s Absatz 2 eingeführt. Dieser regelt, dass sofern die kontoführende Stelle ihre Zahlungsverpflichtungen aus oder im Zusammenhang mit einer Darlehensver- einbarung nach § 28r Absatz 3 Satz 7 bei Fälligkeit nicht erfüllt, der das Amortisationskonto im Auftrag des Bundes zwischenfinanzierenden Stelle als Darlehensgeberin ein Anspruch auf Erstattung gegen die Bundesrepublik Deutschland zusteht. Damit soll sichergestellt werden, dass die Darlehensgeberin aus dem oder den Darlehen, die sie der kontoführen- den Stelle als Darlehensnehmerin einräumt, keine wirtschaftlichen Risiken trägt und von sämtlichen Risiken und Nachteilen in Verbindung mit der Darlehensgewährung freigestellt wird. Weitere Einzelheiten der Absicherung der das Amortisationskonto im Auftrag des Bun- des zwischenfinanzierenden Stelle werden in einer Vereinbarung zwischen der Bundesre- publik Deutschland und der Darlehensgeberin geregelt.\r\nZu Absatz 3\r\nIn der neuen Formulierung wird klargestellt, dass Anspruchsgegnerin der Zahlung des Selbstbehalts die Bundesrepublik Deutschland ist. Die Bundesrepublik Deutschland gleicht nach § 28s Absatz 1 Satz 1 einen etwaig bestehenden Fehlbetrag auf dem Amortisations- konto vollständig aus. Da nach dem Ausgleich kein Fehlbetrag mehr auf dem Amortisati- onskonto verbleibt, ist der von den Wasserstoff-Kernnetzbetreiber zu tragende Selbstbehalt gegenüber der Bundesrepublik Deutschland zu leisten. Damit wird die Absicherung des Finanzierungsmodells bei gleichzeitiger Möglichkeit des Regresses gegenüber den Was- serstoff-Kernnetzbetreibern umgesetzt. Es wird klargestellt, dass Zahlungen der Bundesre- publik Deutschland an die Darlehensgeberin nach Absatz 2 nicht mindernd auf den Selbst- behalt anzurechnen sind.\r\nZu Absatz 4\r\nDie Änderungen ergeben sich daraus, dass Anspruchsgegnerin des Selbstbehalts die Bun- desrepublik Deutschland ist, dementsprechend müssen die entsprechenden Nachweise gegenüber dem Bund, vertreten durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Klima- schutz erbracht werden. Auch für einen etwaigen Selbstbehalt im Rahmen einer Zahlung aufgrund einer vollständigen oder teilweisen Übertragung bzw. einer Betriebseinstellung\r\n- 26 -\r\nwird geregelt, dass etwaige Zahlungen der Bundesrepublik Deutschland auf den Anspruch nach Absatz 2 nicht die Höhe des Selbstbehalts mindern.\r\nZu Nummer 3\r\nEs handelt sich um eine redaktionelle Anpassung.\r\nZu Nummer 4 Buchstabe a)\r\nEs handelt sich um eine redaktionelle Änderung. Der Verweis ist aufgrund der Einfügung der neuen §§ 15a bis 15f EnWG durch dieses Gesetz anzupassen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-03-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007372","regulatoryProjectTitle":"Finanzierungsrahmen für das H2-Kernnetz und integrierte Netzplanung Gas/Wasserstoff im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/39/1f/319037/Stellungnahme-Gutachten-SG2406260145.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":"Seite 1 von 9\r\nErgänzendes Hinweispapier der Fernleitungsnetzbetreiber für notwendige Anpassungen am Finanzierungsrahmen zur Realisierung des Wasserstoff-Kernnetzes im Rahmen der Driten EnWG-Novelle\r\nMärz 2024\r\nAufgrund der aktuellen Diskussionen im Bundestag und den relevanten Ministerien zu Anpassungen am EnWG-Entwurf und im Nachgang zur Sachverständigenanhörung im Bundestag möchten die Fernleitungsnetzbetreiber einige ergänzende und präzisierenden Hinweise geben.\r\nDer Gesetzentwurf der Bundesregierung zur Driten EnWG-Novelle enthält Regelungen für den Finanzierungsrahmen für das Wasserstoff-Kernnetz und die integrierte Netzentwicklungsplanung für Erdgas- und Wasserstoffnetze.\r\nDie Fernleitungsnetzbetreiber haben immer betont, dass es ein tragfähiges Finanzierungsmodell braucht. Nur so kann das erforderliche private Kapital von 19,8 Milliarden Euro am Kapitalmarkt eingeworben werben. Im Kern müssen ein angemessenes Chancen-Risiko-Verhältnis sowie Rechtssicherheit hinsichtlich der zentralen Finanzparameter gegeben sein.\r\nBei den Inves􀆟􀆟onen ins Wasserstoff-Kernnetz besteht eine Konkurrenz insbesondere mit anderen Anlageklassen im regulierten Infrastrukturbereich, z. B. den Stromnetzen. Für eine posi􀆟ve Inves􀆟􀆟onsentscheidung müssen die Kondi􀆟onen vergleichbar atrak􀆟v sein. Die Nutzung von Strom als Energieträger wird seitens der Poli􀆟k stark gefördert; der Strommarkt ist ein etablierter Markt mit einer Vielzahl von Kunden, was das Risiko in einem hohen Maße verteilt. Alle diese Merkmale sind bei einem erst aufzubauenden Wasserstoffmarkt nicht gegeben, bei dem der Hochlauf von poli􀆟schen Rahmenbedingungen abhängt.\r\nDas Wasserstoff-Kernnetz legt die Basis für Inves􀆟􀆟onsentscheidungen vieler Industrieunternehmen, Stadtwerke, aber auch kün􀅌iger Produzenten und Speicherbetreiber. Denn diese machen ihre Inves􀆟􀆟onen vom verbindlichen Entstehen des Wasserstoff-Kernnetzes abhängig. Es sind für viele der Unternehmen richtungsweisende Entscheidungen für die Zukun􀅌 ihres Unternehmens – für einige sind diese existenziell. Die Bedeutung des Finanzierungsmodells des Wasserstoff-Kernnetzes ist daher nicht hoch genug einzuschätzen.\r\nStand heute sind die Finanzierungsregeln so ausgestaltet, dass die Anforderungen an die Kapitalmark􀆞ähigkeit nicht gegeben sind. Die Folge: Eigentümer bzw. Investoren der Netzbetreiber können keine posi􀆟ven Inves􀆟􀆟onsentscheidungen treffen.\r\nDamit die Fernleitungsnetzbetreiber im Mai 2024 einen finalen Antrag für das Wasserstoff-Kernnetz einreichen können, müssen jetzt zeitnah entscheidende Fragen des Finanzierungskonzepts geklärt werden – die Anpassung des Gesetzesentwurfs der EnWG-Novelle ist eine notwendige Konsequenz. Weiterhin muss die Festlegung der Bundesnetzagentur zur Ausgestaltung und Konkre􀆟sierung der gesetzlichen und verordnungsrechtlichen Regelungen für die Regulierung der Wasserstoff-Kernnetzbetreiber vor dem finalen Antrag getroffen werden.\r\nZusätzlich zu berücksich􀆟gen sind Anpassungen, die sich aus der nunmehr durch die Bundesregierung geplanten Abwicklung der Zahlungsflüsse über die Trading Hub Europe GmbH (THE) bzw. eine Tochtergesellscha􀅌 dieser ergeben. Überdies ist zwingende Voraussetzung für die Abgabe des Antrags\r\nSeite 2 von 9\r\ndurch die Fernleitungsnetzbetreiber zur Genehmigung des Kernnetzes, dass etwaige beihilferechtliche Vorbehalte vorher vollständig ausgeräumt werden.\r\nMit Blick auf Diskussionen über eine Überdimensionierung des Wasserstoff-Kernnetzes, die auch im Rahmen der Expertenanhörung im Ausschuss für Klimaschutz und Energie im Deutschen Bundestag geführt wurden, weisen die Fernleitungsnetzbetreiber darauf hin, dass das EnWG in § 28r Abs. 8 Satz 6 bereits eine Flexibilisierung der Netzentwicklungsplanung beinhaltet. Demnach können Projekte, die nach dem 31.12.2027 in Betrieb gehen sollen, über den integrierten NEP-Prozess auf ihre Notwendigkeit bzw. Bedarfsgerech􀆟gkeit hin überprü􀅌 und in diesem Rahmen angepasst werden.\r\nUm die Umsetzbarkeit und Kapitalmarkfähigkeit des Finanzierungskonzeptes sicherzustellen sind folgende Anpassungen notwendig:\r\n1. Beihilferechtliche Zulässigkeit des Finanzierungskonzepts\r\nWeitere Schrite zum Au􀄩au des Wasserstoff-Kernnetzes beginnend mit der Abgabe des Antrags durch die Fernleitungsnetzbetreiber auf Genehmigung nach § 28r EnWG können nur dann ohne Vorbehalt vorgenommen werden, wenn zuvor etwaige beihilferechtliche Vorbehalte bezüglich des Finanzierungskonzepts verbindlich und final ausgeräumt wurden.\r\n Dieser Punkt ist nicht durch Anpassungen des EnWG zu lösen, sondern die Bundesregierung muss entsprechende Abstimmungen mit der EU-Kommission durchführen bzw. eine Freigabe zum Ausschluss etwaiger beihilferechtlicher Vorbehalte erhalten. Für den Fall, dass ein beihilferechtlicher Vorbehalt für das Amortisationskonto in das EnWG aufgenommen werden muss, muss zwingend auch der Antrag der Fernleitungsnetzbetreiber für das Wasserstoff-Kernnetz unter einen solchen Vorbehalt gestellt werden können.\r\n2. Schaffung rechtssicherer Regelungen zur Implemen􀆟erung der THE bzw. einer Tochtergesellscha􀅌 als kontoführende Stelle sowie zur Einordnung der Zahlungen an die Fernleitungsnetzbetreiber\r\nNach aktuellem Stand der Diskussionen zur Abwicklung der Zahlungen aus dem Amor􀆟sa􀆟onskonto soll THE als kontoführende Stelle durch den Bund eingesetzt werden, wobei THE Darlehen der Kreditanstalt für Wiederau􀄩au zur Finanzierung zur Verfügung gestellt werden sollen. Die Fernleitungsnetzbetreiber sind bereit, dies zu unterstützen, allerdings müssen dazu die Regelungen in §§ 28r und 28s EnWG so angepasst werden, dass weder für die THE noch die Fernleitungsnetzbetreiber daraus Risiken entstehen. So gilt es vor allem, die regulatorische als auch handelsbilanzielle Behandlung der Zahlungen der kontoführenden Stelle aus dem Amor􀆟sa􀆟onskonto als Entgeltzahlungen der Netznutzer ersetzende Umsatzerlöse zu verankern sowie bilanztechnische Fragen bezüglich der Zahlungen von THE sowohl auf Seiten der THE als auch der Kernnetzbetreiber rechtssicher zu klären. Die Zahlungsansprüche der Kernnetzbetreiber gegen THE (Mindererlöse) und von THE gegen die Kernnetzbetreiber (Mehrerlöse) müssen sich klar aus dem EnWG ergeben einschließlich der Festlegung der Zahlungen im laufenden Jahr auf Basis von Plankosten und Buchungsprognosen. Bei den Kernnetzbetreibern dürfen die Zahlungen von THE nicht in der Bilanz als Verbindlichkeit zu berücksich􀆟gen sein. Schließlich muss bei THE die Frage der ak􀆟vierten Gegenposi􀆟on für die Darlehen der Kreditanstalt für Wiederau􀄩au in der Bilanz so geklärt sein, dass sie von Wirtscha􀅌sprüfern nicht in Frage gestellt wird. Die Fernleitungsnetzbetreiber sehen hier eine garan􀆟erte Ausgleichsforderung gegen den Bund\r\nSeite 3 von 9\r\nals Basis. Die Absicherung des Bundes ggü. THE muss dabei 100% eines nega􀆟ven Saldos des Amor􀆟sa􀆟onskontos abdecken. Der Selbstbehalt muss im Verhältnis zwischen Bund und den Kernnetzbetreibern geregelt werden. Darüber hinaus sollte nicht THE selbst, sondern ein mit ihr verbundenes Unternehmen (z. B. also eine Tochtergesellscha􀅌) vom Bund als kontoführende Stelle benannt werden.\r\n Der Rechtsrahmen ist so auszugestalten, dass die Übernahme der Aufgabe der kontoführenden Stelle durch THE nicht zu Risiken für diese führt. Ferner dürfen sich aus der Zwischenschaltung der THE keine zusätzlichen Risiken für die Fernleitungsnetzbetreiber ergeben. Dazu ist der Charakter der Zahlungen an die Fernleitungsnetzbetreiber so auszugestalten, dass diese sie zeitnah als Umsatzerlöse vereinnahmen können.\r\n3. Selbstbehalt der Kernnetzbetreiber (§ 28s Abs. 2 EnWG): tragbares Chancen-Risiko-Verhältnis sicherstellen! Laut Gesetzentwurf knüp􀅌 der Staat seine Ha􀅌ung an die Bedingung, dass die Kernnetzbetreiber bei einem nega􀆟ven Saldo des Amor􀆟sa􀆟onskontos zum Ende der Laufzeit (spätestens also 2055) einen Selbstbehalt tragen. Dieser Selbstbehalt beträgt gemäß Gesetzesentwurf im S􀆟chjahr (2055) 24%. Diese Höhe des Selbstbehaltes ist ein erhebliches zusätzliches Risiko für die Kernnetzbetreiber und benachteiligt diese in Verbindung mit einer vergleichsweise geringen regulierten Verzinsung des Eigenkapitals in Höhe von 6,69% im Wetbewerb um Kapital insbesondere im Vergleich zum Strombereich, wo weder ein Ausfallrisiko noch das Selbstbehaltsrisiko bestehen. Darüber hinaus werden laut Gesetzentwurf auch die bestehenden Leitungen des Erdgasnetzes, die auf den Transport von Wasserstoff umgestellt werden, mit dem Risiko des Selbstbehalts belastet. Dies mindert den Anreiz zur Umstellung von Leitungen erheblich. Dabei sind gerade diese zentral für einen möglichst schnellen, ressourcenschonenden und kosteneffizienten Au􀄩au des Kernnetzes.\r\n Die Kapitalmarktfähigkeit des Finanzierungsmodells muss durch ein ausgewogenes Chancen-Risiko-Verhältnis sichergestellt werden. In Anlehnung an den Beschluss des Bundesrates vom 15.12.2023 sollten der Selbstbehalt auf 15% in 2055 gesenkt und umgestellte Leitungen nicht in die Berechnung des Selbstbehalts einbezogen werden.\r\n4. Andienungsrecht (§ 28s Abs. 4 EnWG): Staatsgaran􀆟e darf nicht ins Leere laufen!\r\nDer Gesetzentwurf enthält eine sogenannte Andienungspflicht. Dies bedeutet, dass die Kernnetzbetreiber das Kernnetz unter bes􀆟mmten Voraussetzungen dem Bund übertragen müssen und dafür die Restbuchwerte abzüglich des Selbstbehaltes erstatet bekommen. Diese Andienungspflicht gilt laut dem aktuellen Entwurfstext aber nur für den Fall, dass die Kernnetzbetreiber den Selbstbehalt gegenüber dem Bund nicht begleichen können. Damit läu􀅌 die staatliche Garan􀆟e in vielen Fällen ins Leere und würde die Kernnetzbetreiber\r\ndoppelt belasten: Die Inves􀆟􀆟onen in das Wasserstoff-Kernnetz sind zum Zeitpunkt einer Kündigung bereits vollständig getä􀆟gt. Die Kernnetzbetreiber müssten einerseits den Selbstbehalt auf das Amor􀆟sa􀆟onskonto an den Bund zahlen, anderseits würde das Wasserstoff-Kernnetz bei einer in einem solchen Fall wahrscheinlichen Einstellung des Betriebs entwertet und wäre dementsprechend komplet abzuschreiben (Totalverlust). Eine derar􀆟ge Situa􀆟on würde zu einem Verzehr des eingesetzten Kapitals führen, was für Kapitalgeber im Infrastrukturbereich nicht mit ihren Inves􀆟􀆟onsregeln vereinbar wäre und die Kapitalmark􀆞ähigkeit in Frage stellt. Damit dies geheilt wird, muss die Andienungspflicht\r\nSeite 4 von 9\r\nmit einem Andienungsrecht der Kernnetzbetreiber im Falle der Beendigung des Amor􀆟sa􀆟onskontos kombiniert werden. Die Fernleitungsnetzbetreiber unterstützen daher den entsprechenden Beschluss des Bundesrates vom 15.12.2023. Ein entsprechender Zusatz wäre im § 28s Abs. 4 nach Satz 1 EnWG zu einzufügen.\r\n Die Kernnetzbetreiber sollten im Falle des vom Bund festgestellten Scheiterns des Markthochlaufs und einer entsprechenden Kündigung des Amortisationskontos (durch den Bund) ihr Eigentum am Wasserstoff-Kernnetz dem Bund ohne weitere Bedingung gegen Zahlung des kalkulatorischen Restwerts abzüglich des Selbstbehaltes andienen können.\r\n5. Keine Sonderabschreibung im Insolvenzfall (§ 28s Abs. 3 Sätze 8 und 9 EnWG-E): Ha􀅌ungsumfang der übrigen Kernnetzbetreiber darf sich nicht unverschuldet erhöhen!\r\nIn § 28s Abs. 3 Satz 8 EnWG-E wird die Möglichkeit einer Sonderabschreibung zu Lasten des Amor􀆟sa􀆟onskontos bei Einstellung des Betriebs im Rahmen eines Insolvenzverfahrens vorgesehen. Trotz solidarischer Ausgestaltung darf es nicht zu einer fak􀆟schen Übernahme von Verbindlichkeiten eines einzelnen Kernnetzbetreibers durch die Gruppe der übrigen Kernnetzbetreiber kommen (auch nicht über Umwege).\r\n Auch im möglichen Insolvenzfall einzelner Netzbetreiber darf sich der Haftungsumfang der übrigen Kernnetzbetreiber nicht erhöhen. Ein solches Risiko würde eine massive Hürde für die Entscheidung der Investoren darstellen.\r\n6. Öffentlich-rechtlicher Vertrag: rechtssichere Grundlage für Milliardeninves􀆟􀆟onen! Der Gesetzentwurf sieht derzeit den Finanzierungsrahmen über eine Mischung aus gesetzlichen Grundlagen und noch zu erlassenden Festlegungen der Bundesnetzagentur als ausreichend präzisiert an. Für die Netzbetreiber stellt dies jedoch keine rechtssichere Grundlage dar, um die Inves􀆟􀆟onen von mehreren Milliarden Euro, die über mehrere Jahrzehnte refinanziert werden, zu tä􀆟gen. Nach aktuellem Stand könnten der Gesetzgeber und auch die Bundesnetzagentur jederzeit selbst grundlegende Bedingungen durch eine Anpassung des EnWG bzw. per Festlegung ändern. Die Fernleitungsnetzbetreiber unterstützen daher den entsprechenden Beschluss des Bundesrates vom 15.12.2023.\r\n Eine rechtssichere Gestaltung lässt sich nur über den Abschluss von öffentlich-rechtlichen Verträgen erreichen. Diese sind durch den Bund mit den Kernnetzbetreibern, der von ihm beauftragten kontoführenden Stelle sowie der Bundesnetzagentur abzuschließen.\r\nSeite 5 von 9\r\nAnhang/Formulierungshilfe\r\nDie Fernleitungsnetzbetreiber halten zur Umsetzung der o. g. Punkte 2 - 6 folgende Anpassungen an §§ 28r und 28s EnWG-Entwurf für notwendig (einige Verweise in den bestehenden Passagen sind aufgrund der Einfügungen noch anzupassen):\r\n§ 28r Grundsätze der Finanzierung des Wasserstoff-Kernnetzes und der Entgeltbildung; Abweichungsbefugnis der Bundesnetzagentur und Kündigungsrecht; Festlegungskompetenz\r\n(1) Die Errichtung und der Betrieb des Wasserstoff-Kernnetzes nach § 28q wird über die von den Netznutzern für den Zugang zu dem Wasserstoff-Kernnetz zu zahlenden kostenorien􀆟erten Entgelte finanziert. Dazu hat die Bundesnetzagentur nach Maßgabe der nachfolgenden Vorschri􀅌en und unter Berücksich􀆟gung eines im Au􀅌rag des Bundes erstellten Gutachtens zur Validierung der Tragfähigkeit des nachfolgend geregelten Finanzierungsmodells einen intertemporalen Kostenalloka􀆟onsmechanismus durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 vorzugeben, der eine Finanzierung des Wasserstoff-Kernnetzes bis zum Ablauf des 31. Dezember 2055 ermöglicht. Sofern das in Absatz 3 Satz 2 bezeichnete Amor􀆟sa􀆟onskonto vor einer Beendigung nach § 28s Absatz 1 Satz 1 durch Entgelte ausgeglichen ist, endet der intertemporale Kostenalloka􀆟onsmechanismus zur Finanzierung des Wasserstoff-Kernnetzes. Die Höhe der Entgelte für den Zugang zu dem Wasserstoff-Kernnetz soll ab dem 1. Januar 2025 bundesweit einheitlich auf der Grundlage der aggregierten Netzkosten aller Betreiber von Leitungsinfrastrukturen, die Teil des Wasserstoff-Kernnetzes sind (Wasserstoff-Kernnetzbetreiber), bes􀆟mmt werden. Dazu hat jeder Wasserstoff-Kernnetzbetreiber seine Netzkosten individuell nach Maßgabe des § 28o Absatz 1 Satz 3 zu ermiteln. Als Netzkosten können auch Vorlau􀅅osten berücksich􀆟gt werden, die vor dem 1. Januar 2025 entstanden sind. Bis zum Ablauf des 31. Dezember 2027 beträgt die kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung 6,69 Prozent vor Steuern. Mehr- oder Mindererlöse, die den einzelnen Wasserstoff-Kernnetzbetreibern durch das bundesweit einheitliche Entgelt entstehen, sind durch eine finanzielle Verrechnung zwischen den Wasserstoff-Kernnetzbetreibern auszugleichen.\r\n(2) Um den zügigen Hochlauf des Wasserstoffmarktes in der Bundesrepublik Deutschland zu ermöglichen und das in § 28q Absatz 1 Satz 2 benannte Ziel zu erreichen, hat die Bundesnetzagentur im Rahmen der Ausgestaltung des intertemporalen Kostenalloka􀆟onsmechanismus nach Absatz 1 ein Hochlaufentgelt festzulegen. Die Festlegung des Hochlaufentgelts nach Satz 1 soll einen Ausgleich des Amor􀆟sa􀆟onskontos nach Absatz 3 Satz 2 bis zum Ablauf des 31. Dezember 2055 gewährleisten und die Wirkungen des Hochlaufentgelts auf die Nachfrage nach den Transportkapazitäten des Wasserstoff-Kernnetzes berücksich􀆟gen. Das Hochlaufentgelt kann insbesondere im Fall von Kostensteigerungen beim Bau des Wasserstoff-Kernnetzes mit dem durch das Sta􀆟s􀆟sche Bundesamt veröffentlichten Verbraucherpreisgesam􀆟ndex jährlich indexiert werden.\r\n(3) Weichen die mit dem kalenderjährlichen Hochlaufentgelt erzielten Erlöse und die aggregierten genehmigten Kosten der Wasserstoff-Kernnetzbetreiber voneinander ab, hat die Bundesnetzagentur jährlich für jeden Wasserstoff-Kernnetzbetreiber die Differenz aus seinen genehmigten Kosten und seinen erzielten Erlösen aus Entgelten unter Berücksich􀆟gung der finanziellen Verrechnung nach Absatz 1 Satz 8 zu ermiteln. Diese Differenz ist zulasten oder zugunsten eines Amor􀆟sa􀆟onskontos zu verbuchen, das im Au􀅌rag des Bundes von einer kontoführenden Stelle geführt wird, wobei im Fall einer Differenz zulasten des Amor􀆟sa􀆟onskontos entsprechende Zahlungen von der vom Bund beau􀅌ragten kontoführenden Stelle an den jeweiligen Wasserstoff-Kernnetzbetreiber und im Fall einer Differenz zugunsten des Amor􀆟sa􀆟onskontos entsprechende Zahlungen des jeweiligen\r\nSeite 6 von 9\r\nWasserstoff-Kernnetzbetreibers an die vom Bund beau􀅌ragte kontoführende Stelle erfolgen. Im Amortisationskonto werden auch die bei der kontoführenden Stelle im Zusammenhang mit der Führung des Amortisationskontos anfallenden Aufwendungen erfasst. In Höhe der saldierten Beträge der bei der kontoführenden Stelle entstandenen und auf dem Amortisationskonto zu erfassenden Posten hat die kontoführende Stelle zu jeder Zeit einen vollumfänglichen Ausgleichsanspruch, der durch das System des intertemporalen Kostenallokationsmechanismus, spätestens aber bis zum 31. Dezember 2055 auszugleichen ist. Dieser Ausgleichsanspruch gilt als Vermögensgegenstand im Sinne von § 246 Abs. 1 Satz 1 HGB und ist in der Bilanz unter dem Posten „sonstige Vermögensgegenstände“ auszuweisen. Als kontoführende Stelle benennt der Bund ein mit der Trading Hub Europe GmbH, Ratingen verbundenes Unternehmen i. S. d. § 16 Aktiengesetz. Die Zahlungen der vom Bund beauftragten kontoführenden Stelle an die Wasserstoff-Kernnetzbetreiber sind als nichtrückzahlbare Zuschüsse zu werten. Die Bundesnetzagentur hat jährlich vorab, erstmalig bis spätestens zum 31. Dezember 2024, durch die bzw. an die vom Bund beauftragte kontoführende Stelle zu leistende Abschlagszahlungen festzulegen, die auf Basis von Plankosten der Wasserstoff-Kernnetzbetreiber und prognostizierten Entgeltzahlungen von Netznutzern für den Zugang zu dem Wasserstoff-Kernnetz die Abweichungen im Sinne von Satz 1 möglichst abdecken. Nach finaler Feststellung der Differenzen durch die Bundesnetzagentur nach Satz 1 erfolgt ein Plan/Ist-Kostenabgleich, wobei etwaige Abweichungen durch Auf- bzw. Abschläge der Zahlungen im folgenden Jahr berücksichtigt werden.1 (4) Die Teilnahme am intertemporalen Kostenalloka􀆟onsmechanismus einschließlich der Nutzung des Amor􀆟sa􀆟onskontos zur Finanzierung des Wasserstoff-Kernnetzes ist davon abhängig, dass der jeweilige Wasserstoff-Kernnetzbetreiber für den Fall eines Ausgleichs des Amor􀆟sa􀆟onskontos nach § 28s Absatz 1 unwiderruflich darauf verzichtet, den auf ihn en􀆞allenden Selbstbehalt nach § 28s durch Entgelte zu vereinnahmen.\r\n(5) Erstmalig zum 1. Januar 2028 und sodann alle drei Jahre führt die Bundesnetzagentur eine Überprüfung des Hochlaufentgelts durch. Stellt die Bundesnetzagentur bei der Überprüfung fest, dass die tatsächliche Entwicklung des Wassersto􀄭ochlaufs oder des Amor􀆟sa􀆟onskontos erheblich von den Annahmen abweicht, die der vorangegangenen Festlegung des Hochlaufentgelts zu Grunde lagen, soll sie das Hochlaufentgelt im Wege der Festlegung nach § 29 Absatz 1 so anpassen, dass ein Ausgleich des Amor􀆟sa􀆟onskontos nach Absatz 3 Satz 2 bis zum Ablauf des 31. Dezember 2055 durch Entgelte ermöglicht wird. Ist ein Ausgleich des Amor􀆟sa􀆟onskontos bis zum Ablauf des 31. Dezember 2055 nach Auffassung der Bundesnetzagentur nicht erreichbar, soll sie das Hochlaufentgelt so niedrig festlegen, dass es einen höchstmöglichen Gesamterlös ermöglicht.\r\n(6) Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz wird ermächtigt, mit den Wasserstoff-Kernnetzbetreibern, der vom Bund zu beauftragenden kontoführenden Stelle und der Bundesnetzagentur einen öffentlich-rechtlichen Vertrag zu den aus §§ 28r und 28s folgenden Rechten und Pflichten zu schließen sowie bei Bedarf Änderungen zu vereinbaren. Der Vertrag bedarf der Zustimmung des Bundestages.2\r\n(7) Die Bundesnetzagentur kann durch Festlegung nach § 28o Absatz 3 von einzelnen Vorgaben der Absätze 1, 2 und 5 abweichende Regelungen treffen. Die Wasserstoffnetzentgeltverordnung vom 23. November 2021 (BGBl. I S. 4955) ist mit Ausnahme von § 10 Absatz 3 und Absatz 4 solange auf die Wasserstoff-Kernnetzbetreiber\r\n1 Die Ergänzungen in Absatz 3 dienen der Umsetzung des Punktes 2.\r\n2 Die Ergänzung des Absatzes 7 dient der Umsetzung des Punktes 6.\r\nSeite 7 von 9\r\nanzuwenden, bis die Bundesnetzagentur durch Festlegung nach § 28o Absatz 3 in Verbindung mit § 29 Absatz 1 anderes bes􀆟mmt.\r\n(8) Ergibt sich in Folge der Überprüfung nach Absatz 5, dass der Wasserstoff-Hochlauf absehbar scheitert, ist der Bund berech􀆟gt, das Finanzierungsmodell durch Kündigung des Amor􀆟sa􀆟onskontos zum 31. Dezember eines Kalenderjahres, erstmals zum 31. Dezember 2038, mit Wirkung zum Ablauf des jeweiligen Folgejahres zu beenden. Von einem absehbaren Scheitern ist auszugehen, wenn ein vom Bund beau􀅌ragtes wissenscha􀅌liches Gutachten feststellt, dass ein Entgelt, das die von der Bundesnetzagentur genehmigten Kosten der Wasserstoff-Kernnetzbetreiber decken würde, zum Ablauf des 31. Dezember 2055 noch deutlich über dem als marktgängig einzuschätzenden Entgelt liegen wird. Dies ist insbesondere dann anzunehmen, wenn sich die für das Wasserstoff-Kernnetz in dem in Absatz 1 Satz 2 bezeichneten ini􀆟alen Gutachten zur Validierung der Tragfähigkeit des Finanzierungsmodells des Amor􀆟sa􀆟onskontos unterstellte Transportkapazitätsauslastung zum Zeitpunkt der Begutachtung weder eingestellt hat, noch absehbar im Wesentlichen einstellen wird. Den Wasserstoff-Kernnetzbetreibern ist hinsichtlich des in Satz 2 bezeichneten Gutachtens Gelegenheit zur Stellungnahme zu geben. Bei der Ausübung des Kündigungsrechtes nach Satz 1, der Beau􀅌ragung des Gutachtens nach Satz 2 und der Einholung von Stellungnahmen nach Satz 3 wird der Bund jeweils durch das Bundesministerium für Wirtscha􀅌 und Klimaschutz vertreten.\r\n(9) Sofern Wasserstoff-Kernnetzbetreiber neben dem Wasserstoff-Kernnetz weitere Wasserstoffnetze betreiben, sind sie verpflichtet, für das Wasserstoff-Kernnetz eine getrennte Buchführung nach § 28k Absatz 2 vorzunehmen mit der Maßgabe, dass sie getrennte Konten führen und ein eigener Tä􀆟gkeitsabschluss für den Betrieb des Wasserstoff-Kernnetzes aufzustellen und dem Abschlussprüfer im Rahmen der Jahresabschlussprüfung vorzulegen ist.\r\n(10) Voraussetzung für die Genehmigung des Wasserstoff-Kernnetzes nach § 28q Absatz 8 Satz 1 und 2 ist eine Festlegung der Bundesnetzagentur nach Absatz 1 Satz 2 sowie der Abschluss der notwendigen Finanzierungsverträge zwischen dem Bund, der vom Bund beauftragten kontoführenden Stelle nach Absatz 3 und der das Amortisationskonto finanzierenden Bank, die bis zum Jahre 2055 unwiderruflich regeln, dass der kontoführenden Stelle jederzeit hinreichende Kreditlinien zur Verfügung stehen, um sämtliche Zahlungsansprüche der Wasserstoff-Kernnetzbetreiber erfüllen zu können. Erst nach Abschluss dieser Verträge beginnt die Frist von zwei Monaten zur Prüfung des Antrags nach § 28q Absatz 8 Satz 2.3\r\n§ 28s Ausgleich des Amor􀆟sa􀆟onskontos und Selbstbehalt der Wasserstoff-Kernnetzbetreiber\r\n(1) Sofern das Amor􀆟sa􀆟onskonto bei Beendigung der Hochlauffinanzierung bis zum Ablauf des 31. Dezember 2055 oder bei der Kündigung nach § 28r Absatz 7 Satz 1 einen Fehlbetrag aufweist, gleicht der Bund diesen unverzüglich und vollständig gegenüber der vom Bund beau􀅌ragten kontoführenden Stelle aus. Dies ist auch für Beträge anzuwenden, die zwischen dem für die Ermitlung des Fehlbetrages nach Satz 1 maßgeblichen Zeitpunkt und dem tatsächlichen Ausgleich entstehen. Eine das Amortisationskonto übersteigende Finanzverpflichtung der kontoführenden Stelle, die zur Finanzierung ihrer Aufgaben eingegangen wurde, ist in diesem Zuge ebenfalls durch den Bund auszugleichen.4\r\n(2) Im Falle des Ausgleichs des Amor􀆟sa􀆟onskontos durch den Bund nach Absatz 1 sind die Wasserstoff-Kernnetzbetreiber verpflichtet, gegenüber der vom dem Bund beau􀅌ragten\r\n3 Der neue Absatz 10 dient der Berücksich􀆟gung des Punktes 1 und stellt zugleich sicher, dass die Genehmigung des Kernnetz-Antrages des Fernleitungsnetzbetreiber unter die Voraussetzung gestellt wird, dass die zwingend erforderlichen Grundlagen für die Umsetzung des Finanzierungskonzepts geschaffen wurden.\r\n4 Die Anpassungen in Absatz 1 dienen der Umsetzung des Punktes 2.\r\nSeite 8 von 9\r\nkontoführenden Stelle,\r\n5einen Selbstbehalt an dem Fehlbetrag des Amor􀆟sa􀆟onskontos zu leisten. Der Fehlbetrag ergibt sich aus der Summe der nach § 28r Absatz 3 auf das Amor􀆟sa􀆟onskonto gebuchten und verzinsten Beträge ohne Ansehung von vorherigen Ausgleichszahlungen und Zuschüssen durch den Bund, die der Verringerung des Fehlbetrages des Amor􀆟sa􀆟onskontos dienen. Der Selbstbehalt beträgt bei Beendigung der Hochlauffinanzierung zum 31. Dezember 2055 insgesamt 2415 Prozent des Fehlbetrages des Amor􀆟sa􀆟onskontos zu diesem Zeitpunkt und wird zu diesem Zeitpunkt fällig. Dabei wird der jeweilige Anteil des Wasserstoff-Kernnetzbetreibers um die kumulierten genehmigten Netzkosten für umgestellte Leitungsinfrastruktur des jeweiligen Wasserstoff-Kernnetzbetreibers reduziert.6 Der Betrag des Selbstbehalts nach Satz 3 ist anteilig von den Wasserstoff-Kernnetzbetreibern im Verhältnis ihrer jeweiligen prozentualen Beteiligung an den kumulierten genehmigten Netzkosten nach § 28o des Wasserstoff-Kernnetzes bis zum jeweiligen Beendigungszeitpunkt zu tragen. Im Falle einer Kündigung nach § 28r Absatz 7 Satz 1 hängt die Höhe des Selbstbehalts vom Zeitpunkt des Eintrits der Wirksamkeit der Kündigung ab, wobei der Selbstbehalt zum jeweiligen Zeitpunkt des Wirksamwerdens der Kündigung fällig wird. Die Höhe des Selbstbehalts nach Satz 3 verringert sich ausgehend von dem Ablauf der Laufzeit des Amor􀆟sa􀆟onskontos im Jahr 2055, kalenderjährlich um jeweils 0,5 Prozentpunkte. Satz 4 ist entsprechend anzuwenden. (3) Erfolgt vor Beendigung des gesamten Finanzierungsmodells zum 31. Dezember 2055 oder vor einer Kündigung nach § 28r Absatz 7 Satz 1 zum entsprechend früheren Zeitpunkt, eine vollständige oder teilweise Übertragung der Leitungsinfrastruktur des Wasserstoff-Kernnetzes an einen anderen Wasserstoff-Kernnetzbetreiber oder einen Driten, ist der übertragende Wasserstoff-Kernnetzbetreiber vorbehaltlich von Satz 3 verpflichtet, spätestens zum Zeitpunkt des Wirksamwerdens der Übertragung einen Selbstbehalt an die vom den Bund beau􀅌ragte kontoführende Stelle zu leisten, wobei diese Zahlung im Rahmen einer späteren Selbstbehaltsberechnung angerechnet wird.7 Dieser Selbstbehalt beträgt 24158 Prozent des auf ihn nach Absatz 2 Satz 4 en􀆞allenden Anteils des Fehlbetrages des Amor􀆟sa􀆟onskontos zum Zeitpunkt des Eintrits der Wirksamkeit der Übertragung. Die Pflicht zur Zahlung des Selbstbehalts nach Satz 1 ist nicht anzuwenden, sofern der Erwerber in sämtliche Rechte und Pflichten des übertragenden Wasserstoff-Kernnetzbetreibers bezüglich des Amor􀆟sa􀆟onskontos, insbesondere die Pflicht zur Tragung des Selbstbehalts nach Absatz 2, bei der Übertragung eintrit. Der Erwerber ist verpflichtet, der kontoführenden Stelle dem Bund, vertreten durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz, spätestens mit Unterzeichnung der schuldrechtlichen Vereinbarung, die der Übertragung nach Satz 1 zu Grunde liegt, durch geeignete Kennzahlen, seine wirtscha􀅌liche Leistungsfähigkeit nachzuweisen und darzulegen, dass er die damit einhergehenden Rechte und Pflichten aus dem Amor􀆟sa􀆟onskonto übernehmen und insbesondere den Selbstbehalt nach Absatz 2 leisten kann. Der übertragende Wasserstoff-Kernnetzbetreiber ist verpflichtet, bis spätestens zum Tag der Unterzeichnung der vorgenannten schuldrechtlichen Vereinbarung, dem Bund, vertreten durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz, der vom Bund\r\n5 Die Anpassungen dienen der Umsetzung des Punktes 2. Unabhängig davon war der Anspruch zuvor nicht stringent geregelt. Insbesondere auch bei einer Abwicklung des Finanzierungskonzepts über die Trading Hub Europe GmbH muss der Selbstbehalt ausschließlich im Verhältnis zwischen Kernnetzbetreibern und Bund geregelt werden und unmitelbar an den Bund fließen. So passt es dann auch zum Andienungsfall.\r\n6 Die Anpassung im vorherigen Satz und die Ergänzung des weiteren Satzes dienen der Umsetzung des Punktes 3.\r\n7 Die Anpassungen dienen der Umsetzung des Punktes 2. Es muss zudem sichergestellt werden, dass der Selbstbehalt am Ende nicht doppelt anfällt, was durch die Ergänzung am Ende umgesetzt wird.\r\n8 Die Anpassung dient der Umsetzung des Punktes 3.\r\nSeite 9 von 9\r\nbeau􀅌ragten kontoführenden Stelle eine von der Bundesnetzagentur bestä􀆟gte Aufstellung der bei ihm aufgelaufenen kumulierten genehmigten Netzkosten nach § 28o vorzulegen.9 Sofern die jeweiligen Verpflichtungen nach den Sätzen 4 und 5 nicht erfüllt sind, ist der übertragende Wasserstoff-Kernnetzbetreiber verpflichtet, den Selbstbehalt nach Satz 2 zu leisten. Die Pflicht zur Tragung des Selbstbehalts nach den Sätzen 1 und 2 ist bei Einstellung des Betriebs der Leitungsinfrastruktur des Wasserstoff-Kernnetzes vor Beendigung des gesamten Finanzierungsmodells entsprechend mit der Maßgabe anzuwenden, dass auf den Zeitpunkt der Einstellung des Betriebs abzustellen ist. Erfolgt die Einstellung des Betriebs nach Satz 7 aufgrund oder im Rahmen einer Eröffnung eines Insolvenzverfahrens, kann die betroffene Leitungsinfrastruktur zulasten des Amor􀆟sa􀆟onskontos abgeschrieben werden, sofern keine vorherige Übertragung nach Satz 1 erfolgt. Der Restwertanspruch nach Satz 8 entsteht in der Höhe des kalkulatorischen Restwerts der Leitungsinfrastruktur abzüglich des Selbstbehalts nach Satz 2.10\r\n(4) Sofern die Wasserstoff-Kernnetzbetreiber im Falle einer Kündigung des Amor􀆟sa􀆟onskontos durch den Bund nach § 28r Absatz 7 Satz 1 nicht über die notwendigen finanziellen Mitel zur Begleichung des Selbstbehalts verfügen, sind die Wasserstoff-Kernnetzbetreiber, die an dem intertemporalen Kostenalloka􀆟onsmechanismus einschließlich der Nutzung des Amor􀆟sa􀆟onskontos zur Finanzierung des Wasserstoff-Kernnetzes teilnehmen, gemeinscha􀅌lich verpflichtet, dem Bund ihr jeweiliges Eigentum am Wasserstoff-Kernnetz gegen Zahlung des kalkulatorischen Restwerts abzüglich des Selbstbehaltes, der sich nach Absatz 2 bemisst, zu übertragen. Im Falle einer Kündigung des Amortisationskontos durch den Bund nach § 28r Absatz 7 Satz 1 ist der Bund bei Andienung durch die Wasserstoff-Kernnetzbetreiber verpflichtet, das Eigentum am Wasserstoff-Kernnetz gegen Zahlung des kalkulatorischen Restwerts abzüglich des Selbstbehaltes, der sich nach Absatz 2 bemisst, zu übernehmen.11 Sofern der Betrieb des Wasserstoff-Kernnetzes fortgeführt wird, können die Wasserstoff-Kernnetzbetreiber eine außerplanmäßige Abschreibung zulasten des Amor􀆟sa􀆟onskontos bis zur Höhe der regulierten kalkulatorischen Restwerte durchführen. Die außerplanmäßige Abschreibung ist auf den Selbstbehalt nach Absatz 2 erhöhend anzurechnen.\r\n9 Die Anpassungen in den beiden Sätzen dienen der Umsetzung des Punktes 2. Die vorgesehene Prüfung der Leistungsfähigkeit sollte durch den Bund und nicht durch die Trading Hub Europe GmbH erfolgen. Erstens hat vor allem der Bund ein Interesse an der Absicherung des Selbstbehalts. Zweitens könnte für die Trading Hub Europe GmbH ein Interessenkonflikt bezüglich eines Gesellscha􀅌es bestehen. Alterna􀆟v könnte diese Prüfung auch durch die Bundesnetzagentur vorgenommen werden.\r\n10 Die Streichungen der beiden Sätze dienen der Umsetzung des Punktes 5.\r\n11 Die Ergänzung des neuen Satzes dient der Umsetzung des Punktes 4."},"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":"2024-03-05"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007372","regulatoryProjectTitle":"Finanzierungsrahmen für das H2-Kernnetz und integrierte Netzplanung Gas/Wasserstoff im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/54/cf/510759/Stellungnahme-Gutachten-SG2504170008.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":"Empfehlungen der Fernleitungsnetzbetreiber für die nächste Bundesregierung\r\nDie Fernleitungsnetzbetreiber begrüßen sehr den Willen der künftigen Koalitionäre aus CDU/CSU und SPD, die finanziellen Voraussetzungen für den Ausbau der Infrastruktur in Deutschland zu schaffen. Neben der Infrastruktur für Strom ist die Gasinfrastruktur (Erdgas und Wasserstoff) die zweite wichtige Säule einer sicheren, bezahlbaren und perspektivisch klimaneutralen Energieversorgung.\r\nEine erfolgreiche Energiewende beruht auf dem effizienten Zusammenspiel der verschiedenen Energiesektoren, Energieträger (Strom, Gas, Wasserstoff) und Wertschöpfungsstufen (Erzeugung, Handel, Vertrieb und Infrastruktur). Dafür sollten diese relevanten Fachbereiche in einem Ministerium gebündelt bleiben und die folgenden Impulse aus der Praxis berücksichtigen:\r\nKapitalmarktfähige Investitionsbedingungen und marktorientierter Aufbau der Wasserstoff-Transportinfrastruktur\r\nMit der Errichtung des Wasserstoff-Kernnetzes gehen die Netzbetreiber in Vorleistung und schaffen so die Voraussetzung, dass sich überhaupt ein Wasserstoffmarkt entwickeln kann. In der Hochlaufphase ist die Marktentwicklung von großer Unsicherheit gekennzeichnet. Dies bedeutet für die Netzbetreiber ein nicht unerhebliches Risiko. Damit Investitionen auch über das bisherige Commitment der Netzbetreiber bzw. deren Investoren hinaus möglich werden, muss sich dieses Risiko in den Finanzierungsbedingungen widerspiegeln. Der Aufbau der Wasserstoffinfrastruktur muss dabei marktorientiert und flexibel erfolgen.\r\nNotwendige Maßnahmen:\r\n−Kapitalmarktfähige Investitionsbedingungen für private Investitionen zum Ausbau derWasserstoffinfrastruktur durch wettbewerbsfähige Eigenkapital-Verzinsung ermöglichen\r\n−Absenkung des Selbstbehaltes für die Kernnetzfinanzierung (EnWG-Anpassung)\r\n−Schaffung von rechtlichen Voraussetzungen, um einen flexiblen Aufbau des Kernnetzes undNetzerweiterungen im Einklang mit der Marktentwicklung zu ermöglichen (EnWG-Anpassung)\r\nMit dem Wasserstoff-Kernnetz setzt sich Deutschland an die Spitze in Europa. Es solldeutschlandweit die industriellen Zentren verbinden (auch im Süden und Osten). Damit der Ausbauprivatwirtschaftlich gelingen kann, schaffen CDU/CSU und SPD kapitalmarktfähigeInvestitionsbedingungen für den Ausbau der Wasserstoffinfrastruktur sowie die notwendigengesetzlichen Regelungen für eine flexible Umsetzung der Kernnetzprojekte im Einklang mit derMarktentwicklung.\r\nZur Vergabe von Eigen- und Fremdkapital bei Investitionen wollen CDU/CSU und SPD imZusammenspiel von öffentlichen Garantien und privatem Kapital Investitionsfonds auflegen, z.B. fürEnergieinfrastruktur. Darunter fallen unter anderem die Garantien für das notwendige „de-risking“bei der Finanzierung der H2-Kernnetzerweiterungen.\r\nDekarbonisierungsoption Wasserstoff für alle Sektoren verfügbar machen\r\nIn der Hochlaufphase wird es notwendig sein, die Kostenlücken beim Einsatz von Wasserstoff zu schließen.\r\nNotwendige Maßnahmen:\r\n−Keine Verbote und Abbau von Hindernissen für den Einsatz von Wasserstoff\r\n−Instrumente zur staatlichen Absicherung entwickeln, um die hohen Investitionen zu ermöglichen\r\n−Preis von klimaneutralem Wasserstoff senken, z.B. durch förderliche Regularien zu RFNBOs imRahmen der delegierten Rechtsakte zu RED III\r\nCDU/CSU und SPD unterstützen den Wasserstoff-Markthochlauf und die Wasserstoffinfrastruktur,indem wir die Herstellungskosten für klimaneutralen und kohlenstoffarmen Wasserstoff reduzierenund Anreize für deren Einsatz schaffen.\r\nFür einen erfolgreichen Markthochlauf ist es entscheidend, dass ausreichend klimaneutraler und kohlenstoffarmer Wasserstoff zur Verfügung steht.\r\nNotwendige Maßnahmen:\r\n−Klares Bekenntnis zu unterschiedlichen Herstellungsverfahren und Quellen von klimaneutralemund kohlenstoffarmen Wasserstoff in der Hochlaufphase (blauer und türkiser Wasserstoff)\r\n−Importstrategie forcieren und Unterstützungsinstrumente wie H2-Global ausbauen\r\n−Ausweitung und ausreichende Budgetierung von Förderinstrumenten wie denKlimaschutzverträgen\r\n−Einführung einer passgenauen Grüngasquote, die gezielt das Inverkehrbringen von Wasserstofffördert\r\n−Zügiger Aufbau eines EU-weiten Zertifizierungssystems für Wasserstoff, um dengrenzüberschreitenden Handel von Wasserstoff zu ermöglichen.\r\nNetzdienlicher Einsatz von Bioenergie\r\nBiomethan kann als Form der Bioenergie einen wichtigen Beitrag zur Dekarbonisierung der Gasversorgung leisten. Dazu muss Biomethan auch weiterhin ein Vorrang gegenüber konventionellen Aufkommensquellen eingeräumt und eine gesamtwirtschaftlich effiziente Integration von Biomethan ins Gassystem sichergestellt werden. Dies erfordert, dass der Gesetzgeber die künftige Rolle von Biomethan im dekarbonisierten Energiesystem klar definiert und damit die Grundlage für notwendige gesetzliche Neuregelungen schafft. Die Einbindung von Biomethan in das Gassystem erfordert außerdem verlässliche Investitionsbedingungen, weshalb zügig Klarheit über das Fortbestehen des aktuellen Umlageregimes geschaffen werden muss.\r\nNotwendige Maßnahmen:\r\n−Weiterführung der Biogasumlage durch gesetzliche Neuregelung sichern\r\nCDU/CSU und SPD wollen alle Potenziale der Erneuerbaren Energien, wie z.B. der Bioenergie,nutzen und bekennen sich zur Rolle von Biomethan im dekarbonisieren Energiesystem. Dazu führenwir die gesetzlichen Regelungen zur Biogasumlage weiter.\r\nWichtige Rolle von Erdgas für die Transformation anerkennen und Versorgungssicherheit gewährleisten\r\nFür die Transformation des Energiesystems und die Dekarbonisierung der deutschen Industrie ist die Umstellung von Erdgas auf Wasserstoff ein zentraler Baustein. Gleichzeitig muss die Gasversorgung noch für viele Jahre sicher gewährleistet bleiben – auch für die Versorgungssicherheit im Strombereich über Gaskraftwerke bei zunehmender Stromerzeugung aus volatilen erneuerbaren Quellen. Dafür sind ein wirtschaftlicher Weiterbetrieb und teilweise ein Ausbau der bestehenden Erdgasinfrastruktur notwendig. Nur mit starken Netzen sichern wir eine klimafreundliche, resiliente und bezahlbare Energieversorgung.\r\nNotwendige Maßnahmen:\r\n−Anreize für den Bau neuer Gaskraftwerke (vgl. 20 GW im Sondierungspapier)\r\n−Schaffung von Rahmenbedingungen für wirtschaftlichen Betrieb und Weiterentwicklung derGasinfrastruktur\r\nErdgas wird in der Transformation ein essenzieller Energieträger sein. CDU/CSU und SPD schaffen dienotwendigen Anreize für den Bau ausreichender Gas-Kraftwerkskapazitäten in Deutschland. Um dieVersorgungssicherheit mit Erdgas zu gewährleisten, schaffen wir Rahmenbedingungen, die diewirtschaftliche Weiterentwicklung der leistungsfähigen Gasinfrastruktur ermöglichen.\r\nAngebotsseite für Wasserstoff unterstützen"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB)","shortTitle":"BMWSB","url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-03-14"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007372","regulatoryProjectTitle":"Finanzierungsrahmen für das H2-Kernnetz und integrierte Netzplanung Gas/Wasserstoff im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/7c/a4/510761/Stellungnahme-Gutachten-SG2504170009.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":"Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V. • Georgenstr. 23 • 10117 Berlin • www.fnb-gas.de\r\nLobbyregister-Nr.: R002747\r\nÜber FNB Gas:\r\nFNB Gas e.V. ist der Zusammenschluss der überregionalen deutschen Fernleitungsnetzbetreiber. Seine Mitglieder betreiben zusammen ein rund 40.000 Kilometer langes Leitungsnetz für den Transport von Erdgas und errichten gemeinsam das rund 9.000 Kilometer lange Wasserstoff-Kernnetz. Die Vereini-gung unterstützt ihre Mitglieder bei der Erfüllung ihrer gesetzlichen und regulatorischen Verpflichtun-gen. Zudem koordiniert sie die integrierte Netzentwicklungsplanung für Gas und Wasserstoff auf der Transportnetzebene. Darüber hinaus tritt die Vereinigung für die aktive Förderung eines sicheren, wirt-schaftlichen, umweltgerechten und klimafreundlichen Betriebs der Gastransportinfrastruktur sowie für ihre kontinuierliche Weiterentwicklung an die Bedarfe des zukünftigen Energiesystems ein.\r\nMitglieder der Vereinigung sind die Unternehmen bayernets GmbH, Fluxys TENP GmbH, Ferngas Netz-gesellschaft mbH, GASCADE Gastransport GmbH, Gastransport Nord GmbH, Gasunie Deutschland Transport Services GmbH, GRTgaz Deutschland GmbH, Nowega GmbH, ONTRAS Gastransport GmbH, Open Grid Europe GmbH, terranets bw GmbH und Thyssengas GmbH.\r\nFNB Gas\r\nHandlungsempfehlungen\r\nzur Bundestagswahl 2025\r\n2\r\nEine sichere, bezahlbare und klimaschonende Versorgung mit Energie ist zentral für Wirt-schaft und Gesellschaft. Auf dem Weg hin zu einem klimaneutralen Energiesystem ist die Ausgewogenheit dieser energiepolitischen Ziele eine besondere Herausforderung. Mit dem effizienten Aufbau einer Wasserstoff-Infrastruktur legen die Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) einen wichtigen Grundstein für die Transformation unseres Industriestandorts und die zu-künftige Wasserstoffwirtschaft. Gleichzeitig gewährleisten die FNB die sichere Versorgung von Industriekunden, Kraftwerken und Endverbrauchern mit Erdgas.\r\nZentrale Aufgabe der nächsten Bundesregierung muss es sein, Rahmen- und Investitionsbe-dingungen zu schaffen, die in der Energiewende das hohe Niveau unserer Versorgungssicher-heit mit einer leistungsfähigen Gasinfrastruktur weiterhin gewährleisten und den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft ermöglichen.\r\n1. Dekarbonisierung braucht Wasserstoff – Markthochlauf als Gemeinschaftsaufgabe an-gehen\r\nWasserstoff ist neben Strom aus erneuerbaren Quellen die zweite Säule unseres zukünftigen Energiesystems und Voraussetzung für die Dekarbonisierung aller Sektoren. Für einen erfolg-reichen Markthochlauf ist es entscheidend, dass ausreichend klimaneutraler und kohlenstoff-armer Wasserstoff zur Verfügung steht. Daher brauchen wir in der Transformationsphase vor allem ein klares Bekenntnis zu Wasserstoff-Importen, unterschiedlichen Herstellungsverfah-ren und Quellen von Wasserstoff sowie dafür förderliche gesetzliche Rahmenbedingungen. Dazu gehören die Weiterentwicklung, Ausweitung und ausreichende Budgetierung von För-derinstrumenten wie den Klimaschutzverträgen genauso wie die Einführung einer Grüngas-quote, die das Inverkehrbringen grüner Gase wie Wasserstoff fördern kann. Daneben gilt es, die Regularien zu RFNBOs im Rahmen der delegierten Rechtsakte zu RED III so auszugestal-ten, dass der Hochlauf nicht durch zu strenge Kriterien gebremst, sondern technologieoffen gefördert wird. Wichtig ist auch der zügige Aufbau eines EU-weiten Zertifizierungssystems für Wasserstoff, um den (grenzüberschreitenden) Handel von Wasserstoff zu ermöglichen.\r\nAuf der Nachfrageseite brauchen die Marktakteure für ihre Investitionsentscheidungen v. a. Planungssicherheit und verlässliche Rahmenbedingungen. Auch hier gilt es, wie auf der An-gebotsseite, pragmatische Kriterien für klimaneutralen und kohlenstoffarmen Wasserstoff anzusetzen. Die Dekarbonisierungsoption Wasserstoff sollte für alle verfügbar sein. Daher darf es keine Verbote und Hindernisse für den Einsatz von Wasserstoff geben. In der Hoch-laufphase wird es auch notwendig sein, die Kostenlücken beim Einsatz von Wasserstoff zu schließen, den Preis von klimaneutralem Wasserstoff senken und Instrumente zur staatlichen Absicherung zu entwickeln, um die hohen Investitionen zu ermöglichen.\r\nFNB Gas empfiehlt:\r\no Nutzung von klimaneutralem und kohlenstoffarmem Wasserstoff jetzt uneinge-schränkt ermöglichen und Investitionsanreize für den Wasserstoffhochlauf in allen Teilen der Wertschöpfungskette setzen\r\no Instrumente der staatlichen Absicherung bzw. Garantien weiterentwickeln\r\n3\r\no Potenziale für Wasserstoff-Importe nutzen und inländische Wasserstoff-Erzeugung on- und offshore fördern\r\no Grüngasquote einführen\r\n2. Energiewende braucht privates Kapital – kapitalmarktfähige Investitionsbedingungen schaffen\r\nMit der Errichtung des Wasserstoff-Kernnetzes gehen die Netzbetreiber in Vorleistung und schaffen so die Voraussetzung, dass sich überhaupt ein Wasserstoffmarkt entwickeln kann. In der Hochlaufphase ist die Marktentwicklung von großer Unsicherheit gekennzeichnet. Dies bedeutet für die Netzbetreiber ein nicht unerhebliches Risiko. Damit Investitionen auch über das bisherige Commitment der Netzbetreiber bzw. deren Investoren hinaus möglich werden, muss sich dieses Risiko in den Finanzierungsbedingungen widerspiegeln.\r\nAktuell besteht beim Wasserstoffkernnetz im Vergleich zu ähnlichen Anlagemöglichkeiten in Infrastruktur, etwa im Stromnetz, nicht nur ein höheres Risiko, sondern auch eine geringere Renditemöglichkeit über die Eigenkapital-Verzinsung. Zwar sichert der Staat das Risiko für die Investitionen teilweise ab. Gleichwohl verbleibt bei den Netzbetreibern das Risiko eines ho-hen Selbstbehalts im Fall eines verzögerten oder gescheiterten Markthochlaufes (vorzeitige Kündigung des Amortisationskontos). Daher muss die Eigenkapitalverzinsung auf ein im Ver-gleich zum Strombereich wettbewerbsfähiges Niveau erhöht werden, um ein ausgewogenes Chancen-Risiko-Verhältnis für Investoren herzustellen und somit Investitionsentscheidungen zu begünstigen. Gleichzeitig sollte der Selbstbehalt für die Netzbetreiber nicht bei bis zu 24 Prozent, sondern deutlich darunter liegen.\r\nDamit Wasserstoff zu den Kunden insbesondere auch in die Fläche und zum Mittelstand kommt, sind die Weiterentwicklung und der flexible Aufbau des Wasserstoff-Kernnetzes im Rahmen des integrierten Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff sowie des nachgelager-ten Verteilnetzes im Rahmen regionaler Transformationspläne notwendig. Auch hier sind eine gesicherte Finanzierung für die Netzbetreiber und bezahlbare Netzentgelte für die Kun-den elementar. Die Finanzierungsfragen über das Kernnetz hinaus müssen daher zeitnah an-gestoßen und die Weichen für den weiteren Ausbau gestellt werden.\r\nFNB Gas empfiehlt:\r\no Kapitalmarktfähige Investitionsbedingungen für private Investitionen zum Ausbau der Wasserstoffinfrastruktur (Kernnetz) durch wettbewerbsfähige Eigenkapital-Verzinsung ermöglichen\r\no Absenkung des Selbstbehaltes für Kernnetzfinanzierung\r\no Schaffung von gesetzlichen und regulatorischen Grundlagen für die Planung, Errich-tung und den Betrieb von weiteren Wasserstoff-Netzen, die an das Wasserstoff-Kern-netz angeschlossen sind und den Wasserstoff in die Fläche bringen\r\n4\r\n3. Versorgungssicherheit in der Energiewende braucht Erdgas – leistungsfähige Gasinfra-struktur in der Transformationsphase nutzen\r\nFür die Transformation des Energiesystems und die Dekarbonisierung der deutschen Indust-rie ist die Umstellung von Erdgas auf Wasserstoff ein zentraler Baustein. Gleichzeitig muss die Erdgasversorgung noch für viele Jahre sicher gewährleistet werden – auch für die Versor-gungssicherheit im Strombereich bei zunehmender Stromerzeugung aus volatilen erneuerba-ren Quellen. Dafür sind ein wirtschaftlicher Weiterbetrieb und teilweise ein Ausbau der be-stehenden Erdgasinfrastruktur notwendig. Die Planung auf den verschiedenen Netzebenen ist dabei ausreichend aufeinander abzustimmen und die verschiedenen gesetzlichen Vorga-ben im Bereich der kommunalen Wärmeplanung sind praxistauglich umzugestalten. Die Netzbetreiber stehen dazu netzebenen- und sektorübergreifend (Strom, Erdgas und Wasser-stoff) bereits im Austausch.\r\nUm die Energiewende bezahlbar zu gestalten, muss die bestehende leistungsfähige Gasinfra-struktur in der Transformation weiter genutzt werden. Nur mit starken Netzen sichern wir eine klimafreundliche, resiliente und bezahlbare Energieversorgung. Neben der Bedeutung der Erdgasversorgung ist auch das Stromsystem auf die verlässliche Bereitstellung von Mole-külen über die Gasinfrastruktur (zunächst Erdgas und später Wasserstoff) angewiesen. Denn nur so kann die zunehmend fluktuierende Einspeisung aus erneuerbaren Energien abgesi-chert und der Stromnetzausbau (offshore und onshore) entlastet werden. Für diese Absiche-rung braucht es leistungsfähige Infrastrukturen, neue Anschlüsse und Offenheit gegenüber neuen Technologien. Neben Wasserstoff werden auch andere grüne Moleküle in der Zukunft ihren Platz haben und einen Beitrag zur Versorgungssicherheit sowie zugleich zur Dekarboni-sierung leisten (z. B. Biomethan, SNG). Diese Vielfalt gilt es zu fördern. Die Rahmenbedingun-gen müssen also so ausgestaltet sein, dass die notwendigen privaten Investitionen auch in die Gasinfrastruktur angereizt werden.\r\nFNB Gas empfiehlt:\r\no Versorgungsicherheit in der Transformationsphase durch leistungsfähige resiliente Inf-rastrukturen sicherstellen\r\no Wirtschaftlichen Weiterbetrieb und Ausbau der benötigten Erdgasinfrastruktur er-möglichen – Gasnetze nicht kaputtsparen\r\no Wichtige Rolle der Gaswirtschaft für den Stromsektor beachten\r\no Regulatorischen Rahmen so ausrichten, dass die Transformation von der kommunalen bis zur Transportebene systemübergreifend effizient gestaltet werden kann: voraus-schauende Netzplanung zur Vermeidung von Lock-in ermöglichen"},"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":"2024-12-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007372","regulatoryProjectTitle":"Finanzierungsrahmen für das H2-Kernnetz und integrierte Netzplanung Gas/Wasserstoff im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c6/65/540443/Stellungnahme-Gutachten-SG2506120010.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":"Empfehlungen der Fernleitungsnetzbetreiber für die neue Bundesregierung\r\nDie Fernleitungsnetzbetreiber begrüßen sehr den Willen der Koalitionäre aus CDU/CSU und SPD, die finanziellen Voraussetzungen für den Ausbau der Infrastruktur in Deutschland zu schaffen. Neben der Infrastruktur für Strom ist die Gasinfrastruktur (Erdgas und Wasserstoff) die zweite wichtige Säule einer sicheren, bezahlbaren und perspektivisch klimaneutralen Energieversorgung.\r\nKapitalmarktfähige Investitionsbedingungen und marktorientierter Aufbau der Wasserstoff-Transportinfrastruktur\r\nMit der Planung für ein Wasserstoff-Kernnetz setzt sich Deutschland an die Spitze in Europa. Es soll deutschlandweit die industriellen Zentren verbinden. Zur Errichtung des Wasserstoff-Kernnetzes gehen die Netzbetreiber in Vorleistung und schaffen so die Voraussetzung, dass sich überhaupt ein Wasserstoffmarkt entwickeln kann. In der Hochlaufphase ist die Marktentwicklung von großer Unsicherheit gekennzeichnet. Dies bedeutet für die Netzbetreiber ein nicht unerhebliches Risiko. Damit Investitionen auch über das bisherige Committment der Netzbetreiber bzw. deren Investoren hinaus möglich werden, muss sich dieses Risiko in den Finanzierungsbedingungen widerspiegeln. Der Aufbau der Wasserstoffinfrastruktur muss dabei marktorientiert und flexibel erfolgen.\r\nNotwendige Maßnahmen:\r\n− Kapitalmarktfähige Investitionsbedingungen für private Investitionen zum Ausbau der Wasserstoffinfrastruktur durch wettbewerbsfähige Eigenkapital-Verzinsung ermöglichen\r\n− Absenkung des Selbstbehaltes für die Kernnetzfinanzierung (EnWG-Anpassung)\r\n− Entwicklung neuer Finanzierungsinstrumente wie staatliche Garantien für das notwendige „de-risking“ bei der Finanzierung von H2-Kernnetzerweiterungen\r\n− Flexibler Aufbau des Kernnetzes und Netzerweiterungen im Einklang mit der Marktentwicklung\r\nMarkthochlauf für Wasserstoff fördern und beschleunigen\r\nFür einen erfolgreichen Markthochlauf ist es entscheidend, dass ausreichend klimaneutraler und kohlenstoffarmer Wasserstoff zur Verfügung steht. In der Hochlaufphase wird es notwendig sein, die Kostenlücken beim Einsatz von Wasserstoff zu schließen und dessen Einsatz anzureizen.\r\nNotwendige Maßnahmen:\r\n− Schaffung von Anreizen für den Einsatz von klimaneutralem und kohlenstoffarmem Wasserstoff, z.B. durch die Schaffung von Leitmärkten\r\n− Reduzierung der Herstellungskosten für klimaneutralen und kohlenstoffarmen Wasserstoff, z.B. durch förderliche Regularien zu RFNBOs im Rahmen der delegierten Rechtsakte zu RED III\r\n− Technologieoffenheit: Klares Bekenntnis zu unterschiedlichen Herstellungsverfahren und Quellen von klimaneutralem und kohlenstoffarmem Wasserstoff in der Hochlaufphase (blauer und türkiser Wasserstoff)\r\n− Importstrategie forcieren und Unterstützungsinstrumente wie H2-Global ausbauen\r\n− Dekarbonisierungsoption für alle Sektoren verfügbar machen\r\n− Instrumente zur staatlichen Absicherung für die Abnehmerseite entwickeln, um die hohen Investitionen zu ermöglichen\r\n− Ausweitung und ausreichende Budgetierung von Förderinstrumenten wie den Klimaschutzverträgen\r\n− Zügiger Aufbau eines EU-weiten Zertifizierungssystems für Wasserstoff, um den grenzüberschreitenden Handel von Wasserstoff zu ermöglichen\r\nWichtige Rolle von Erdgas für die Transformation anerkennen und Versorgungssicherheit gewährleisten\r\nFür die Transformation des Energiesystems und die Dekarbonisierung der deutschen Industrie ist die Umstellung von Erdgas auf Wasserstoff ein zentraler Baustein. Gleichzeitig muss die Gasversorgung noch für viele Jahre sicher gewährleistet bleiben – auch für die Versorgungssicherheit im Strombereich über Gaskraftwerke bei zunehmender Stromerzeugung aus volatilen erneuerbaren Quellen. Dafür sind ein wirtschaftlicher Weiterbetrieb und teilweise ein Ausbau der bestehenden Erdgasinfrastruktur notwendig. Nur mit starken Netzen sichern wir eine klimafreundliche, resiliente und bezahlbare Energieversorgung.\r\nNotwendige Maßnahmen:\r\n− Anreize für den Bau neuer wasserstofffähiger Gaskraftwerke\r\n− Schaffung von Rahmenbedingungen für wirtschaftlichen Betrieb und Weiterentwicklung einer leistungsfähigen Gasinfrastruktur\r\nNetzdienlicher Einsatz von Bioenergie\r\nBiomethan kann als Form der Bioenergie einen wichtigen Beitrag zur Dekarbonisierung der Gasversorgung leisten. Dazu muss Biomethan auch weiterhin ein Vorrang gegenüber konventionellen Aufkommensquellen eingeräumt und eine gesamtwirtschaftlich effiziente Integration von Biomethan ins Gassystem sichergestellt werden. Dies erfordert, dass der Gesetzgeber die künftige Rolle von Biomethan im dekarbonisierten Energiesystem klar definiert und damit die Grundlage für notwendige gesetzliche Neuregelungen schafft. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Oktober 2025\r\nSeite 1 von 3\r\nHinweise zur Novellierung des Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften\r\nDie Bundesregierung hat am 6. August den Gesetzesentwurf für eine Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes auf den Weg gebracht. Aktuell finden dazu die Beratungen im Deutschen Bundestag statt. Dabei geht es u.a. um die Beschleunigung von Planungs- und Genehmigungsverfahren im Rahmen des Netzausbaus. Wir unterstützen ausdrücklich die entsprechenden Anpassungen in der Novelle. Aufgrund der langjährigen Erfahrungen der Fernleitungsnetzbetreiber bei der Durchführung dieser Verfahren möchten wir für die anstehenden Beratungen der Novelle im Ausschuss für Wirtschaft und Energie noch auf zwei zusätzliche Aspekte hinweisen, die die Genehmigungsverfahren weiter beschleunigen würden:\r\n1.§44b Abs. 8 ENWG – Streichung des Verweises auf die landesrechtlichen Vorschriftender Enteignungsgesetze für Verfahren der vorzeitigen Besitzeinweisung\r\nDer EnWG-Entwurf sieht die Aufnahme eines neuen Absatzes 8 im §44 EnWG vor. Damit soll für die Verfahren der vorzeitigen Besitzeinweisung ergänzend auf die landesrechtlichen Vorschriften der Enteignungsgesetze verwiesen werden. Diese Ergänzung ist vor dem Hintergrund des von der Bundesregierung angekündigten Bürokratieabbaus und der zwischen Bund und Ländern vereinbarten Beschleunigung von Planungs- und Genehmigungsverfahren, insbesondere von länderübergreifenden Infrastrukturvorhaben nicht nachvollziehbar und sollte gestrichen werden. Darüber hinaus konterkariert der Verweis eine durch das BVerwG bestätigte bundeseinheitliche Regelung, die unbedingt Bestand haben sollte.\r\nMit dem Beschluss des Bundesverwaltungsgerichts (Beschluss vom 06.02.2025 – 11 B 4.24)1 ist mit der durch das BVerwG bestätigten Sperrwirkung (vgl. Art. 74 Abs. 1 Nr. 11 und 14 GG sowie Art. 72 Abs. 1 GG) eine bundeseinheitliche Regelung für alle Enteignungsbehörden geschaffen worden. Dies betrifft insbesondere die Vereinheitlichung von Rechtsbehelfsbelehrungen sowie die Vereinheitlichung der Bestimmung des Streitwertes für das Besitzeinweisungsverfahren nach §44b EnWG.\r\nIn der Vergangenheit hat es vielfach voneinander abweichende länderspezifische Ausgestaltungen der Rechtsbehelfsbelehrungen und der Streitwertfestsetzung gegeben. Selbst innerhalb desselben Landes hatten einzelne Enteignungsbehörden teilweise sogar\r\n1 Hinsichtlich der materiellrechtlichen Erwägungen wird auf die zutreffenden Ausführungen in den Beschlüssen des BVerwG vom 06.02.2025 – 11 B 4.24 (BVerwG 11 B 4.24, Beschluss vom 06. Februar 2025 | Bundesverwaltungsgericht) sowie des OVG NRW vom 14.08.2024 – 21 E 702/23 (Oberverwaltungsgericht NRW, 21 E 702/23) verwiesen.\r\nOktober 2025\r\nSeite 2 von 3\r\nverfahrensspezifisch unterschiedliche Ansätze zur Streitwertfestsetzung. Auch die Rechtsbehelfsbelehrungen unterlagen bei Enteignungsbehörden einem stetigen Wandel. Gerade diese länder- bzw. behörden- bzw. verfahrensspezifischen Ansätze waren in der Vergangenheit der Grund für Fehleranfälligkeiten, Rückfragen und insbesondere eine uneinheitliche Rechtsprechung, mit den damit verbundenen Risiken sowie Kosten- und Personalmehraufwand bei Vorhabensträgern und Behörden.\r\nDem entsprechend hätte die Ergänzung des Absatzes 8 zur Folge, dass gerade kein einheitlicher Rechtsrahmen geschaffen würde und es gerade keine Entlastung der Vollzugsbehörden sowie der weiteren Verfahrensbeteiligten gäbe.\r\nAnstatt mit einem § 44b Absatz 8 EnWG auf die Enteignungsgesetze der Länder zu verweisen, wäre es stattdessen vielmehr folgerichtig, diesen Verweis auch aus den Parallelvorschriften des § 18f FStrG (dort Absatz 8) und § 21 AEG (dort Absatz 9) ersatzlos zu streichen und damit auch dort eine Sperrwirkung wie im aktuellen § 44b EnWG bundeseinheitlich zu normieren.\r\n2. §49c EnWG - Beschleunigte Umsetzung von Schutz- und Sicherungsmaßnahmen zur Höherauslastung des Stromübertragungsnetzes\r\nDie durch § 49c EnWG beabsichtigte beschleunigte Umsetzung von Schutz- und Sicherungsmaßnahmen im Rahmen der Höherauslastung des Stromübertragungsnetzes hat sich nicht in der Praxis realisiert. Weder ist ersichtlich, dass die zuständigen Behörden Genehmigungen entsprechend § 49c Absatz 4 EnWG beschleunigt bearbeiten, noch genügt lediglich die Duldung nur von Vorarbeiten nach § 49c Absatz 5 EnWG.\r\nDie Möglichkeit der Höherauslastung des deutschen Stromübertragungsnetzes ist eine wichtige Maßnahme für eine kosteneffiziente Umsetzung der Energiewende (Einsparung von Redispatchkosten). Die Fernleitungsnetzbetreiber unterstützen ausdrücklich die Umsetzung dieser netztechnischen Maßnahme. Um die dazu im Vorfeld zu realisierenden technischen Schutzmaßnahmen am Fernleitungsnetz möglichst schnell umzusetzen, ist eine Nachschärfung der bestehenden Regelungen notwendig. Hierzu sollte nachstehender Absatz 2a in § 49c EnWG ergänzt werden:\r\n„(2a) Erforderliche Schutz- und Sicherungsmaßnahmen stellen in der Regel keinen erheblichen Eingriff gemäß § 14 BNatSchG dar. Eingriffe, die einer artenschutzrechtlichen Ausnahme oder einer Befreiung bedürfen, müssen nur einer speziellen artenschutzrechtlichen Prüfung (Stufe I) anhand vorhandener Datengrundlagen beziehungsweise anhand der Biotopstrukturen (sog. Potentialabschätzung) unterzogen werden.“\r\nsowie Absatz 5 neu formuliert werden:\r\nOktober 2025\r\nSeite 3 von 3\r\n(5) Die Schutz- und Sicherungsmaßnahmen der Betreiber technischer Infrastrukturen sind, soweit möglich, im Schutzstreifen der eigenen Infrastruktur umzusetzen. Ist die Umsetzung dieser außerhalb des Schutzstreifens erforderlich, haben Eigentümer und sonstige Nutzungsberechtigte die erforderlichen Schutz- und Sicherungsmaßnahmen und die dazu erforderlichen Vorarbeiten durch den Betreiber technischer Infrastrukturen oder von ihm Beauftragte zu dulden. Im Übrigen gilt § 44 Abs. 2 bis 4 entsprechend. Für den Fall, dass eine einvernehmliche Regelung über erforderliche dingliche Sicherungen zwischen den Betroffenen und dem Betreiber technischer Infrastrukturen zu angemessenen Bedingungen nicht zustande kommt, sind diese nach den jeweiligen Landesenteignungs- und -entschädigungsgesetzen beizubringen.\r\nDie FNB weisen zudem darauf hin, dass eine stringente Anwendung der Fristvorgaben aus § 49c Absatz 4 EnWG durch die zuständigen Landesbehörden erfolgen muss. Eine Nichtanwendung seitens der Landesbehörden würde die Beschleunigungsmaßnahmen des Bundes auf dieser Ebene ins Leere laufen lassen."},"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":"2025-10-07"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007373","regulatoryProjectTitle":"Beschleunigte Verfahren für die Planung und Genehmigung von Wasserstoff-Infrastrukturen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/69/26/319039/Stellungnahme-Gutachten-SG2406060028.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":"Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V. • Georgenstr. 23 • 10117 Berlin • www.fnb-gas.de Lobbyregister-\r\nNr.: R002747\r\nÜber FNB Gas:\r\nDie Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V. (FNB Gas) mit Sitz in Berlin ist der 2012 gegründete Zusammenschluss der deutschen Fernleitungsnetzbetreiber, also der großen überregionalen und grenzüberschreitenden Gastransportunternehmen. Ein inhaltlicher Schwerpunkt der Vereinigung ist die Netzentwicklungsplanung für Gas und Wasserstoff auf der Transportebene.\r\nMitglieder der Vereinigung sind die Unternehmen bayernets GmbH, Fluxys TENP GmbH, Ferngas Netzgesellschaft mbH, GASCADE Gastransport GmbH, Gastransport Nord GmbH, Gasunie Deutschland Transport Services GmbH, GRTgaz Deutschland GmbH, Nowega GmbH, ONTRAS Gastransport GmbH, Open Grid Europe GmbH, terranets bw GmbH und Thyssengas GmbH. Sie betreiben zusammen ein rund 40.000 Kilometer langes Leitungsnetz.\r\nFNB Gas – Schri􀅌liche Stellungnahme\r\nReferentenentwurf (Bundesministerium für Wirtscha􀅌 und Klimaschutz)\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung der Verfügbarkeit von Wasserstoff und zur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den Wasserstoffhochlauf (Stand: 11.4.2024)\r\nBerlin, 30. April 2024\r\nSeite 1 von 22\r\nA. Einleitung\r\nFNB Gas begrüßt die Konsultation des BMWK vom 15.4.2024 zum „Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung der Verfügbarkeit von Wasserstoff und zur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den Wasserstoffhochlauf“. Artikel 1 enthält das Gesetz zur planungs- und genehmigungsrechtlichen Beschleunigung der Erzeugung, der Speicherung und des Imports von Wasserstoff (Wasserstoffbeschleunigungsgesetz – WassBG). Die Artikel 1 bis 7 enthalten Änderungen bestehender Gesetze.\r\nDer Entwurf geht damit verschiedene Regelungsinhalte für eine Vielzahl von Anlagen zum Import, zur Erzeugung und zur Speicherung von Wasserstoff gesamthaft an und die diesbezügliche Positionierung der Bundesregierung ist grundsätzlich zu begrüßen. Besonders erfreulich ist, dass das BMWK ein überragendes öffentliches Interesse für diese Anlagen postuliert und damit zweifelsohne einen wichtigen Teil der Wasserstoffinfrastruktur zur beschleunigten Umsetzung befähigt.\r\nUmso bedauerlicher ist es aber, dass das vorgeschlagene WassBG und die beabsichtigten Änderungen weiterer Gesetze den Aufbau des Wasserstoff-Kernnetzes als zentralen Teil der künftigen Wasserstoffinfrastruktur weitestgehend aussparen. FNB Gas ist verwundert, dass eine Vielzahl weiterer und dringend notwendiger Beschleunigungsmaßnahmen für die Umstellung von Erdgasleitungen auf Wasserstoff sowie für den Neubau von Wasserstoffleitungen, die in der Aufgabe der Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) liegen, in den Entwürfen unberücksichtigt bleiben. FNB Gas hatte schon im letzten Jahr ein Wasserstoffinfrastruktur-Aufbaugesetz vorgeschlagen und seitdem immer wieder auf die Notwendigkeit eines solchen Gesetzes hingewiesen.\r\nDie positiven Erfahrungen aus dem LNGG zum zügigen Aufbau der LNG-Infrastruktur in Deutschland seit Frühjahr 2022 bieten Anhaltspunkte für Reformen. Auch deshalb hatten wir uns eine deutlichere Positionierung des BMWK zu den Belangen der FNB mit Hinblick auf den Infrastrukturaufbau und den Hochlauf erhofft und sind vom vorliegenden Entwurf in dieser Form enttäuscht. Wir regen dringend an, die Beschleunigungsinstrumente aus dem LNGG vollumfänglich auf den Auf- und Ausbau von Wasserstoffnetzen und dafür notwendige netzverstärkende Ausbaumaßnahmen im Erdgasnetz auszudehnen. Als zentral erachten wir die Nichtanwendung des Vergaberechts für Beschaffungsvorgänge im Wasserstoffsektor. Der für die Vorbereitung und Durchführung von Vergabeverfahren erforderliche Zeitbedarf würde sonst den Aufbau des Wasserstoff-Kernnetzes deutlich verlangsamen.\r\nMit unserer Stellungnahme benennen wir alle uns wichtigen Aspekte und machen Vorschläge zur Änderung verschiedener Gesetze, die nach unserer Meinung für die Beschleunigung der gesamten Wasserstoff-Infrastruktur, inklusive des Wasserstoff-Kernnetzes und der weiteren Anlagen, unabdingbar sind. Denn gerade der Aufbau des Wasserstoff-Kernnetzes als Herzstück der Wasserstoffinfrastruktur bedarf einer zusätzlichen, schnellen und zielgerichteten Unterstützung durch den Gesetzgeber. Wir sehen einen großen Bedarf und eine entsprechende Notwendigkeit dieser Änderungen als Rahmenbedingung für den weiteren Wasserstoff-Hochlauf an. Daher unterstützt FNB Gas auch den Beschluss des Bundesrates vom 26.4.2024 zur zeitnahen Umsetzung des Wasserstoff-Beschleunigungsgesetzes für den beschleunigten Ausbau der Wasserstoffinfrastruktur und die dafür erforderlichen genehmigungsrechtlichen Erleichterungen.\r\nSeite 2 von 22\r\nB. Stellungnahme und zusätzliche Beschleunigungsmaßnahmen\r\nIm Folgenden nimmt FNB Gas zunächst zum Gesetzesentwurf Stellung (I. Stellungnahme) und regt sodann weitere erforderliche Beschleunigungsmaßnahmen an (II. Zusätzlich erforderliche Beschleunigungsmaßnahmen), um das mit dem Gesetzesentwurf verfolgte Ziel, den für den Klimaschutz erforderlichen Markthochlauf von Wasserstoff zu beschleunigen und damit einen Beitrag zur Transformation Deutschlands zur klimaneutralen Volkswirtschaft zu leisten, in gebotener Weise auch tatsächlich erreichen zu können.\r\nI. Stellungnahme\r\n1. Artikel 1 – WassBG\r\na. § 1 Satz 3 WassBG – Erneuerbarer Wasserstoff als Ziel des Gesetzes\r\nAusweislich des § 1 S. 3 WassBG ist es Ziel,\r\n„eine treibhausgasneutrale, sichere und umweltverträgliche Erzeugung von und Versorgung mit Wasserstoff, erzeugt aus erneuerbaren Energien (Hervorhebung. d. FNB Gas), sicherzustellen“.\r\nDieses Ziel wird von Seiten des FNB Gas im Hinblick auf die Wichtigkeit der Einhaltung der Klimaschutzziele ausdrücklich begrüßt. Angesichts des in § 1 S. 2 niedergelegten Zwecks, wonach das Gesetz\r\n„insbesondere zur Erreichung der nationalen Klimaschutzziele einen zentralen Beitrag zum Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft leisten“ soll\r\nsowie der Ausführungen im Besonderen Teil zu § 4 Abs. 2 Nr. 1 (S. 32):\r\n„Das Wasserstoffbeschleunigungsgesetz zielt nach § 1 insbesondere (Hervorhebung d. FNB Gas) auf eine Herstellung von Wasserstoff basierend auf Erneuerbaren Energien.“\r\nist es unser Verständnis, dass mit der Formulierung „erzeugt aus erneuerbaren Energien“ auch Vorhaben vom Anwendungsbereich erfasst sind, die diese Anforderung ggf. (noch) nicht erfüllen. Andernfalls wäre der Anwendungsbereich insbesondere in der Phase des Markthochlaufs möglicherweise stark eingeschränkt.\r\nb. § 2 Absatz 1 WassBG – Anwendungsbereich zielgerichtet ausgestalten\r\naa. Wasserstoffkernnetzleitungen sowie sonstige Wasserstoffleitungen in Anwendungsbereich aufnehmen\r\nMit Überraschung wurde zur Kenntnis genommen, dass die für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft zentrale Wasserstoffleitungsinfrastruktur nicht vom Anwendungsbereich des § 2 Abs. 1 umfasst ist. Vielmehr wird über die Anfügung eines neuen Absatzes 9 in § 43l EnWG auf die §§ 5 bis 9 WassBG für die Errichtung und die Änderung von Wasserstoffleitungen sowie auf die Errichtung und die Änderung von Gasversorgungsleitungen zur Ermöglichung des Transports von Wasserstoff in entsprechender Anwendung verwiesen. Gesetzestechnisch erscheint es aus Sicht des FNB Gas vorzugswürdig die Wasserstoffleitungen (einschließlich der Wasserstoffleitungen in der ausschließlichen Wirtschaftszone der Bundesrepublik Deutschland in der Nord- und Ostsee), die Änderung von Gasversorgungsleitungen zur Ermöglichung des Transports von Wasserstoff als auch die für die Umstellung der Gasversorgungsleitungen auf einen Wasserstofftransport erforderlichen netzverstärkenden Ausbaumaßnahmen im Erdgasnetz in den Anwendungsbereich des WassBG aufzunehmen. Dies würde unseres Erachtens die Gesetzesanwendung erleichtern,\r\nSeite 3 von 22\r\ninsbesondere mit den noch weiteren Beschleunigungsmaßnahmen (s. II.2. Zusätzlich erforderliche Beschleunigungsmaßnahmen) noch ausgeführt werden.\r\nbb. Erweiterung des Anwendungsbereichs um erforderliche Anschluss- bzw. Anbindungsleitungen sowie für die nach § 2 Absatz 1 erfassten Anlagen erforderlichen Nebeninfrastrukturen\r\nUm die in § 2 Abs. 1 erfassten Anlagen bestimmungsgemäß betreiben und untereinander im erforderlichen Maß verbinden zu können, ist es unseres Erachtens erforderlich, auch die Anschluss- und Anbindungsleitungen sowie die dem Betrieb der Anlagen dienenden Einrichtungen (z.B. Mess- und Regelanlagen etc.) in den Anwendungsbereich aufzunehmen. Hierzu bietet sich ein neuer Absatz 2 folgenden Inhalts an:\r\n“Dieses Gesetz ist zudem auf erforderliche Anschluss- und Anbindungsleitungen an sowie für den ordnungsgemäßen Betrieb dienlichen Einrichtungen der Vorhaben nach Absatz 1 anzuwenden.”\r\nc. § 2 Absatz 1 Nr. 8 i.V.m. § 4 Absatz 1 WassBG - Missverständnisse im Anwendungsbereich vermeiden\r\nDie Errichtung und der Betrieb von Verdichtern, die für den Betrieb von Wasserstoffleitungen erforderlich sind, liegen gemäß § 2 Abs. 1 Nr. 8 i.V.m. § 4 Abs. 1 WassBG zukünftig ausdrücklich im überragenden öffentlichen Interesse und dienen der öffentlichen Sicherheit. Die Feststellung als solche halten wir für vollkommen korrekt. Unser Verständnis ist es jedoch, dass alle dem Leitungsbetrieb dienenden Einrichtungen, hierzu zählen insbesondere Verdichter- und Gas-Druckregel- und Messanlagen, sowieso im überragenden öffentlichen Interesse liegen und der öffentlichen Sicherheit dienen (s. § 43l Abs. 1 S. 2), wenn dies für die gegenständliche Leitung der Fall ist. Insofern sehen wir in dieser Regelung, die ausschließlich Verdichteranlagen in Bezug nimmt, ein Risiko für rechtliche Auseinandersetzungen. Anstelle der singulären Inbezugnahme von Verdichtern in § 2 Abs. 8 sollten daher „einem Verdichter sowie eine dem Leitungsbetrieb dienliche Einrichtung, die für den Betrieb von Wasserstoffleitungen erforderlich ist“ in Bezug genommen werden.\r\nd. § 5 Absatz 3 WassBG\r\n§ 5 Abs. 3 WassBG regelt eine Frist für die Vollständigkeitsprüfung von Antragsunterlagen sowie einen Prüfrahmen für die Vollständigkeitsprüfung. § 43a Abs. 2 EnWG neu sollte um folgende entsprechende Regelung nach Satz 1 neu ergänzt werden:\r\n“Die Anhörungsbehörde hat nach Eingang des Plans in der Regel spätestens innerhalb eines Monats zu prüfen, ob dieser vollständig ist. Der Plan ist vollständig, wenn er prüffähig ist. Dies ist dann der Fall, wenn der Plan sich zu allen rechtlich relevanten Aspekten des Vorhabens verhält und die Behörde in die Lage versetzt, den Plan unter dieser Berücksichtigung näher zu prüfen. Fachliche Einwände und Nachfragen zum Plan stehen der Vollständigkeit nicht entgegen, sofern der Plan eine fachliche Prüfung überhaupt ermöglicht. Das Vollständigkeitsdatum ist der Tag, an dem die letzte Unterlage bei der Behörde eingegangen ist, die für das Erreichen der Vollständigkeit im Sinne der Sätze 2 bis 4 erforderlich ist.”\r\ne. § 5 Absatz 10 und § 6 Absatz 2 WassBG\r\nIn § 5 Abs. 10 als auch in § 6 Abs. 2 WassBG wird geregelt, dass die Feststellung oder Genehmigung des Plans nach § 74 VwVfG innerhalb einer Frist von zwölf Monaten nach Zugang des vollständigen Plans erfolgt, wobei die Frist einmalig um bis zu sechs Monate verlängert werden kann, wenn dies wegen der Schwierigkeit der Prüfung oder aus anderen Gründen, die dem Antragsteller zuzurechnen sind, erforderlich ist. Die Fristverlängerung soll gegenüber dem Antragsteller begründet werden.\r\nSeite 4 von 22\r\nFür Wasserstoffleitungsinfrastrukturen gilt hingegen nur die in ihrer Wirkung deutlich schwächere Neuregelung des § 43 Abs. 4a EnWG. Um die erforderlichen Wasserstoffleitungsinfrastrukturen gleichermaßen beschleunigt zu genehmigen, sollte der Regelungsinhalt der § 5 Abs. 10 und § 6 Abs. 2 WassBG auch in das Energiewirtschaftsgesetz aufgenommen werden. Hier bietet sich eine Neuregelung als § 43l Absatz 10 EnWG neu wie folgt an:\r\n“Die Entscheidung der Feststellung oder Genehmigung des Plans nach § 74 des Verwaltungsverfahrensgesetzes erfolgt innerhalb einer Frist von zwölf Monaten nach Zugang des vollständigen Plans, wobei diese Frist einmalig um bis zu sechs Monate verlängert werden kann, wenn dies wegen der Schwierigkeit der Prüfung oder aus Gründen, die dem Antragsteller zuzurechnen sind, erforderlich ist. Die Fristverlängerung soll gegenüber dem Antragsteller begründet werden.”\r\nf. Maßgaben für die Anwendung des Bundesnaturschutzgesetzes\r\nDas WassBG sollte, vergleichbar wie die Regelung in § 6 LNGG, abweichende Maßgaben für die Anwendung des BNatSchG vorsehen, und zwar wie folgt als neuer § 9 nach den Maßgaben für das Wasserhaushaltsgesetz:\r\n“§ 9 Maßgaben für die Anwendung des Bundesnaturschutzgesetzes\r\nDas Bundesnaturschutzgesetz vom 29. Juli 2009 (BGBl. I S. 2542), das zuletzt durch Artikel 3 des Gesetzes vom 8. Dezember 2022 (BGBl. I S. 2240) geändert worden ist, ist bei der Zulassung von Vorhaben nach § 2 mit folgenden Maßgaben anzuwenden:\r\n1. abweichend von § 17 Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes kann die Festsetzung von Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen nach § 15 Absatz 2 des Bundesnaturschutzgesetzes bis zu zwei Jahre nach Erteilung der Zulassungsentscheidung erfolgen, hierfür hat der Verursacher die erforderlichen Angaben nach § 17 Absatz 4 Satz 1 Nummer 2 des Bundesnaturschutzgesetzes nachträglich zu machen. § 15 Absatz 4 Satz 2 des Bundesnaturschutzgesetzes ist entsprechend anzuwenden,\r\n2. die Festsetzung von Ausgleichsmaßnahmen nach § 30 Abs. 3 des Bundesnaturschutzgesetzes kann bis zu zwei Jahre nach Erteilung der Zulassungsentscheidung erfolgen.\r\n3. mit der Umsetzung der Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen nach den Nummern 1 und 2 ist innerhalb von drei Jahren nach der Festsetzung zu beginnen.”\r\ng. § 9 WassBG – Maßgaben für die Anwendung des Vergaberechts\r\nNach der Gesetzesbegründung (S. 37) soll das Vergaberecht auf Beschaffungsvorgänge im Wasserstoffsektor Anwendung finden. Die Regelungen in Art. 1 § 9 WassBG beschränken sich auf den Verzicht einer Losbildung und die verfahrensrechtliche Beschleunigung von Nachprüfungs- und Gerichtsverfahren. Von der Anwendung des Vergaberechts wären einige Fernleitungsnetzbetreiber als Sektorenauftraggeber betroffen, die maßgeblich zum Aufbau des Wasserstoff-Kernnetzes beitragen wollen. Darüber hinaus werden auch Betreiber von Elektrolyseuren, H2-Speicherbetreiber und H2-Importterminal-Betreiber sowie der überwiegende Teil der Verteilernetzbetreiber als öffentliche Auftraggeber oder Sektorenauftraggeber von der Anwendung des Vergaberechts im Wasserstoffsektor betroffen sein.\r\nDie Anwendung des Vergaberechts führt zu einem erheblichen Zeitbedarf bei der Vorbereitung und Durchführung von Beschaffungsvorgängen. Zwar ermöglicht der Verzicht auf die Losbildung GU-Vergaben und den Abschluss von EPC-Verträgen, allerdings bedarf auch dies sorgfältiger Vorbereitung, die komplex und mit einem erheblichen Zeitbedarf verbunden ist. Damit wird das angestrebte Ziel des Aufbaus „eines schnell realisierbaren Wasserstoff-Kernnetzes“ (§ 28q Abs. 1 S. 2 EnWG) konterkariert.\r\nSeite 5 von 22\r\nUm dem europäischen und nationalen Anspruch eines schnellen Aufbaus einer Wasserstoff-Infrastruktur gerecht zu werden, ist daher eine zumindest temporäre Ausnahme von der Anwendung des Vergaberechts geboten. Dem stehen auch europäische und nationale Vorgaben nicht entgegen.\r\nDie Regelungen im 4. Teil des GWB sowie die Vergabeverordnung und die Sektorenordnung gehen auf die Richtlinie über die öffentliche Auftragsvergabe (Richtline 2014/24/EU), die Richtlinie über die Vergabe von Aufträgen in den Bereichen Wasser-, Energie- und Verkehrsversorgung sowie der Postdienste (Richtlinie 2014/25/EG) und deren Vorgängerrichtlinien zurück.\r\nÖffentliche Aufträge, die von öffentlichen Auftraggebern im Bereich der Wasser-, Energie- und Verkehrsversorgung sowie der Postdienste vergeben werden und Tätigkeiten in diesen Bereichen betreffen, fallen unter die Richtlinie 2014/25/EU. Nach Erwägungsgrund 1 der Richtlinie 2014/25/EU ist eine Regulierung der Auftragsvergabe u.a. im Sektor der Energieversorgung deshalb notwendig, weil es sich um einen abgeschotteten Markt handelt, in denen die Auftraggeber tätig sind, aufgrund bestehender besonderer oder ausschließlicher Rechte, die von den Mitgliedstaaten für die Versorgung, die Bereitstellung oder den Betrieb von Netzen für die Erbringung der betreffenden Dienstleistung gewährt werden.\r\nUnabhängig von der Frage, ob der Gasbegriff in Art. 8 der Richtlinie 2014/25/EU und in § 102 Abs. 3 GWB Wasserstoff und der Begriff der Energieversorgung in der Richtlinie 2014/25/EU den Wasserstoffsektor umfasst, ist der Aufbau einer Wasserstoffinfrastruktur und insbesondere eines Wasserstoff-Kernnetzes jedenfalls nicht mit den Situationen der Öffnung der Märkte für die leitungsgebundene Versorgung mit Elektrizität und Gas im Jahr 1998 oder bei Einführung der heutigen Regulierung der Strom- und Gasversorgungsnetze im Jahr 2005 vergleichbar. Zu diesen Zeitpunkten gab es, insbesondere im Strombereich, über Jahrzehnte gewachsene, ausgeprägte Netzstrukturen zur Erfüllung der Versorgungsaufgaben. Im Vordergrund auch der politischen Ziele stand daher nicht der Aufbau einer Infrastruktur, sondern die Ermöglichung von Wettbewerb auf den dem Netz vor- und nachgelagerten Marktebenen durch eine über die Regulierung intensivere Begrenzung der aus den Monopolsituationen entstehenden Marktmacht der Netzbetreiber. Die Regulierung setzte auf eine vorhandene, regelmäßig vermaschte Netzstruktur auf (BT-Drs. 19/27453, S. 118). Davon unterscheidet sich der Aufbau eines Wasserstoff-Kernnetzes durch die Fernleitungsnetzbetreiber und weitere Vorhabenträger erheblich.\r\nDarüber hinaus sollen die derzeitigen Regelungen in Teil 3, Abschnitt 3b des EnWG und die mit dem Gesetz zur Umsetzung unionsrechtlicher Vorgaben und zur Regelung reiner Wasserstoffnetze im Energiewirtschaftsrecht eingeführten Regelungen wettbewerbliche Marktstrukturen fördern (BT-Drs. 19/27453, S. 118). Der Zweck des Vergaberechts ist es u.a. abgeschottete Märkte für einen Wettbewerb zu öffnen. Angesichts eines sich im Aufbau befindlichen Wasserstoffmarktes besteht somit keine Notwendigkeit für die Anwendung des Vergaberechts für Auftraggeber im Sinne von § 98 GWB.\r\nDie an dem Aufbau des Wasserstoff-Kernnetzes beteiligten Unternehmen unterliegen bei der Beschaffung den Schranken des Kartell- und Wettbewerbsrecht. Auch vor diesem Hintergrund kann davon abgesehen werden, einzelne von ihnen zusätzlich dem Vergabewesen zu unterwerfen.\r\nSchließlich ist auch die Gleichbehandlung von Auftraggebern, die im öffentlichen Sektor tätig sind, und Auftraggebern, die im privaten Sektor tätig sind, zu wahren (Erwägungsgrund 19 der Richtlinie 2014/25). Am Aufbau des Wasserstoff-Kernnetzes werden neben Unternehmen des privaten Sektors auch Sektorenauftraggeber mitwirken. Die Anwendung des Vergaberechts würde für letztere einen Wettbewerbsnachteil gegenüber den Unternehmen darstellen, die keine Auftraggeber im Sinne von § 98 GWB sind. Der beschleunigte Aufbau des Wasserstoff-Kernnetzes wäre damit gefährdet.\r\nArt. 1 § 9 des Gesetzes zur Beschleunigung der Verfügbarkeit von Wasserstoff und zur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den Wasserstoffhochlauf sollte daher wie folgt gefasst werden:\r\n“Der Teil 4 des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen in der Fassung der Bekanntmachung vom 26. Juni 2013 (BGBl. I S. 1750, 3245), zuletzt geändert durch Artikel 2\r\nSeite 6 von 22\r\ndes Gesetzes vom 22. Dezember 2023 (BGBl. 2023 I Nr. 405), sowie die Vergabeverordnung vom 12. April 2016 (BGBl. I S. 624), zuletzt durch Artikel 1 der Verordnung vom 7. Februar 2024 (BGBl. 2024 I Nr. 39) und die Sektorenverordnung vom 12. April 2016 (BGBl. I S. 624, 657), zuletzt durch Artikel 3 der Verordnung vom 7. Februar 2024 (BGBl. 2024 I Nr. 39) geändert, sind nicht anzuwenden auf die Vergabe von öffentlichen Aufträgen durch Auftraggeber, wenn diese Aufträge der Schaffung eines Wasserstoff-Kernnetzes im Sinne von § 28q des Energiewirtschaftsgesetzes vom 7. Juli 2005 (BGBl. I S. 1970, 3621), zuletzt geändert durch Artikel 1 des Gesetzes vom 5. Februar 2024 (BGBl. 2024 I Nr. 32) dienen.”\r\nSofern diese Regelung beispielsweise aufgrund europarechtlicher Vorgaben nicht umsetzbar sein sollte, sollten die vergaberechtlichen Regelungen mindestens nach dem Vorbild des LNGG weiter erleichtert werden.\r\n2. Artikel 3 – Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes\r\na. § 28r Absatz 8 – Redaktionelle Hinweise\r\naa. Änderung des § 28r Absatz 8 Satz 4 (tatsächlich Satz 5)\r\nDie Einfügung der Wörter „und der öffentlichen Sicherheit dienen“ wird ausdrücklich begrüßt. Geändert werden muss jedoch Satz 5. Vorsorglich möchten wir zudem darauf hinweisen, dass durch das Gesetz zur Änderung des EnWG (s. BT-Beschluss v. 12.04.2024, BR-Drs. 168/24), der Regelungsgehalt des § 28r zukünftig in § 28q geregelt sein wird.\r\nbb. § 4 Absatz 4 WassBG auf § 28r Absatz 8 Satz 5 (zukünftig 28q) EnWG übertragen\r\nAngesichts der Regelung in § 4 Abs. 4 WassBG, welche für die Verdichter für Wasserstoffleitungen anwendbar ist, sollte § 28r Absatz 8 Satz 5 EnWG (zukünftig § 28q) unseres Erachtens in zeitlicher Hinsicht wie folgt angeglichen werden:\r\n„Für die genehmigten Projekte gilt, sofern in einem zukünftigen Netzentwicklungsplan nicht etwas anderes festgestellt wird, dass sie bis zum Ablauf des 1. Januar 2035 energiewirtschaftlich notwendig und vordringlich sind sowie dass sie im überragenden öffentlichen Interesse liegen und der öffentlichen Sicherheit dienen.“\r\n§ 28r Absatz 8 S. 5 EnWG regelt derzeit, dass die genehmigten Projekte nur dann „energiewirtschaftlich notwendig sind und vordringlich sind sowie dass sie im überragenden öffentlichen Interesse liegen“, „sofern in einem zukünftigen Netzentwicklungsplan nicht etwas anderes festgestellt wird und sie bis 2030 in Betrieb genommen werden“.\r\nDiese Regelung ist aus planungsrechtlicher Sicht für diejenigen Verfahren problematisch, die noch im Planfeststellungsverfahren befindlich sind, wenn der Netzentwicklungsplan verbindlich wird bzw. wo durch etwaigen Zeitverzug im Rahmen der Planfeststellungsverfahren die Prognose, dass die Leitungen noch bis 2030 in Betrieb genommen werden können, mit weiterem Zeitablauf immer schwieriger wird. Schlimmstenfalls würde eine weiterhin erforderliche Leitung angesichts negativer Inbetriebnahmeprognose, und damit Entfall der Feststellung des überragenden öffentlichen Interesses, nicht mehr in der vorliegenden, und bis dato genehmigungsfähigen, Trasse genehmigt werden können.\r\nb. § 43 Absatz 4a neu – Vorrangregelung im Vollzug erfordert angemessene Behördenausstattung\r\nDie Neueinfügung ist grundsätzlich zu begrüßen. Inwieweit die Verfahren durch diese gesetzliche Neuregelung tatsächlich eine Beschleunigung erfahren werden, bleibt abzuwarten. Über die Bestrebung der Behörden hinaus, den Vorhaben einen Vorrang einzuräumen, ist es im Hinblick auf die zum Teil sehr unterschiedliche Behördenpraxis unseres Erachtens von zentraler Bedeutung, dass alle mit den Vorhaben befassten Behörden sich das überragende öffentliche Interesse an der Umsetzung der\r\nSeite 7 von 22\r\nVorhaben bewusst machen und dementsprechend bei der Realisierung der Vorhaben im Rahmen ihrer gesetzlichen Aufgaben konstruktiv mitwirken.\r\nDarüber hinaus wäre eine ergänzende Regelung folgender Art wünschenswert:\r\n„Die für die Ausführung dieses Gesetzes zuständigen Behörden verfügen über eine zur Erfüllung ihrer gesetzlichen Aufgaben angemessenen Ausstattung an Finanzmitteln und eine angemessene Personalausstattung.“\r\nc. § 43a Absatz 8 neu – Redaktioneller Hinweis\r\nDie aktuelle Formulierung in Art. 3 Nr. 3 lit. h) lautet:\r\n„Die bisherige Nummer 3 wird Absatz 8.“\r\nKorrekterweise müsste Nummer 2 in Bezug genommen werden. Unter Art. 3 Nr. 3. lit. k wird nämlich nochmals geregelt: „Die bisherige Nummer 3 wird Absatz 9.“\r\nd. § 43a Absatz 10 neu - Flexibilität in der Ausgestaltung des Erörterungstermins schaffen\r\nDie Neuregelung sieht vor, dass in den Fällen, in denen die Behörde einen Erörterungstermin für erforderlich hält, diese den Erörterungstermin als Onlinekonsultation, als Videokonferenz oder als Telefonkonferenz durchführen soll.\r\nDie weitere Digitalisierung der Verfahren, insbesondere auch in den vorgelagerten Änderungen des § 43a EnWG, wird zwar ausdrücklich begrüßt, unseres Erachtens wäre es jedoch ausreichend, den bisher vor Ort durchgeführten Erörterungstermin mit den neuen Möglichkeiten der Onlinekonsultation, der Videokonferenz oder Telefonkonferenz gleichzustellen. Je nach Verfahren kann der Erörterungstermin vor Ort eine hohe Bedeutung für die Akzeptanzschaffung eines Vorhabens haben, zugleich gibt es Verfahren, in denen eine Erörterung vor Ort absehbar keinen Mehrwert schaffen wird bzw. anderweitige Umstände für die digitale Durchführung sprechen. Die Behörde sollte folglich entsprechend den Verfahrensbedürfnissen frei in ihrer Entscheidung sein, wie sie den Erörterungstermin abhalten möchte.\r\nAnstelle der Formulierung\r\n„soll die Erörterung als“\r\nsollte folglich folgende Formulierung gewählt werden:\r\n„darf die Erörterung auch als“.\r\ne. § 43a Absatz 12 neu – Verzicht auf Erörterungstermin als Regelfall\r\nDie aktuelle Regelung des § 43a Nummer 4, zukünftig § 43a Absatz 12 – die Änderung des ausgelegten Plans betreffend – sollte wie folgt geändert werden:\r\nAnstelle der Formulierung\r\n„so kann im Regelfall von der Erörterung […] abgesehen werden“\r\nsollte folgende Formulierung gewählt werden:\r\n„so soll von der Erörterung […] abgesehen werden.“\r\nDurch die Wortlautänderung wird der bereits zugrunde liegende Gedanke, dass im Regelfall von der Erörterung abgesehen werden kann, gestärkt und tatsächlich zum Regelfall. Nur dort, wo auch die\r\nSeite 8 von 22\r\nPlanfeststellungsbehörde angesichts der Verfahrensumstände eine Erörterung in Planänderungsfällen für ausdrücklich erforderlich hält, sollte diese durchgeführt werden müssen.\r\nf. § 43l Absatz 1 und 9 neu\r\nWie bereits unter I.1.b. ausgeführt, wird eine unmittelbare Aufnahme der Leitungsinfrastrukturen im WassBG von Seiten des FNB Gas bevorzugt. Der Verweis auf §§ 5 bis 9 WassBG bietet darüber hinaus aus Sicht des FNB Gas derzeit keinen Mehrwert, da ausweislich der Gesetzesbegründung (s. 47, zu Nummer 4, Buchstabe b) damit nur selbständige Zulassungsverfahren adressiert werden.\r\nDas nach § 43l Abs. 2 EnWG zu führende Planfeststellungsverfahren führt jedoch zu einer umfassenden, auch das Wasserrecht betreffenden Verfahrenskonzentration, wenngleich die wasserrechtliche Genehmigung im Ergebnis eigenständig und von den übrigen einkonzentrierten Genehmigungen erteilt wird.\r\nAngesichts der Regelung in § 4 Abs. 4 WassBG, welche für die Verdichter für Wasserstoffleitungen anwendbar ist, sollte aber jedenfalls § 43l Absatz 1 Satz 2 unseres Erachtens in zeitlicher Hinsicht wie folgt angeglichen werden:\r\n„Die Errichtung von Wasserstoffleitungen liegt bis zum Ablauf des 1. Januar 2035 im überragenden öffentlichen Interesse.“\r\ng. § 44c Absatz 1 Satz 3 neu\r\naa. Berücksichtigung der netzverstärkenden Ausbaumaßnahmen im Erdgasnetz\r\nDie Neuregelung ist zu begrüßen. Anders als bei § 43l Abs. 9 EnWG, wo „auf die Errichtung und die Änderung von Wasserstoffleitungen sowie auf die Errichtung und die Änderung von Gasversorgungsleitungen zur Ermöglichung des Transports von Wasserstoff“ abgestellt wird, stellt § 44c Absatz 1 Satz 3 neu lediglich auf den „Auf- und Ausbau von Wasserstoffnetzen“ ab. Auch im Rahmen des § 44c Absatz 1 Satz 3 neu müssen die für die Umstellung der Gasversorgungsleitungen auf einen Wasserstofftransport erforderlichen netzverstärkenden Ausbaumaßnahmen im Erdgasnetz ebenfalls mit einbezogen werden, um den Markthochlauf der Wasserstoffwirtschaft unter gleichzeitiger Gewährleistung der Gasversorgungssicherheit zu ermöglichen.\r\nbb. Übernahme der Regelung des § 10 Absatz 2 WassBG in § 44c EnWG\r\nFerner sollte die Regelung des § 10 Absatz 2 WassBG\r\n“Treten später Tatsachen ein, die die Anordnung der aufschiebenden Wirkung rechtfertigen, so kann der durch die Zulassungsentscheidung Beschwerte einen hierauf gestützten Antrag nach § 80 Absatz 5 Satz 1 der Verwaltungsgerichtsordnung innerhalb einer Frist von einem Monat stellen und begründen. Die Frist beginnt mit dem Zeitpunkt, in dem der Beschwerte von den Tatsachen Kenntnis erlangt.”\r\nin § 44c in Absatz 4 ergänzt oder als neuer Absatz 5 aufgenommen werden.\r\nSeite 9 von 22\r\n3. Artikel 4 – Änderung des Bundesfernstraßengesetzes\r\nDie Einfügung des neuen Absatz 2d in § 9 FStrG wird begrüßt. Unseres Erachtens sollte Absatz 2d weitere Vorhaben der Wasserstoffinfrastruktur umfassen, und zwar durch folgende Ergänzung nach den Wörtern “zulässig sind”:\r\n„, sowie für Vorhaben, betreffend die Errichtung und die Änderung von Wasserstoffleitungen sowie die Errichtung und die Änderung von Gasversorgungsleitungen zur Ermöglichung des Transports von Wasserstoff, nebst der den Betrieb der Leitungen notwendigen Anlagen.“\r\nDie Erweiterung des Absatzes 2d um vorstehende Ergänzung ist vor dem Hintergrund der mit dem Gesetzentwurf verfolgten Ziele unseres Erachtens gerechtfertigt. Er ermöglicht eine Einzelfallbetrachtung, welche im Hinblick auf die konkret betroffenen Straßen eine Abwägung ermöglicht, ob eine Erweiterung dieser überhaupt noch wahrscheinlich ist und es im konkreten Einzelfall sinnvoll ist, die grundsätzlich geltende Anbauverbotszone unangetastet zu lassen oder im Einzelfall doch zu nutzen.\r\n4. Artikel 6 – Änderung des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung\r\n§ 21 Absatz 2 Satz 2 neu\r\nDie Neuregelung wird ausdrücklich begrüßt. Wie auch in § 44c Abs. 1 S. 3 EnWG neu wird auf den „Auf- und Ausbau von Wasserstoffnetzen“ abgestellt. Da zum Auf- und Ausbau von Wasserstoffnetzen zwingend auch die für die Umstellung der Gasversorgungsleitungen auf einen Wasserstofftransport erforderlichen netzverstärkenden Ausbaumaßnahmen im Erdgasnetz erforderlich sind, ist eine Einbeziehung dieser unter diesen Tatbestand notwendig. Eine Klarstellung im Gesetz oder in der Gesetzesbegründung ist wünschenswert.\r\nFerner sollte dem neuen Satz 2 folgender Satz 3 neu angefügt werden:\r\n„Satz 2 gilt auch für eine erneute Beteiligung nach § 22 Umweltverträglichkeitsprüfungsgesetz.“\r\nNur durch diese Regelung wird gewährleistet, dass auch im Falle von Planänderungen während des Verfahrens dieselbe Beschleunigung erzielt wird, wie bei der initialen Beteiligung. Angesichts der Vorbefassung mit dem Vorhaben und der Beschränkungen auf die Änderungen, ist die Angleichung interessengerecht.\r\n5. Artikel 7 – Änderung des Raumordnungsgesetzes\r\na. § 16 Absatz 2 ROG – Gesetzgeberische Intention in der Praxis zum Durchbruch verhelfen\r\nMit der im Frühjahr 2023 erfolgten Novellierung des Raumordnungsgesetzes, insbesondere der §§ 15 und 16 ROG, sollten Energieleitungsvorhaben beschleunigt werden. Nach nunmehr einjähriger Praxis muss konstatiert werden, dass die beabsichtigte Beschleunigung aufgrund der – auch uneinheitlich gelebten – Behördenpraxis nur bedingt eingetreten ist. Insbesondere die Änderung des § 16 Abs. 2 ROG wird nach dem Dafürhalten des FNB nicht entsprechend der gesetzgeberischen Intention zur Anwendung gebracht. Nach der alten Konzeption des § 16 Abs. 2 S. 1 ROG galt:\r\n„Von der Durchführung eines Raumordnungsverfahrens kann (Hervorhebung d. Verf.) bei solchen Planungen und Maßnahmen abgesehen werden, für die sichergestellt ist, dass ihre Raumverträglichkeit anderweitig geprüft wird.“\r\nNach der aktuellen Rechtslage gilt jedoch gemäß § 16 Abs. 2 S. 1 ROG:\r\nSeite 10 von 22\r\n„Von der Durchführung eines Raumverträglichkeitsverfahrens soll (Hervorhebung d. Verf.) bei solchen Planungen und Maßnahmen abgesehen werden, für die sichergestellt ist, dass ihre Raumverträglichkeit anderweitig geprüft wird.“\r\nAusweislich des § 43 Abs. 3 EnWG sind bei der Planfeststellung die von dem Vorhaben berührten öffentlichen und privaten Belange im Rahmen der Abwägung zu berücksichtigen. Gesetzlich ist zudem über § 4 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 ROG sichergestellt, dass die Raumverträglichkeit im Planfeststellungsverfahren selbst geprüft wird. Folglich ist im Rahmen eines Planfeststellungsverfahrens auch sichergestellt, dass alle raumordnerischen Belange in die Abwägung eingestellt werden. Dies deckt sich im Übrigen mit der bisherigen Praxis und Rechtsprechung, wonach die Nichtdurchführung eines Raumordnungsverfahrens sich nicht auf die Rechtmäßigkeit eines Planfeststellungsbeschlusses auswirkt, wenn im Rahmen dessen die raumordnerischen Belange entsprechend ihres Gewichts in die Abwägung eingestellt und berücksichtigt worden sind.\r\nAngesichts und trotz dessen, sind die Behörden vielfach nicht bereit von der Raumverträglichkeitsprüfung bzw. der Anzeige nebst Einreichung umfangreicher Unterlagen abzusehen. Insofern und um dem gesetzgeberischen Willen in der Praxis zum Durchgriff zu verhelfen, sollte § 16 Abs. 2 ROG nach Satz 1 wie folgt geändert werden:\r\n„Auf Antrag des Vorhabenträgers ist von der Durchführung einer Raumverträglichkeitsprüfung bei solchen Planungen und Maßnahmen abzusehen, für die sichergestellt ist, dass ihre Raumverträglichkeit anderweitig geprüft wird.“\r\nAlternativ wäre eine entsprechende Regelung im WassBG oder EnWG für die Wasserstoffleitungen sowie die erforderlichen netzverstärkenden Ausbaumaßnahmen im Erdgasnetz denkbar.\r\nb. § 12a ROG neu – Projektmanager auch bei Raumverträglichkeitsprüfungen\r\nVergleichbar den Fachgesetzen wie zum Beispiel dem Energiewirtschaftsgesetz, Bundesfernstraßengesetz oder dem Allgemeinen Eisenbahngesetz sollte auch für Raumverträglichkeitsprüfungen der Einsatz eines Projektmanagers vorgesehen werden können, um die Verfahren tatsächlich gemäß der Vorgabe des § 15 Abs. 1 S. 2 ROG innerhalb von sechs Monaten abzuschließen zu können. Hierzu wird folgender § 12a ROG neu vorgeschlagen:\r\n“(1) Die nach Landesrecht zuständige Behörde kann einen Dritten, der als Verwaltungshelfer beschäftig werden kann, auf Vorschlag oder mit Zustimmung des Trägers des Vorhabens und auf dessen Kosten mit der Vorbereitung und Durchführung von Verfahrensschritten beauftragt werden wie insbesondere\r\n1. der Erstellung von Verfahrensleitplänen unter Bestimmung von Verfahrensabschnitten und Zwischenterminen,\r\n2. der Fristenkontrolle,\r\n3. dem Qualitätsmanagement der Anträge und Unterlagen der Vorhabenträger,\r\n4. der Auswertung der eingereichten Stellungnahmen\r\n5. der organisatorischen Vorbereitung eines Erörterungstermins\r\n6. der Leitung des Erörterungstermins und\r\n7. dem Entwurf von Entscheidungen.\r\n(2) Die nach Landesrecht zuständige Behörde soll im Falle einer Beauftragung des Projektmanagers mit diesem vereinbaren, dass die Zahlungspflicht unmittelbar zwischen Vorhabenträger und Projektmanager entsteht und seine Abrechnung zwischen diesen erfolgt; Voraussetzung ist, dass der Vorhabenträger einer solchen zugestimmt hat. Der Projektmanager ist verpflichtet, die Abrechnungsunterlagen ebenfalls der zuständigen Behörde zu übermitteln. Die zuständige Behörde prüft, ob die vom Projektmanager\r\nSeite 11 von 22\r\nabgerechneten Leistungen dem jeweiligen Auftrag entsprechen, und teilt dem Vorhabenträger das Ergebnis dieser Prüfung unverzüglich mit.\r\n(3) Die Entscheidung über die Raumverträglichkeitsprüfung liegt allein bei der zuständigen Behörde.”\r\nII. Zusätzlich erforderliche Beschleunigungsmaßnahmen\r\nNeben den im Gesetzentwurf enthaltenen und vorstehend benannten weiteren Beschleunigungsmaßnahmen gibt es eine Vielzahl weiterer Beschleunigungspotentiale, die dem Ziel – Leistung eines zentralen Beitrags zum Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft zur Erreichung der nationalen Klimaschutzziele – dienlich sind. Folgende Beschleunigungsmaßnahmen sollten ebenfalls umgesetzt werden:\r\n1. Energiewirtschaftsgesetz\r\na. Entsprechende Geltung des § 43 Absatz 3c für Wasserstoff\r\n§ 43 Abs. 3c EnWG sollte angesichts des überragenden öffentlichen Interesses an und der mit der Realisierung der Vorhaben verfolgten Ziele auch für Wasserstoffleitungen und die für den Auf- und Ausbau des Wasserstoffnetzes notwendigen zusätzlichen Ausbaumaßnahmen des bestehenden Erdgasnetzes zur Anwendung kommen. § 43 Abs. 3c S. 1 EnWG sollte deshalb anstatt der Wörter “Nummer 1 bis 4” folgende Wörter enthalten:\r\n“Nummer 1 bis 5 und Vorhaben nach § 43l”\r\nb. Vorverlagerung der maßgeblichen Sach- und Rechtslage - § 43 Absatz 3d neu\r\nUm frühzeitig Rechtssicherheit im Hinblick auf den zu prüfenden Sachverhalt zu schaffen und Verzögerungen zu vermeiden, die sich aus nachträglichen Veränderungen im Umfeld des Vorhabens ergeben, sollte vergleichbar der Regelung des § 10 Abs. 5 BImSchG der Zeitpunkt der maßgeblichen Sach- und Rechtslage für den Planfeststellungsbeschluss vorverlagert und fixiert werden. Nur so kann aus dem Teufelskreis von Veränderungen im Umfeld des Vorhabens und sich daraus ergebenden Verzögerungen ausgebrochen werden. Richtiger Stichtag für diese Festlegung ist der Zeitpunkt des Fristablaufs der Behördenbeteiligung im Rahmen des Planfeststellungsverfahrens. Zu diesem Zeitpunkt können alle Verfahrensbeteiligten auf der Grundlage der ihnen aktuell vorliegenden Sach- und Rechtslage Stellungnahmen, Einwendungen und Ergänzungen zum entscheidungserheblichen Sachverhalt vortragen. Nach Ablauf dieser Frist eintretende Veränderungen blieben außer Betracht. Damit wird der Zeitpunkt der Unbeachtlichkeit von Änderungen, der sonst mit der Behördenentscheidung eintreten würde, sachgerecht vorverlagert. Eine entsprechende Regelung des § 43 Absatz 3d könnte wie folgt lauten:\r\n“Für Vorhaben, die im überragenden öffentlichen Interesse liegen und der öffentlichen Sicherheit dienen, hat die Planfeststellungsbehörde die Entscheidung auf Grundlage der geltenden Sach- und Rechtslage zum Zeitpunkt des Ablaufs der Stellungnahmefrist zu treffen.”\r\nSeite 12 von 22\r\nc. § 43 Absatz 3e neu – raumordnerische Zielabweichungsentscheidung durch die Planfeststellungsbehörde\r\nZielabweichungen von raumordnerischen Zielen sollten auch durch die Planfeststellungsbehörde im Rahmen des Planfeststellungsverfahrens entschieden werden können. Insofern sollte nachstehender neuer § 43 Abs. 3e EnWG umgesetzt werden:\r\n“Sollte die Errichtung einer Energieleitung zum Auf- und Ausbau des Wasserstoffnetzes zu einem raumordnerischen Zielkonflikt im Sinne von § 6 des Raumordnungsgesetzes beziehungsweise der jeweiligen Landesraumordnungs- und Landesplanungsgesetze oder der Ausschließliche Wirtschaftszone-Raumordnungsverordnung bestehen, entscheidet die zuständige Planfeststellungsbehörde über die Zulässigkeit einer raumordnerischen und regionalplanerischen Zielabweichung. Eines vorlaufenden separaten Zielabweichungsverfahren gemäß der Landesraumordnungs- und Landesplanungsgesetze bedarf es nicht.”\r\nd. § 43a EnWG – Gleiche Einwendungs- und Stellungnahmefrist\r\n§ 43a EnWG sollte um Absatz 13 mit folgendem Inhalt ergänzt werden:\r\n„Die gemäß § 73 Absatz 3a Verwaltungsverfahrensgesetz zu setzende Frist der Anhörungsbehörde soll mit dem Ablauf der Einwendungsfrist zusammenfallen.“\r\nMit dieser Neuregelung würde zwischen der Einwendungsfrist Privater, der Stellungnahmefrist von Verbänden und der Stellungnahmefrist der Behörden ein grundsätzlicher Gleichlauf hergestellt und das Verfahren zeitlich beschleunigt. Der Gleichlauf würde den Vorhabenträger zudem in die Lage versetzen einerseits frühzeitiger vor-vorzeitige Besitzeinweisungsverfahren nach § 44b Abs. 1a EnWG zu stellen und damit zugleich die Verfahrenslast bei der zuständigen Enteignungsbehörde zeitlich zu strecken, und andererseits frühzeitiger die Zulassung des vorzeitigen Baubeginns nach § 44c EnWG für zeitkritische Maßnahmen, wie zum Beispiel Vergrämungsmaßnahmen und Gehölzbeseitigung, zu beantragen.\r\ne. § 43e Absatz 4 EnWG – Bundesverwaltungsgericht als 1. Instanz\r\nAngesichts der zentralen Rolle der Wasserstoffkernnetzleitungen für das Gelingen des Hochlaufs des Wasserstoffmarktes sollten Rechtsmittel gegen die Zulassungsentscheidungen dieser Leitungen sowie dem Leitungsbetrieb dienenden Anlagen unmittelbar durch das Bundesverwaltungsgericht überprüft werden. § 43e Absatz 4 EnWG sollte daher um folgenden Satz 3 neu ergänzt werden:\r\n“Die Sätze 1 und 2 gelten für die Wasserstoffnetzinfrastrukturen, die Teil des Wasserstoff-Kernnetzes im Sinne von § 28q sind, sowie Anlagen, die für den Betrieb dieser Leitungen notwendig sind und die nach § 43l Absatz 2 Satz 1 Nummer 1 planfestgestellt werden, entsprechend.”\r\nf. Streichung des § 43f EnWG und Rückkehr zur ursprünglichen Systematik des § 74 VwVfG\r\nVor Einführung des § 43f fand aufgrund der Verweisung im jetzigen § 43 Abs. 4 EnWG die Regelung des § 74 Abs. 7 VwVfG Anwendung. Danach entfiel und entfällt weiterhin das Erfordernis der Durchführung eines Planfeststellungs- oder Plangenehmigungsverfahrens für planfeststellungspflichtige Energieleitungsvorhaben kraft Gesetzes, wenn ein Fall von unwesentlicher Bedeutung vorliegt. Ein Fall unwesentlicher Bedeutung liegt danach vergleichbar dem § 43f EnWG vor, wenn drei Voraussetzungen erfüllt sind:\r\nSeite 13 von 22\r\n1. andere öffentliche Belange sind nicht berührt oder die erforderlichen behördlichen Entscheidungen liegen vor und stehen dem Plan nicht entgegen,\r\n2. Rechte anderer werden nicht beeinflusst oder mit den vom Plan Betroffenen sind entsprechende Vereinbarungen getroffen worden und\r\n3. andere Rechtsvorschriften schreiben eine Öffentlichkeitsbeteiligung, die den Anforderungen des § 73 Abs. 3 S. 1 und Abs. 4 bis 7 VwVfG entsprechen muss, nicht vor.\r\nBei Vorliegen der vorstehenden Voraussetzungen bedarf es nach § 74 Abs. 7 VwVfG keines weiteren Anzeigeverfahrens und keiner Freistellungsanzeige durch die Planfeststellungsbehörde. Die Praxis der vergangenen Jahre hat gezeigt, dass alle Anzeigeverfahren zu einer Freistellung durch die Planfeststellungsbehörde geführt haben. Vor diesem Hintergrund hält der FNB den mit einem Anzeigeverfahren verbundenen Aufwand bei den Vorhabenträgern als auch bei den Behörden für unverhältnismäßig. Angesichts von absehbar weit über 1.000 erforderlichen Änderungsmaßnahmen am Erdgasnetz zur Umstellung auf einen Transport von Wasserstoff sowie Änderungen netzverstärkender Art durch diese Umstellung werden durch das Anzeigeverfahren dringend benötigte Kapazitäten für die Durchführung der Planfeststellungsverfahren der Neubauleitungen gebunden bzw. Kapazitäten gebunden, die an anderer Stelle zielführender eingesetzt werden können.\r\nSollte die Streichung des § 43f EnWG in Erwägung gezogen werden, so wäre die Regelung des § 43f Abs. 2 Nr. 1 EnWG, in der durch nachstehenden Vorschlag ergänzten Fassung, als Regelung beizubehalten, da andernfalls durch das Wiederaufleben der UVP-Vorprüfungspflicht zusätzliche, bereits durch den Gesetzgeber als unnötig erachtete, Kapazitäten bei den Vorhabenträgern, Umweltbüros und Behörden gebunden werden. Aufgenommen werden könnte die Regelung wie folgt unter § 43b Abs. 2 EnWG neu. Der bisherige Absatz 2 würde zu Absatz 3:\r\n“Abweichend von den Vorschriften des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung ist eine Umweltverträglichkeitsprüfung für unwesentliche Änderungen nicht durchzuführen bei Änderungen oder Erweiterungen von Gasversorgungsleitungen zur Ermöglichung des Transports von Wasserstoff nach § 43l Absatz 4 sowie Änderungen und Erweiterungen von Gasversorgungsleitungen, die durch die Umstellung von Gasversorgungsleitungen auf einen Transport von Wasserstoff erforderlich sind.”\r\ng. § 43f Absatz 2 S. 1 Nr. 1 EnWG - Ergänzung der Freistellung von der UVP (Alternative zu lit. f)\r\nIm Hinblick auf den Auf- und Ausbau der Wasserstoffinfrastruktur, welche die Umstellung vorhandener Erdgasleitungen auf Wasserstoff und netzverstärkende bzw. netzanpassende Erdgasmaßnahmen umfasst, sollte § 43f Absatz 2 S. 1 Nr. 1 EnWG – auch soweit dem vorstehenden Vorschlag zur Rückkehr zur ursprünglichen Systematik des § 74 VwVfG nicht gefolgt wird – in jedem Falle nach den Wörtern “nach § 43l Absatz 4” um nachfolgende Wörter ergänzt werden:\r\n“sowie Änderungen und Erweiterungen von Gasversorgungsleitungen, die durch die Umstellung von Gasversorgungsleitungen auf einen Transport von Wasserstoff erforderlich sind.”\r\nh. § 43g EnWG - Bewährten Einsatz von Projektmanagern stärken\r\naa. § 43g EnWG sollte in Absatz 1 nach Satz 1 wie folgt ergänzt werden:\r\n„Auf Verlangen des Vorhabenträgers soll die nach Landesrecht zuständige Behörde einen Projektmanager beauftragen. Die Beauftragung eines Projektmanagers kann in Ausnahmefällen unterbleiben, wenn diese absehbar zu keiner Beschleunigung des Verfahrens beiträgt. Die Gründe sind dem Vorhabenträger durch Zwischenbescheid mitzuteilen.“\r\nSeite 14 von 22\r\nDie Beauftragung eines Projektmanagers hat sich in den vergangenen Jahren als sehr probates Mittel zur Beschleunigung von Verfahren herausgestellt und findet vermehrt Einsatz. Dessen ungeachtet gibt es weiterhin eine Vielzahl von Behörden, die dem Einsatz eines Projektmanagers ablehnend gegenüberstehen. Mit der vorstehenden Neuregelung soll eine angemessene Auseinandersetzung mit der Beauftragung eines Projektmanagers angereizt werden, um die behördlich angespannten Kapazitäten durch den Einsatz von Projektmanagern zu entlasten und Verfahren beschleunigt zum Abschluss zu bringen.\r\nbb. § 43g Absatz 1 Nummer 5 EnWG sollte nach „Koordinierung“ und vor „der Enteignungs- und Entschädigungsverfahren“ um folgende Worte ergänzt werden:\r\n„der Besitzeinweisungsverfahren nach § 44b“\r\nDurch die Ergänzung wird klargestellt, dass auch in den Besitzeinweisungsverfahren nach § 44b EnWG Projektmanager eingesetzt werden dürfen. Die Möglichkeit des Einsatzes von Projektmanagern auch in Besitzeinweisungsverfahren ermöglicht sowohl die Beschleunigung dieser Verfahren als solche als auch die Bewältigung der bereits jetzt absehbar steigenden Anzahl an zukünftigen Fällen wegen der Vielzahl an Strom-, H2 wie CO2-Leitungsbauprojekten. Darüber hinaus würde damit ein Signal an diejenigen Verbände ausgesendet, die mittlerweile offen mit Verweigerung des freihändigen Rechtserwerbs drohen, da die ÜNB wie FNB angesichts unzureichender Kapazitäten bei den Enteignungsbehörden keine Alternative hätten als sich zu den (unangemessenen) verbandsseitigen Bedingungen zu einigen.\r\ni. Ausdehnung bestehender Regelungen auf Wasserstoffleitungen und Ausbaumaßnahmen des bestehenden Erdgasnetzes\r\naa. Entsprechende Geltung des § 43 Absatz 3 Sätze 2 - 5 EnWG\r\nFür die Wasserstoffleitungen sollten die Regelungen des § 43 Absatz 3 Sätze 2 bis 5 gleichfalls gelten. § 43l Absatz 2 sollte daher um folgenden Satz 3 ergänzt werden:\r\n“§ 43 Absatz 3 Sätze 2 bis 5 gelten für die Errichtung, den Betrieb sowie die Änderung einer Wasserstoffleitung in einer vorhandenen Trasse, oder wenn ein Abstand von 200 Metern zwischen den Leitungsachsen der vorhandenen Energieleitung und der neuen Wasserstoffleitung nicht überschritten wird, entsprechend.”\r\nMit der Neuregelung werden bereits vorhandene Beschleunigungsmaßnahmen für die Stromleitungen auf Wasserstoffleitungen übertragen, um diese gleichfalls beschleunigt genehmigen zu können.\r\nbb. Entsprechende Geltung des § 43 Absatz 3a Satz 2 und 3 sowie von Absatz 3b EnWG\r\n§ 43 Abs. 3a S. 2 EnWG regelt, dass der beschleunigte Ausbau der Hochspannungsleitungen und der für den Betrieb notwendigen Anlagen als vorrangiger Belang in die jeweils durchzuführende Schutzgüterabwägung eingebracht werden soll. Dies gilt gemäß Satz 3 nicht gegenüber den Belangen der Landes- und Bündnisverteidigung. Für Wasserstoffleitungen sollte eine entsprechende Regelung in § 43l Absatz 2 Sätze 4 und 5 EnWG neu aufgenommen werden:\r\n„Bis die Energieversorgung im Bundesgebiet nahezu treibhausgasneutral ist, soll der beschleunigte Ausbau der Wasserstoffleitungen und der für den Betrieb notwendigen Anlagen als vorrangiger Belang in die jeweils durchzuführende Schutzgüterabwägung eingestellt werden. Satz 3 ist nicht gegenüber Belangen der Landes- und Bündnisverteidigung anzuwenden.“\r\nSeite 15 von 22\r\nAngesichts der im Gesetzesentwurf erfolgten Feststellung, dass der Hochlauf des Wasserstoffmarktes ein zentraler Baustein für eine treibhausgasneutrale Wirtschaft darstellt, ist es interessengerecht die bereits für die Stromleitungen getroffene Regelung auch für die Wasserstoffleitungen zur Anwendung zur bringen. Dies sollte in jedem Falle für die Wasserstoffkernnetzleitungen gelten.\r\nFerner sollte als neuer Satz 6 des § 43l Absatz 2 eine entsprechende Regelung des § 43 Absatz 3b eingefügt werden, und zwar wie folgt:\r\n“§ 43 Absatz 3b gilt mit der Maßgabe entsprechend, das anstelle der Belange nach Absatz 3a die Belange nach den Sätzen 1 bis 4 dieses Absatzes in die Prüfung eingestellt werden.”\r\ncc. Ergänzung von § 43l Absatz 1 Satz 2 und Absatz 2 EnWG\r\nDie Vorschrift bedarf der Ergänzung um die für den Auf- und Ausbau des Wasserstoffnetzes notwendigen zusätzlichen Ausbaumaßnahmen des bestehenden Erdgasnetzes. § 43l Absatz 1 Satz 2 sollte daher nach dem Wort “Wasserstoffleitungen” um folgende Wörter ergänzt werden:\r\n“und die für den Auf- und Ausbau des Wasserstoffnetzes notwendigen zusätzlichen Ausbaumaßnahmen des bestehenden Erdgasnetzes”\r\nNur durch diese Ergänzung wird gewährleistet, dass die Umstellungen der Erdgasleitungen auf den\r\nDie mit dem Wasserstoffkernnetz einhergehenden erdgasnetzverstärkenden Maßnahmen müssen ebenfalls von diesen Regelungen profitieren. Insofern sollte § 43l Absatz 2 um einen neuen Satz 7 folgender Art ergänzt werden:\r\n“Sätze 3 bis 6 gelten entsprechend für die den Auf- und Ausbau des Wasserstoffnetzes notwendigen zusätzlichen Ausbaumaßnahmen des bestehenden Erdgasnetzes”\r\ndd. Ergänzung von § 43l Absatz 4 EnWG\r\nDie Vorschrift sollte im Hinblick auf die LNG-Anbindungsleitungen an das Fernleitungsnetz i.S.d. § 43 Abs. 1 S. 1 Nr. 6 EnWG ergänzt werden:\r\nDie Wörter “und Anbindungsleitungen von LNG-Anlagen” sollten nach dem Halbsatz “Behördliche Zulassungen für die Errichtung, die Änderung und den Betrieb einer Gasversorgungsleitung für Erdgas” und vor dem Halbsatz “einschließlich der für den Betrieb notwendigen Anlagen,” eingefügt werden.\r\nAngesichts der erfolgten Realisierung von Anbindungsleitungen von LNG-Anlagen an das Fernleitungsnetz i.S.d. § 43 Abs. 1 S. 1 Nr. 6 EnWG bedarf es in § 43l Abs. 4 EnWG einer Ergänzung bezüglich dieser Anbindungsleitungen, um auch diese wie beabsichtigt perspektivisch auf Wasserstoff umstellen zu können. Die Ergänzung ist auch im Hinblick auf die in Absätzen 2 und 3 bereits in Bezug genommenen Anbindungsleitungen von Anlandungsterminals für Wasserstoff konsistent.\r\nee. Ergänzung von § 43l Absatz 7 EnWG\r\n§ 43l Abs. 7 EnWG sollte im Hinblick auf die ausschließliche Wirtschaftszone um einen Satz 2 neu ergänzt werden, und zwar wie folgt:\r\n“Raumordnerische Festlegungen bzw. Ausweisungen in den Flächenentwicklungsplänen für Offshore-Windenergieanlagen und deren Stromtrassen in der ausschließlichen Wirtschaftszone der Bundesrepublik Deutschland innerhalb der Nord- und Ostsee gelten unmittelbar auch für Wasserstoffleitungen und Anlagen zur Herstellung von Wasserstoff.”\r\nSeite 16 von 22\r\nj. § 43p EnWG neu - Ermöglichung einer beschleunigten Reparatur\r\nAngesichts des Vorschlags für eine Verordnung des Europäischen Parlaments und des Rates über die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und zur Änderung der Verordnung (EU) 2019/942 und der dort in Art. 14 Absatz 4 Unterabsatz 2 vorgesehenen Neuregelung\r\n“Die Reparatur bzw. der Austausch der in diesem Absatz genannten Komponenten erfolgt unmittelbar nach Entdeckung des Lecks bzw. sobald dies beim ersten Versuch möglich ist, spätestens jedoch fünf Tage nach Entdeckung. Bei den Reparaturen bzw. dem Austausch nach diesem Absatz müssen modernste Technologien und Materialien verwendet werden, die einen langfristigen Schutz gegen künftige Leckagen bieten. Können die Betreiber nachweisen, dass die in diesem Absatz genannte Reparatur aus Sicherheitsgrünen oder technischen Erwägungen nicht erfolgreich oder nicht innerhalb von fünf Tagen möglich ist, so legen die Betreiber den zuständigen Behörden Nachweise für die Verzögerung vor und erstellen spätestens fünf Tage nach der Feststellung einen Zeitplan für die Reparatur und Überwachung. Der in diesem Unterabsatz genannte Zeitplan für die Reparatur und Überwachung ist so festzulegen, dass die festgestellten Leckagen innerhalb von 30 Tagen nach ihrer Entdeckung repariert werden.”\r\nbedarf es für die Gasversorgungsnetzbetreiber einer gesetzlichen Neuregelung, um eine unverzügliche Reparatur, spätestens jedoch innerhalb von fünf Tagen in der Regel auch tatsächlich durchführen zu können. Die Einhaltung dieser kurzen Frist wird im Hinblick auf vielfach erforderliche Genehmigungen, insb. naturschutzfachliche Eingriffsgenehmigungen, absehbar nicht einzuhalten sein. Angesichts des mit der Reparatur verfolgten Schutzzwecks und mit einem durch die Reparatur üblicherweise einhergehendem unwesentlichen Eingriff, sollte zur grundsätzlichen Ermöglichung der Reparaturfristen folgende Neuregelung in § 43p EnWG neu getroffen werden:\r\n“Reparaturen zur Beseitigung von Leckagen an Gasversorgungsleitungen müssen den zuständigen Behörden unverzüglich angezeigt werden. Ein Antrag auf Genehmigung ist nur erforderlich, wenn die jeweilige Behörde einen solchen nach Anzeige der Reparatur fordert.”\r\nk. § 44 EnWG – Erleichterungen von Vorarbeiten\r\naa. § 44 Absatz 1 EnWG – Erweiterung der möglichen Vorarbeiten\r\nErweiterung des § 44 Absatz 1 EnWG entsprechend der Regelung des § 8 Absatz 1 Nr. 2 LNGG. Dementsprechend müssten nach den Wörtern „einschließlich erforderlicher Bergungsmaßnahmen“ die Wörter\r\n„und zwingend erforderliche Beseitigungen von Bäumen und anderen Gehölzen zur Baufeldfreimachung sowie die Durchführung naturschutzrechtlicher Ausgleichs- und Vermeidungsmaßnahmen einschließlich vorgezogener Ausgleichsmaßnahmen,“\r\neingefügt werden.\r\nMit dieser Ergänzung können zentrale Vorarbeiten vorab umgesetzt werden und damit zu einer beschleunigten Projektumsetzung beitragen. Insbesondere die vorgezogenen Ausgleichsmaßnahmen können eine signifikante Beschleunigung herbeiführen, indem ökologische fachgerechte Maßnahmen vorab umgesetzt werden, die ohne ihre Durchführung zu ansonsten naturschutzfachlich begründeten Bauverbotszeiten führen. Bauzeitenbeschränken können schnell Verzögerungen von einem halben Jahr bedeuten.\r\nSeite 17 von 22\r\nbb. § 44 Absatz 5 EnWG neu – Beschleunigung der Genehmigungserteilung für Vorarbeiten\r\n§ 44 bedarf der Ergänzung, damit für die wichtigen und zeitkritischen zu duldenden Vorarbeiten auch die erforderlichen öffentlich-rechtlichen Genehmigungen für die Vorarbeiten zeitig vorliegen. Insofern wird folgender neuer Absatz 5 angeregt:\r\n„(5) Anträge auf öffentlich-rechtliche Zulassung von Vorarbeiten sind innerhalb eines Monats ab Eingang der vollständigen Unterlagen bei der zuständigen Behörde zu bescheiden. Nach Ablauf der Frist gilt die beantragte öffentlich-rechtliche Zulassung als erteilt, wenn der Antrag hinreichend bestimmt ist.“\r\nFür die notwendigen Vorarbeiten für die Planung und die Baudurchführung ist § 44 EnWG eine zentrale Vorschrift, die solche Arbeiten in vielen Fällen erst möglich macht. § 44 in seiner derzeitigen Form regelt jedoch nur die zivilrechtliche Duldungspflicht der von den Vorarbeiten betroffenen Personen. Die für die Vorarbeiten erforderlichen öffentlich-rechtlichen Genehmigungen sind dessen ungeachtet weiterhin erforderlich und führt die Einholung dieser immer wieder zu Verzögerungen, die es zukünftig bei einer beschleunigten Umsetzung zu vermeiden gilt.\r\nh. § 44b EnWG – Erleichterungen für die vorzeitige Besitzeinweisung\r\naa. § 44b Absatz 1 Satz 1 EnWG – Erweiterung auf betriebliche Erfordernisse zur Gewährleistung der technischen Sicherheit\r\n§ 44b Abs.1 S. 1 EnWG sollte nach den Wörtern „Ist der sofortige Beginn von Bauarbeiten“ um die Wörter „oder die Gewährleistung der technischen Sicherheit gemäß § 49“ ergänzt und das “und” zwischen “Inbetriebnahme und den Betrieb” durch ein “oder” ersetzt werden, so dass Satz 1 zukünftig wie folgt lautet:\r\n„Ist der sofortige Beginn von Bauarbeiten oder die Gewährleistung der technischen Sicherheit gemäß § 49 geboten und weigert sich der Eigentümer oder Besitzer, den Besitz eines für den Bau, die Inbetriebnahme oder den Betrieb sowie die Änderung oder Betriebsänderung von […]“\r\nMit dieser Ergänzung soll allen Netzbetreibern ermöglicht werden, auch dann ein Besitzeinweisungsverfahren führen zu können, wenn angesichts der Verpflichtung zur Gewährleistung der technischen Sicherheit nach § 49 EnWG eine Beurteilung erforderlich ist, ob Bauarbeiten am Netz erforderlich sind und die betroffenen Eigentümer oder Besitzer sich weigern, für die erforderlichen Beurteilungsmaßnahmen den Besitz zu überlassen. Die Ersetzung des Worts „und“ durch „oder“ stellt klar, dass der Bau, die Inbetriebnahme und der Betrieb gleichwertig nebeneinanderstehen und jeweils für sich ein Verfahren rechtfertigen.\r\nbb. § 44b Absatz 1a Satz 1 EnWG – Ablauf der Einwendungsfrist als maßgeblicher Zeitpunkt\r\n§ 44b Abs. 1a S. 1 EnWG sollte nicht mehr wie bisher auf den Abschluss des Anhörungsverfahrens, sondern zukünftig auf den Ablauf der Einwendungsfrist abstellen. Satz 1 sollte daher zukünftig wie folgt lauten:\r\n„Der Träger des Vorhabens kann verlangen, dass nach Ablauf der Einwendungsfrist eine vorzeitige Besitzeinweisung durchgeführt wird.“\r\nAbweichend von der grundsätzlichen Konzeption eines Planfeststellungsverfahrens, wonach es eine Anhörungs- und eine Planfeststellungsbehörde gibt und die Anhörungsbehörde der Planfeststellungsbehörde einen Anhörungsbericht nach Abschluss des Anhörungsverfahren zu übermitteln hat, ist bei energiewirtschaftsrechtlichen Planfeststellungsverfahren die zuständige Behörde sowohl Anhörungs- als auch Planfeststellungsbehörde in einem. Dies führt dazu, dass grundsätzlich nicht klar bestimmbar ist, wann das Anhörungsverfahren abgeschlossen und damit\r\nSeite 18 von 22\r\nBesitzeinweisungsverfahren nach § 44b Abs. 1a EnWG geführt werden können. Lediglich § 43a S. 1 Nr. 3 S. 2 enthält hierzu einen Hinweis in den Fällen des Entfalls eines Erörterungstermins, indem geregelt ist, dass die Anhörungsbehörde ihre Stellungnahme innerhalb von sechs Wochen nach Ablauf der Einwendungsfrist abzugeben und sie der Planfeststellungsbehörde zusammen mit den sonstigen in § 73 Abs. 9 des Verwaltungsverfahrensgesetz aufgeführten Unterlagen zuzuleiten hat.\r\nDie Umsetzung des Vorschlags würde Rechtssicherheit schaffen, zu welchem Zeitpunkt Verfahren beantragt werden können, und dem Vorhabenträger sowie der Enteignungsbehörde einen verlängerten zeitlichen Rahmen bieten, um bekannten Verweigerungsfällen mit Besitzeinweisungsverfahren frühzeitig zu begegnen und damit zugleich eine optimierte Kapazitätsauslastung der Enteignungsbehörden ermöglichen. Der Vorschlag entspricht im Übrigen der bereits in Kraft befindlichen Regelungen des § 8 Abs. 1 Nr. 3 LNGG, § 18f Abs. 1a FStrG und § 21 Absatz 1a AEG.\r\ncc. Vorzeitige Besitzeinweisungen für den vorzeitigen Baubeginn ermöglichen\r\n§ 44b sollte um die Möglichkeit der Besitzeinweisung bereits für die Zulassung des vorzeitigen Baubeginns nach § 44c ergänzt werden. § 44b Absatz 1a Satz 3 sollte daher wie folgt ergänzt werden:\r\n“Satz 3 sollte nach dem Wort „Planfeststellungsbeschluss“ und vor dem Wort „bestätigt“ durch die Wörter „oder durch die Zulassung des vorzeitigen Baubeginns nach § 44c“ ergänzt werden.”\r\nDie Zulassung des vorzeitigen Beginns ist ein zentrales Mittel zur beschleunigten Realisierung der erforderlichen Energieleitungsinfrastruktur. Wichtige Vorarbeiten wie Vergrämungsmaßnahmen und Baufeldfreimachungen sind wichtige Meilensteine für einen planungsgemäßen Baustart und die fristgerechte Umsetzung des Vorhabens, da andernfalls aus naturschutzfachlichen Gründen erhebliche Bauverzögerungen drohen. Die Umsetzung dieser Maßnahmen ist jedoch nur möglich, wenn sich die von den Maßnahmen Betroffenen mit der Inanspruchnahme ihrer Flächen einverstanden erklärt haben und die Zulassung des vorzeitigen Baubeginns erteilt wurde. Vielfach scheitern zeitkritische Maßnahmen jedoch an vereinzelten Verweigerern. Angesichts des überragenden öffentlichen Interesses an der Realisierung der Energieinfrastrukturen zur Ermöglichung der Energiewende und zur Erreichung der Klimaschutzziele wird es für gerechtfertigt gehalten, die Besitzeinweisung bereits mit Zulassung des vorzeitigen Baubeginns für wirksam zu erklären.\r\ni. § 44c EnWG – Erleichterungen für den vorzeitigen Baubeginn\r\naa. Regelung des § 8 Absatz 1 Nummer 4 LNGG in § 44c EnWG übernehmen\r\n§ 44c sollte um eine dem § 8 Abs. 1 Nr. 4 LNGG entsprechende Regelung für die Wasserstoffkernnetzleitungen ergänzt werden. Die Regelung könnte als neuer Absatz 1a wie folgt aufgenommen werden:\r\n„Bei Wasserstoffnetzinfrastrukturen, die Teil des Wasserstoff-Kernnetzes im Sinne des § 28q sind, müssen die Voraussetzungen des Absatz 1 Satz 1 Nummer 3 sowie des Absatz 1 Satz 3 nicht vorliegen; für die Zustellung nach Absatz 3 ist § 74 Absatz 5 des Verwaltungsverfahrensgesetzes entsprechend anwendbar.“\r\nEine solche Regelung würde umfangreichere vorzeitige Baumaßnahmen zulassen (s. zum LNGG BT-Drs. 20/1742, S. 24) und damit zu einer beschleunigten Realisierung von Vorhaben zur Schaffung des Wasserstoff-Kernnetzes beitragen.\r\nbb. Duldungspflicht für Maßnahmen des vorzeitigen Baubeginns\r\nAlternativ zu der Schaffung der Möglichkeit einer vorzeitigen Besitzeinweisung für Maßnahmen des vorzeitigen Baubeginns ist die Regelung einer Duldungspflicht denkbar. Diese hätte den Vorteil weniger\r\nSeite 19 von 22\r\nKapazitäten auf Behördenseite zu binden. Die Regelung könnte in § 44c Absatz 1a neu wie folgt aufgenommen werden:\r\n“Auf Antrag des Trägers des Vorhabens soll die Planfeststellungsbehörde die Duldung des vorzeitigen Baubeginns anordnen, soweit das Vorhaben im überragenden öffentlichen Interesse liegt und der Eigentümer oder Besitzer sich weigert, den Besitz durch Vereinbarung unter Vorbehalt aller Entschädigungsansprüche zu überlassen. Eine durch Allgemeinverfügung erlassene Duldungsanordnung ist öffentlich bekannt zu geben. § 44 Absatz 3 und 4 gelten entsprechend.”\r\nj. § 48a Satz 1 EnWG – Duldungspflicht bei Transporten\r\nDie Duldungspflicht bei Transporten sollte auch für den Auf- und Ausbau von Wasserstoffnetzen, die für die Umstellung der Gasversorgungsleitungen auf einen Wasserstofftransport erforderlichen netzverstärkenden Ausbaumaßnahmen im Erdgasnetz sowie die in der Anlage des LNGG genannten Vorhaben gelten. Dazu bedarf es nach den Wörtern „zum Betrieb von Stromnetzen“ folgende Ergänzung:\r\n„sowie zum Transport von Leitungsrohren oder sonstigen Bestandteilen von Wasserstoffnetzen und Gasversorgungsnetzen und der dem Leitungsbetrieb dienenden Einrichtungen oder Hilfsmitteln zur Errichtung, Instandhaltung oder zum Betrieb von Wasserstoffnetzen und Gasversorgungsnetzen“\r\n2. Umweltverträglichkeitsprüfungsgesetz\r\n§ 10 Absatz 5 – Gleichstellung mit 19.1-Vorhaben der Anlage 1\r\n§ 10 Absatz 5 UVPG sollte um die Nummer 19.2 ergänzt werden, da im Hinblick auf die bereits aufgeführte Nr. 19.1 – Stromleitungen betreffend – eine vergleichbare Interessenlage besteht. Über § 43l Absatz 2 Satz 2 EnWG wäre damit für die Wasserstoffnetze §10 gleichfalls mit der Maßgabe anzuwenden, dass zusätzlich ein enger zeitlicher Zusammenhang bestehen muss. § 10 Absatz 5 UVPG sollte folglich wie folgt formuliert werden:\r\n„Für die in Anlage 1 Nummer 14.4, 14.5, 19.1 und 19.2 aufgeführten Vorhaben gilt Absatz 4 mit der Maßgabe, dass zusätzlich ein enger zeitlicher Zusammenhang besteht.“\r\n3. Wasserhaushaltsgesetz\r\nGleichstellung mit den Bundesbehörden\r\nGemäß § 19 Absatz 1 WHG entscheidet die Planfeststellungsbehörde über die Erteilung von Erlaubnissen und Bewilligungen. Gemäß Absatz 3 gilt, dass die Entscheidung im Einvernehmen, bei Planfeststellungen durch Bundesbehörden im Benehmen mit der zuständigen Wasserbehörde zu treffen sind. Einerseits stellt das damit postulierte Einvernehmenserfordernis eine Abweichung vom grundsätzlichen Konzept eines Planfeststellungsverfahrens dar und andererseits ist wenig nachvollziehbar, weshalb die Bundesnetzagentur für Stromleitungsvorhaben nur das Benehmen herstellen muss, die jeweils zuständigen Landesplanungsbehörden für Wasserstoffleitungen jedoch das Einvernehmen. Angesichts dessen sollte folgende Änderung des § 19 Absatz 3 umgesetzt werden:\r\n“In den Fällen der Absätze 1 und 2 ist die Entscheidung im Einvernehmen, bei Planfeststellungen durch Bundesbehörden und Planfeststellungen das Wasserstoffnetz gemäß § 3 Nr. 39a Energiewirtschaftsgesetz betreffend im Benehmen mit der zuständigen Wasserbehörde zu treffen.”\r\nSeite 20 von 22\r\n4. Bundes-Immissionsschutzgesetz\r\nNeuer Tatbestand für Elektroverdichteranlagen\r\nDie in § 2 Absatz 1 Nr. 8 WassBG in Bezug genommenen Verdichter, die für den Betrieb von Wasserstoffleitungen erforderlich sind, werden zukünftig vermehrt in der Ausführung von Elektroverdichtern realisiert werden. Elektroverdichter sind aktuell jedoch nicht von der 4. BImSchV erfasst, so dass entweder alle erforderlichen Einzelgenehmigungen über die (damit üblicherweise überforderte) untere Behördenebene eingeholt werden müssen oder aber ein Planfeststellungsverfahren nach § 43 Absatz 2 Nr. 1 EnWG durchgeführt werden muss. Die Durchführung eines Planfeststellungsverfahrens ist jedoch aus der Praxiserfahrung mit der Genehmigungspraxis für Erdgasverdichter nicht in jeder Konstellation vorzugswürdig, so dass vergleichbar der Erdgasverdichteranlagen – Nr. 1.4.1.1 der Anlage 1 der 4. BImSchV – eine Genehmigungspflicht für Elektroverdichteranlagen wünschenswert wäre. Insofern könnte eine neue Nummer 10.26 in der Anlage 1 zur 4. BImSchV in nachstehender Form aufgenommen werden:\r\n“Elektroverdichteranlagen zum Transport von gasförmiger Energie” mit einer Leistung von 25 MW oder mehr”\r\nAls Verfahrensart für die Verdichter wäre “G: Genehmigungsverfahren gemäß § 10 BImSchG (mit Öffentlichkeitsbeteiligung)” vorzusehen."},"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":"2024-04-30"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007373","regulatoryProjectTitle":"Beschleunigte Verfahren für die Planung und Genehmigung von Wasserstoff-Infrastrukturen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/50/2b/319041/Stellungnahme-Gutachten-SG2406260239.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":"Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V. • Georgenstr. 23 • 10117 Berlin • www.fnb-gas.de\r\nLobbyregister-Nr.: R002747\r\nÜber FNB Gas:\r\nDie Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V. (FNB Gas) mit Sitz in Berlin ist der 2012 gegründete Zusammenschluss der deutschen Fernleitungsnetzbetreiber, also der großen überregionalen und grenzüberschreitenden Gastransportunternehmen. Ein inhaltlicher Schwerpunkt der Vereinigung ist die Netzentwicklungsplanung für Gas und Wasserstoff auf der Transportebene. Zudem ist die Vereinigung Ansprechpartner gegenüber Politik, Medien und Öffentlichkeit. Zudem vertritt die Vereinigung ihre Mitglieder auch als Ansprechpartner gegenüber Politik, Medien und Öffentlichkeit.\r\nMitglieder der Vereinigung sind die Unternehmen bayernets GmbH, Fluxys TENP GmbH, Ferngas Netzgesellschaft mbH, GASCADE Gastransport GmbH, Gastransport Nord GmbH, Gasunie Deutschland Transport Services GmbH, GRTgaz Deutschland GmbH, Nowega GmbH, ONTRAS Gastransport GmbH, Open Grid Europe GmbH, terranets bw GmbH und Thyssengas GmbH. Sie betreiben zusammen ein rund 40.000 Kilometer langes Leitungsnetz.\r\nFNB Gas – Positionspapier\r\nzum Gesetzesentwurf für das Gesetz zur Beschleunigung der Verfügbarkeit von Wasserstoff und zur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den Wasserstoffhochlauf sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften\r\nBerlin, 26.06.2024\r\nPositionspapier zum Gesetzesentwurf für das Wasserstoff-Beschleunigungsgesetz\r\nDie Fernleitungsnetzbetreiber begrüßen die Initiative der Bundesregierung, den Aufbau der Wasserstoff-Infrastruktur zu beschleunigen. Dies ist ein zentrales Instrument, um den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft in Gang zu setzen und zum Erfolg zu führen. Ohne Infrastruktur fehlt eine essenzielle Grundlage für die Entwicklung dieses Marktes.\r\nDas Bundeskabinett hat im Mai 2024 den Gesetzesentwurf zum Wasserstoffbeschleunigungsgesetz (WassBG) beschlossen und in das parlamentarische Verfahren eingebracht. Der überarbeitete Gesetzesentwurf weist zwar einige Verbesserungen gegenüber dem Referentenentwurf auf. Dennoch bleibt er weiterhin hinter den gesetzgeberischen Möglichkeiten zur Beschleunigung des Aufbaus der Wasserstoff-Infrastruktur zurück. Die Beschleunigungsmaßnahmen des WassBG und weiterer Gesetzestexte sind nicht umfassend genug, um einen zügigen Aufbau der Wasserstoffinfrastruktur und damit die Erreichung der Klimaschutzziele zu fördern. Dies gilt einerseits für den Umfang der Beschleunigungsinstrumente und andererseits für den begrenzten Anwendungsbereich des Gesetzesentwurfs. Nennenswerte Verfahrensbeschleunigungen in Bezug auf die Genehmigung von Wasserstoff-Infrastrukturen sind daher mit dem vorliegenden Gesetzesentwurf zum WassBG nicht zu erwarten.\r\nIm Rahmen des parlamentarischen Verfahrens regt der FNB Gas daher insbesondere eine Berücksichtigung der folgenden Punkte an:\r\n1. Das WassBG sollte sich stärker am LNG-Gesetz orientieren.\r\nAls Netzbetreiber haben wir mit den Regelungen des LNGG nachweislich gute Erfahrungen zum zügigen Aufbau der LNG-Infrastruktur in Deutschland gemacht (Stichwort „Deutschlandgeschwindigkeit“). Daher bietet das LNGG eine Vielzahl von Anhaltspunkten für Beschleunigungsmaßnahmen im Rahmen des WassBG.\r\nSo sollten insbesondere vergleichbare Regelungen wie in § 6 LNGG für abweichende Maßgaben für die Anwendung des BNatSchG, die Erweiterung der möglichen Vorarbeiten entsprechend den Regelungen des § 8 Abs. 1 Nr. 2 LNGG und die Möglichkeit der vorvorzeitigen Besitzeinweisung entsprechend den Regelungen des § 8 Abs. 1 Nr. 3 LNGG sowie Erleichterungen für den vorzeitigen Baubeginn gemäß den Regelungen des § 8 Abs. 1 Nr. 4 LNGG umgesetzt werden.\r\n2. Um dem europäischen und nationalen Anspruch eines schnellen Aufbaus einer Wasserstoff-Infrastruktur gerecht zu werden, sollte die Anwendung des Vergaberechts für Betreiber von Wasserstoffinfrastrukturen ausgeschlossen, zumindest jedoch temporär ausgesetzt oder alternativ nach dem Vorbild des LNGG weiter erleichtert werden.\r\nDie Anwendung des Vergaberechts auf Beschaffungsvorgänge im Wasserstoffsektor (§ 16 WassBG) konterkariert die mit dem WassBG angestrebte Beschleunigungswirkung sowie das angestrebte Ziel des Aufbaus „eines schnell realisierbaren Wasserstoff-Kernnetzes“ (§ 28q\r\nAbs. 1 S. 2 EnWG). Sie führt zu einem erheblichen Zeitbedarf bei der Vorbereitung und Durchführung von Beschaffungsvorgängen, der den beschleunigten Aufbau der Wasserstoff-Infrastruktur sowie die Beschleunigungspotenziale aus dem WassBG gefährdet. Obwohl gemäß geltender EU-Richtlinien (2014/25/EU) die Gleichbehandlung von Auftraggebern, die im öffentlichen Sektor (Sektorenaufraggeber) und Auftraggebern, die im privaten Sektor tätig sind, zu wahren ist, benachteiligt die aktuell vorgesehene Regelung Sektorenauftraggeber. Davon betroffen sind einige Fernleitungsnetzbetreiber, die substantielle Teile des Kernnetzes entwickeln wollen, sowie Betreiber von Elektrolyseuren, H2-Speicherbetreiber, H2-Importterminal-Betreiber, und der überwiegende Teil der Verteilernetzbetreiber.\r\n3. Die Regelungen des WassBG sollten im vollen Umfang auch für Wasserstoffleitungen (einschließlich der Wasserstoffleitungen in der ausschließlichen Wirtschaftszone der Bundesrepublik Deutschland in der Nord- und Ostsee) gelten.\r\nEs ist nicht nachvollziehbar, warum gerade Wasserstoffleitungen, die eine Grundvoraussetzung für den Wasserstoff-Markthochlauf sind, weniger von Beschleunigungsmaßnahmen profitieren sollten als Anlagen, die in den Geltungsbereich des WassBG fallen. Die Befristung des überragenden öffentlichen Interesses und des Dienstes für die öffentliche Sicherheit in § 28 q Abs. 8 EnWG für Wasserstoffleitungen mit Inbetriebnahme bis Ende 2030 ist nicht ausreichend, um die Beschleunigungspotentiale für das Wasserstoff-Kernnetz zu heben. Für Anlagen, die in den Geltungsbereich des WassBG fallen, wie Verdichter, Elektrolyseure und Speicher hingegen, gilt das überragende öffentliche Interesse bis Ende 2034. Da das Kernnetz einen Realisierungszeitraum bis 2032 bzw. nach den jüngsten EnWG-Anpassungen sogar bis 2037 hat, sollte hier zumindest eine Vereinheitlichung der Fristen zwischen EnWG (§ 28q Abs 8 EnWG) und WassBG erfolgen. Alternativ müssten die Wasserstoffleitungen in den Geltungsbereich in § 2 Abs. 1 Nr. 8 aufgenommen werden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-06-26"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007373","regulatoryProjectTitle":"Beschleunigte Verfahren für die Planung und Genehmigung von Wasserstoff-Infrastrukturen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/f8/5c/319043/Stellungnahme-Gutachten-SG2406260245.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":"Von:\r\nBetreff: FNB Gas: STN WassBG wie besprochen\r\nDatum: Freitag, 10. Mai 2024 09:46:16\r\nAnlagen: 20240430 FNB Gas Stellungnahme Referentenentwurf BMWK WassBG.pdf\r\nimage001.png\r\nimage002.png\r\nimage003.png\r\nimage004.png\r\nLiebe ,\r\nbezugnehmend auf unser kürzlich geführtes Gespräch zum Wasserstoffbeschleunigungsgesetz\r\n(WassBG) in Hamburg am Rande des Wirtschaftsforum Wasserstoff möchte ich einen aus der\r\nStellungnahme des FNB Gas zum WassBG wesentlichen Punkt noch einmal hervorheben.\r\nAusweislich des § 2 WassBG fällt das Wasserstoffkernnetz i.S.d. § 28r bzw. nunmehr § 28q EnWG\r\nnicht unter den Anwendungsbereich des WassBG, sondern gemäß § 2 Abs. 1 Nr. 8 WassBG allein\r\ndie Verdichter, die für den Betrieb von Wasserstoffleitungen erforderlich sind. Für die Verdichter wird\r\nin § 4 Abs. 4 WassBG nach aktuellem Entwurfsstand geregelt, dass diese bis zum Ablauf des 1.\r\nJanuar 2035 im überragenden öffentlichen Interesse liegen sowie der öffentlichen Sicherheit dienen.\r\nFür die Wasserstoffkernnetzleitungen gilt gemäß § 28q Abs. 8 S. 5 EnWG (in der durch das mit dem\r\nWassBG einhergehenden Änderungen des EnWG) hingegen, dass sie im überragenden öffentlichen\r\nInteresse liegen und der öffentlichen Sicherheit dienen, sofern in einem zukünftigen\r\nNetzentwicklungsplan nicht etwas anderes festgestellt wird und sie bis 2030 in Betrieb genommen\r\nwerden. Wie in unserer Stellungnahme näher ausgeführt, können diese Beschränkungen zu\r\nerheblichen Risiken bzw. tatsächlichen Verzögerungen in einem Planfeststellungsverfahren führen.\r\nDie Feststellung für das Wasserstoffkernnetz fällt damit deutlich hinter die Regelung des WassBG\r\nzurück. Auch die nunmehr bereits beschlossene Streichung des „31. Dezember 2025“ in § 43l Abs. 1\r\nS. 2 EnWG und der damit unbefristet geltenden Regelung, dass die Errichtung von\r\nWasserstoffleitungen im überragenden öffentlichen Interesse liegt und der öffentlichen Sicherheit\r\ndient, hilft an dieser Stelle nicht weiter, da § 28q Abs.8 S. 5 EnWG unseres Erachtens eine im\r\nVerhältnis zu § 43l Abs. 1 S. 2 EnWG lex specialis Regelung darstellt.\r\nAngesichts dessen sollte zum jetzigen Zeitpunkt jedenfalls eine zeitliche Angleichung im Hinblick auf\r\ndie Feststellung des überragenden öffentlichen Interesses und des Dienens der öffentlichen\r\nSicherheit auf das derzeit in § 4 Abs. 4 WassBG genannte Datum, der 1. Januar 2035, hergestellt\r\nwerden bzw. im Hinblick auf diese beiden Feststellungen auf § 43l Abs. 1 S. 2 EnWG verwiesen\r\nwerden, da für die Wasserstoffkernnetzleitungen im Vergleich zu sonstigen Wasserstoffleitungen erst\r\nRecht ein überragendes öffentliches Interesse und ein Dienen der öffentlichen Sicherheit besteht.\r\nWeitere Empfehlungen, die sich aus den praktischen Erfahrungen der Netzbetreiber im Rahmen der\r\nPlanungs- und Genehmigungsverfahren ergeben, haben wir in unserer Stellungnahme dargelegt, die\r\nich Ihnen auch anhänge.\r\nFür Rückfragen stehe ich Ihnen gerne zur Verfügung.\r\nMit freundlichen Grüßen\r\nVereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V.\r\nGeorgenstr. 23, 10117 Berlin\r\nMobil: +49 175 142 67 51\r\nFax.: +49 30 921 02 35 43\r\nE-Mail: barbara.fischer@fnb-gas.de\r\nWebsite: https://fnb-gas.de/\r\nLobbyregister-Nr.: R002747\r\nÜber den FNB Gas e.V.:\r\nFNB Gas e.V. mit Sitz in Berlin ist der Zusammenschluss der überregionalen deutschen Fernleitungsnetzbetreiber. Ein\r\ninhaltlicher Schwerpunkt der Vereinigung ist die Netzentwicklungsplanung für Gas und Wasserstoff auf der Transportebene.\r\nZudem ist die Vereinigung Ansprechpartner gegenüber Politik, Medien und Öffentlichkeit.\r\nMitglieder der Vereinigung sind die Unternehmen bayernets GmbH, Ferngas Netzgesellschaft mbH, Fluxys TENP GmbH,\r\nGASCADE Gastransport GmbH, Gastransport Nord GmbH, Gasunie Deutschland Transport Services GmbH, GRTgaz\r\nDeutschland GmbH, Nowega GmbH, ONTRAS Gastransport GmbH, Open Grid Europe GmbH, terranets bw GmbH und\r\nThyssengas GmbH. Sie betreiben zusammen ein rund 40.000 Kilometer langes Leitungsnetz."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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(FNB Gas) mit Sitz in Berlin ist der 2012 gegründete Zusammenschluss der deutschen Fernleitungsnetzbetreiber, also der großen überregionalen und grenzüberschreitenden Gastransportunternehmen. Ein inhaltlicher Schwerpunkt der Vereinigung ist die Netzentwicklungsplanung für Gas und Wasserstoff auf der Transportebene. Zudem ist die Vereinigung Ansprechpartner gegenüber Politik, Medien und Öffentlichkeit. Zudem vertritt die Vereinigung ihre Mitglieder auch als Ansprechpartner gegenüber Politik, Medien und Öffentlichkeit.\r\nMitglieder der Vereinigung sind die Unternehmen bayernets GmbH, Fluxys TENP GmbH, Ferngas Netzgesellschaft mbH, GASCADE Gastransport GmbH, Gastransport Nord GmbH, Gasunie Deutschland Transport Services GmbH, GRTgaz Deutschland GmbH, Nowega GmbH, ONTRAS Gastransport GmbH, Open Grid Europe GmbH, terranets bw GmbH und Thyssengas GmbH. 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Der überarbeitete Gesetzesentwurf weist zwar einige Verbesserungen gegenüber dem Referentenentwurf auf. Dennoch bleibt er weiterhin hinter den gesetzgeberischen Möglichkeiten zur Beschleunigung des Aufbaus der Wasserstoff-Infrastruktur zurück. Die Beschleunigungsmaßnahmen des WassBG und weiterer Gesetzestexte sind nicht umfassend genug, um einen zügigen Aufbau der Wasserstoffinfrastruktur und damit die Erreichung der Klimaschutzziele zu fördern. Dies gilt einerseits für den Umfang der Beschleunigungsinstrumente und andererseits für den begrenzten Anwendungsbereich des Gesetzesentwurfs. Nennenswerte Verfahrensbeschleunigungen in Bezug auf die Genehmigung von Wasserstoff-Infrastrukturen sind daher mit dem vorliegenden Gesetzesentwurf zum WassBG nicht zu erwarten.\r\nIm Rahmen des parlamentarischen Verfahrens regt der FNB Gas daher insbesondere eine Berücksichtigung der folgenden Punkte an:\r\n1. Das WassBG sollte sich stärker am LNG-Gesetz orientieren.\r\nAls Netzbetreiber haben wir mit den Regelungen des LNGG nachweislich gute Erfahrungen zum zügigen Aufbau der LNG-Infrastruktur in Deutschland gemacht (Stichwort „Deutschlandgeschwindigkeit“). Daher bietet das LNGG eine Vielzahl von Anhaltspunkten für Beschleunigungsmaßnahmen im Rahmen des WassBG.\r\nSo sollten insbesondere vergleichbare Regelungen wie in § 6 LNGG für abweichende Maßgaben für die Anwendung des BNatSchG, die Erweiterung der möglichen Vorarbeiten entsprechend den Regelungen des § 8 Abs. 1 Nr. 2 LNGG und die Möglichkeit der vorvorzeitigen Besitzeinweisung entsprechend den Regelungen des § 8 Abs. 1 Nr. 3 LNGG sowie Erleichterungen für den vorzeitigen Baubeginn gemäß den Regelungen des § 8 Abs. 1 Nr. 4 LNGG umgesetzt werden.\r\n2. Um dem europäischen und nationalen Anspruch eines schnellen Aufbaus einer Wasserstoff-Infrastruktur gerecht zu werden, sollte die Anwendung des Vergaberechts für Betreiber von Wasserstoffinfrastrukturen ausgeschlossen, zumindest jedoch temporär ausgesetzt oder alternativ nach dem Vorbild des LNGG weiter erleichtert werden.\r\nDie Anwendung des Vergaberechts auf Beschaffungsvorgänge im Wasserstoffsektor (§ 16 WassBG) konterkariert die mit dem WassBG angestrebte Beschleunigungswirkung sowie das angestrebte Ziel des Aufbaus „eines schnell realisierbaren Wasserstoff-Kernnetzes“ (§ 28q\r\nAbs. 1 S. 2 EnWG). Sie führt zu einem erheblichen Zeitbedarf bei der Vorbereitung und Durchführung von Beschaffungsvorgängen, der den beschleunigten Aufbau der Wasserstoff-Infrastruktur sowie die Beschleunigungspotenziale aus dem WassBG gefährdet. 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Die Regelungen des WassBG sollten im vollen Umfang auch für Wasserstoffleitungen (einschließlich der Wasserstoffleitungen in der ausschließlichen Wirtschaftszone der Bundesrepublik Deutschland in der Nord- und Ostsee) gelten.\r\nEs ist nicht nachvollziehbar, warum gerade Wasserstoffleitungen, die eine Grundvoraussetzung für den Wasserstoff-Markthochlauf sind, weniger von Beschleunigungsmaßnahmen profitieren sollten als Anlagen, die in den Geltungsbereich des WassBG fallen. Die Befristung des überragenden öffentlichen Interesses und des Dienstes für die öffentliche Sicherheit in § 28 q Abs. 8 EnWG für Wasserstoffleitungen mit Inbetriebnahme bis Ende 2030 ist nicht ausreichend, um die Beschleunigungspotentiale für das Wasserstoff-Kernnetz zu heben. Für Anlagen, die in den Geltungsbereich des WassBG fallen, wie Verdichter, Elektrolyseure und Speicher hingegen, gilt das überragende öffentliche Interesse bis Ende 2034. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V. • Georgenstr. 23 • 10117 Berlin • www.fnb-gas.de\r\nLobbyregister-Nr.: R002747\r\nÜber FNB Gas:\r\nFNB Gas e.V. ist der Zusammenschluss der überregionalen deutschen Fernleitungsnetzbetreiber. Seine Mitglieder betreiben zusammen ein rund 40.000 Kilometer langes Leitungsnetz für den Transport von Erdgas und errichten gemeinsam das rund 9.000 Kilometer lange Wasserstoff-Kernnetz. Die Vereinigung unterstützt ihre Mitglieder bei der Erfüllung ihrer gesetzlichen und regulatorischen Verpflichtungen. Zudem koordiniert sie die integrierte Netzentwicklungsplanung für Gas und Wasserstoff auf der Transportnetzebene. Darüber hinaus tritt die Vereinigung für die aktive Förderung eines sicheren, wirtschaftlichen, umweltgerechten und klimafreundlichen Betriebs der Gastransportinfrastruktur sowie für ihre kontinuierliche Weiterentwicklung an die Bedarfe des zukünftigen Energiesystems ein.\r\nMitglieder der Vereinigung sind die Unternehmen bayernets GmbH, Fluxys TENP GmbH, Ferngas Netzgesellschaft mbH, GASCADE Gastransport GmbH, Gastransport Nord GmbH, Gasunie Deutschland Transport Services GmbH, NaTran Deutschland GmbH, Nowega GmbH, ONTRAS Gastransport GmbH, Open Grid Europe GmbH, terranets bw GmbH und Thyssengas GmbH.\r\nFNB Gas - Stellungnahme\r\nzum Referentenentwurf des Bundesministeriums für\r\nWirtschaft und Energie\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung der Verfügbarkeit\r\nvon Wasserstoff und zur Änderung weiterer rechtlicher\r\nRahmenbedingungen für den Wasserstoffhochlauf sowie zur\r\nÄnderung weiterer energierechtlicher Vorschriften\r\nBerlin, 28. Juli 2025\r\nInhaltsverzeichnis Einleitung ........................................................................................................... 4\r\nI. Art. 1 – WasserstoffBG ............................................................................................ 5\r\n1. § 2 Absatz 1 Nr. 10 – Für das Wasserstoffnetz erforderliche Umstellungs- und erdgasverstärkende Maßnahmen in den Anwendungsbereich des Gesetzes aufnehmen ......................................................................................................................... 5\r\n2. § 2 Absatz 1 Nr. 13 – Gesicherte Stromversorgung auch für Einrichtungen (z.B. Verdichter) zum Betrieb von Wasserstoffleitungen ................................................. 5\r\n3. § 3 Nr. 10 – Erweiterung der Begriffsbestimmung „Elektrolyseure zur Erzeugung von Wasserstoff“ ....................................................................................................... 6\r\n4. § 7 – Verkürzte Auslegungsfristen im Rahmen der Umweltverträglichkeitsprüfung auch bei Planänderungen .................................................................................... 6\r\n5. § 8 – Nichtanwendung des Vergaberechts auf Beschaffungsvorgänge für das Wasserstoff-Kernnetz .......................................................................................... 7\r\n6. Maßgaben für die Anwendung des Bundesnaturschutzgesetzes ........................... 9\r\nII. Art. 2 – Änderung des Bundes-Immissionsschutzgesetztes ........................................ 10\r\n1. Neuer Tatbestand für Elektroverdichteranlagen aufnehmen ............................... 10\r\nIII. Art. 3 – Änderung des Raumordnungsgesetzes ....................................................... 10\r\n1. § 16 Absatz 2 ROG – Gesetzgeberische Intention (Absehen von einer gesonderten vorgelagerten Raumverträglichkeitsprüfung) in der Praxis zum Durchbruch verhelfen ...................................................................................................................... 10\r\n2. § 12a ROG neu – Projektmanager auch bei Raumverträglichkeitsprüfungen.......... 11\r\nIV. Art. 6 – Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes................................................... 12\r\n1. Angleichung des § 28q Absatz 8 Satz 5 EnWG ................................................... 12\r\n2. Ausschluss von Einwendungen – Übertragung des Regelungsinhalts des § 16c Absatz 1 Nr. 2 BImSchGneu auf energiewirtschaftsrechtliche Planfeststellungen ................ 13\r\n3. § 43a EnWGneu – Gleiche Einwendungs- und Stellungnahmefrist ....................... 13\r\n4. § 43e Absatz 4 EnWG – Bundesverwaltungsgericht als 1. Instanz ........................ 13\r\n5. § 43l Absatz 2 neu ......................................................................................... 14\r\n6. § 44c EnWG – Zulassung des vorzeitigen Baubeginns ......................................... 15\r\nV. Art. 7 – Änderung des Wasserhaushaltsgesetzes (WHG) ........................................... 16\r\n1. § 11c WHG – Präzisierung der Fristenregelung .................................................. 16\r\n2. § 70b WHG – Klarstellende Ergänzung ............................................................. 16\r\nVI. Art. 8 – Änderung des Bundesfernstraßengesetzes (FStrG) ....................................... 16\r\n1. Ergänzung um Anlagen für den Transport in § 9 Absatz 2d Satz 1 ........................ 16\r\nVII. Zusätzliche Beschleunigungsmaßnahmen ............................................................. 17\r\nI. Neuregelungen im Energiewirtschaftsgesetz ..................................................... 17\r\n1. Vorverlagerung der maßgeblichen Sach- und Rechtslage (§ 43 Absatz 3d neu) ...... 17\r\n2. Raumordnerische Zielabweichungsentscheidung durch die Planfeststellungsbehörde - § 43 Absatz 3e neu ..................................................... 17\r\n3. Frist für die Vollständigkeitsprüfung von Antragsunterlagen in § 43a Absatz 2 EnWG ...................................................................................................................... 18\r\n4. Streichung des § 43f EnWG und Rückkehr zur ursprünglichen Systematik des § 74 VwVfG ............................................................................................................ 18\r\n5. § 43f Absatz 2 S. 1 Nr. 1 EnWG - Ergänzung der Freistellung von der UVP (Alternative zu vorstehendem Vorschlag (VII., I., 4.) ............................................................... 19\r\n6. § 43g EnWG - Bewährten Einsatz von Projektmanagern stärken.......................... 19\r\n7. Ergänzung von § 43l Absatz 4 EnWG um LNG-Anbindungsleitungen .................... 20\r\n8. Ergänzung von § 43l Absatz 7 EnWG ................................................................ 21\r\n9. § 43p EnWG neu - Ermöglichung einer beschleunigten Reparatur ....................... 21\r\n10. § 44 EnWG – Erleichterungen von Vorarbeiten ................................................ 22\r\n11. § 44b EnWG – Erleichterungen für die vorzeitige Besitzeinweisung ................... 23\r\nII. Neuregelung im Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung ........................ 25\r\n§ 10 Absatz 5 – Gleichstellung mit 19.1-Vorhaben der Anlage 1 .............................. 25\r\nEinleitung\r\nFNB Gas bedankt sich im Namen seiner Mitglieder für die Möglichkeit der Stellungnahme zum „Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung der Verfügbarkeit von Wasserstoff und zur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den Wasserstoffhochlauf sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften“.\r\nDer vorliegende Gesetzesentwurf stellt einen wichtigen und richtigen Schritt dar, um den Markthochlauf von Wasserstoff in Deutschland zu beschleunigen.\r\nMit diesem Gesetz wird ein zentrales Anliegen des Koalitionsvertrags aufgegriffen und konkretisiert: den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft nicht nur zu ermöglichen, sondern aktiv zu beschleunigen.\r\nFNB Gas begrüßt den vorliegenden Gesetzesentwurf ausdrücklich, da er den gesamten Wasserstoffmarkt und die dafür notwendigen Infrastrukturen, einschließlich der Wasserstoff-Transportleitungen und damit auch das Wasserstoff-Kernnetz in den Blick nimmt. Damit greift die Bundesregierung einen zentralen Hinweis der Fernleitungs- und Wasserstofftransportnetzbetreiber zu den Gesetzesvorschlägen der Vorgängerregierung auf.\r\nFür den Hochlauf des Wasserstoffmarktes ebenfalls positiv und zielführend ist die Erweiterung des Wasserstoffbegriffs, unabhängig von seiner Erzeugungsart. Auch die konsequente Digitalisierung der Verfahrensschritte ist für einen effizienten und zukunftsgerichteten Genehmigungsprozess ein wichtiger Schritt.\r\nMit der vorliegenden Stellungnahme benennt FNB Gas basierend auf der langjährigen Erfahrung seiner Mitglieder verbleibende Beschleunigungspotenziale und macht Vorschläge zur weiteren Verbesserung und Beschleunigung der Planungs- und Genehmigungsverfahren für den Wasserstoffhochlauf. Zentral hierbei sind u.a. die Aufnahme der erdgasverstärkenden Maßnahmen zur frühzeitigen Umstellung von Erdgasleitungen auf Wasserstoff in den Geltungsbereich des Gesetzes, die Nichtanwendung des EU-Vergaberechtes bei Ausschreibungen für das Wasserstoff-Kernnetz sowie die Festlegung des überragenden öffentlichen Interesses für die Maßnahmen des Wasserstoff-Kernnetzes auch über das Jahr 2030 hinaus.\r\nI. Art. 1 – WasserstoffBG\r\n1. § 2 Absatz 1 Nr. 10 – Für das Wasserstoffnetz erforderliche Umstellungs- und erdgasverstärkende Maßnahmen in den Anwendungsbereich des Gesetzes aufnehmen\r\nDas Wasserstoff-Kernnetz mit seinen 9.040 km besteht zu rund 60 % aus Leitungen, die von Erdgas auf Wasserstoff umgestellt werden sollen. Das ist nicht nur volkswirtschaftlich sinnvoll und kosteneffizient, es spart auch viel Zeit bei der Umsetzung der Maßnahmen. Gleichzeitig muss trotz der Umstellung der Leitungen von Erdgas auf Wasserstoff die Erdgasversorgung im verbleibenden Erdgasnetz weiterhin sichergestellt werden. Um dies zu gewährleisten sind so genannte erdgasverstärkende Maßnahmen erforderlich und daher auch unabdingbarer Teil der Kernnetzgenehmigung. Um nun den zeitlichen Vorteil der Umstellung von Leitungen auch nutzbar zu machen, muss das Beschleunigungsgesetz auch diese Umstellungsleitungen sowie erdgasverstärkenden Maßnahmen in den Blick nehmen. Ohne eine entsprechende Berücksichtigung können die zur Umstellung vorgesehenen Leitungen wohlmöglich nicht rechtzeitig umgestellt werden und die Realisierung des Kernnetzes wird ausgebremst.\r\nDementsprechend sollte § 2 Absatz 1 Nr. 10 wie folgt ergänzt werden:\r\nWasserstoffleitungen; Gasversorgungsleitungen, die auf Wasserstoff umgestellt werden; die für die Umstellung erforderlichen netzverstärkenden Gasversorgungsleitungen\r\n2. § 2 Absatz 1 Nr. 13 – Gesicherte Stromversorgung auch für Einrichtungen (z.B. Verdichter) zum Betrieb von Wasserstoffleitungen\r\n§ 2 Absatz 1 Nr. 13 stellt „Stromleitungen, die eine Anlage zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien mit dem Standort einer Anlage nach den Nummern 1 bis 9 zum Zweck der direkten Versorgung verbinden“ unter den Anwendungsbereich des WasserstoffBG. Auch die nach Nr. 11 unter das WasserstoffBG fallenden „Einrichtungen und Verdichter, die für den Betrieb von Anlagen oder Leitungen nach den Nummern 1 bis 10 erforderlich sind“ bedürfen einer gesicherten Stromversorgung, weshalb auf diese ebenfalls in Nr. 13 Bezug genommen werden sollte. § 2 Absatz 1 Nr. 13 sollte folglich wie folgt lauten:\r\n„Stromleitungen, die eine Anlage zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien mit dem Standort einer Anlage nach den Nummern 1 bis 9 und 11 zum Zweck der direkten Versorgung verbinden“\r\n3. § 3 Nr. 10 – Erweiterung der Begriffsbestimmung „Elektrolyseure zur Erzeugung von Wasserstoff“\r\nFNB Gas begrüßt, dass neben den Elektrolyseuren an Land nun auch Elektrolyseure im Küstenmeer mit inbegriffen sind. Wichtig ist jedoch, diesen Anwendungsbereich weiter zu fassen und alle Offshore-Elektrolyseure auf See mit einzuschließen. Hierbei sollte es sich auch um Anlagen in der Ausschließlichen Wirtschaftszone handeln sowie diese, die den spezifischen Regelungen des Windenergie-auf-See-Gesetzes folgen. Die Offshore-Elektrolyse auf See bietet große heimische Produktionspotenziale für die Wasserstofferzeugung auf Basis von offshore Wind sowie große Innovationspotenziale. Des Weiteren sollten Anlagen zur Aufbereitung von Meerwasser für die Nutzung in Elektrolyseuren auch in den Anwendungsbereich mit aufgenommen werden.\r\n§ 3 Nr. 10 sollte folglich wie folgt lauten:\r\n„Elektrolyseure zur Erzeugung von Wasserstoff“ eine Anlage an Land, im Küstenmeer oder in der Ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) zur Erzeugung von Wasserstoff durch elektrolytische Umwandlung von Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff.“\r\n4. § 7 – Verkürzte Auslegungsfristen im Rahmen der Umweltverträglichkeitsprüfung auch bei Planänderungen\r\nDie Neuregelung in § 7 WasserstoffBG, wonach die Äußerungsfrist für Anlagen oder Leitungen nach § 21 Absatz 2 UVPG zwei Wochen nach Ablauf der Frist für die Auslegung der Unterlagen endet, wird ausdrücklich begrüßt. Sie sollte konsequenterweise durch nachfolgende Regelung für den Fall einer erneuten Offenlegung als § 7 Satz 2 neu ergänzt werden:\r\n“§ 22 Absatz 1 Satz 2 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung ist mit der Maßgabe anzuwenden, dass für Anlagen oder Leitungen nach § 2 Absatz 1 die Äußerungsfrist spätestens zwei Wochen nach Ablauf der Frist für die Auslegung der Unterlagen endet.“\r\nNur durch diese Regelung wird gewährleistet, dass auch im Falle von Planänderungen während des Verfahrens jedenfalls dieselbe Beschleunigung erzielt wird, wie bei der initialen Beteiligung. Angesichts der Vorbefassung mit dem Vorhaben und der Beschränkungen auf die Änderungen, ist die Angleichung interessengerecht.\r\n5. § 8 – Nichtanwendung des Vergaberechts auf Beschaffungsvorgänge für das Wasserstoff-Kernnetz\r\nDie Vorschrift in § 8 WasserstoffBG sieht die ausdrückliche Anwendung des Vergaberechts auf Beschaffungsvorgänge im Wasserstoffsektor vor, wobei eine Auslegung nach dem Wortlaut auch eine andere rechtliche Wertung nicht ausschließt.\r\nDenn der Wortlaut dieser Vorgaben beschränkt die Anwendung des Vergaberechts vielmehr u.a. auf die Sektorentätigkeit im Bereich von Gas und Wärme, wobei der Gesetzgeber insbesondere im Energierecht deutlich gemacht hat, dass Wasserstoff neben Gas ein eigener Energieträger ist (vgl. Jahn, jurisPK-Vergaberecht, 7. Aufl.; Pustal, Handbuch Nachhaltigkeit im Vergaberecht; Schätzlein/Riege, IR 2022, 206 ff.).\r\nDie Beschleunigungswirkung der beabsichtigten Regelungen in § 8 WasserstoffBG beschränkt sich überwiegend auf Nachprüfungs- und Gerichtsverfahren und setzt damit auf der Sekundärebene an anstatt auf der materiellen Ebene. Nach Einschätzung des FNB Gas wird dies nicht wesentlich zum angestrebten gesetzlich verankerten Ziel des Aufbaus „eines schnell realisierbaren Wasserstoff-Kernnetzes“ (§ 28q Abs. 1 S. 2 EnWG) beitragen. Vorhabenträger, die als Sektorenauftraggeber zur Anwendung des Vergaberechts verpflichtet sind, werden somit einen erheblichen Zeitbedarf bei der Vorbereitung und Durchführung von Beschaffungsvorgängen benötigen (je nach Komplexität und Ausschreibungsgegenstand des Verfahrens, mindestens 7 Monate und länger). Dies gefährdet den beschleunigten Aufbau der Wasserstoffinfrastruktur und nutzt die Beschleunigungspotenziale aus dem WasserstoffBG nicht.\r\nDaher regt FNB Gas eine Bestimmung zur Nichtanwendung des Vergaberechts auf Beschaffungsvorgänge für Maßnahmen gemäß § 2 Absatz 1 Nr. 10 bzw. eine zumindest temporäre Ausnahme der Anwendung des Vergaberechts auf diese Beschaffungsvorgänge zumindest bis zum gesetzlich vorgesehenen Abschluss des Aufbaus des Wasserstoff-Kernnetzes (§ 28q Abs. 8 S. 6 EnWG) an. Dem stehen auch europäische und nationale Vorgaben nicht entgegen.\r\n§ 8 sollte daher wie folgt gefasst werden:\r\n“Der Teil 4 des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen in der Fassung der Bekanntmachung vom 26. Juni 2013 (BGBl. I S. 1750, 3245), zuletzt durch Artikel 6 des Gesetzes vom 5. Dezember 2024 (BGBl. 2024 I Nr. 400) geändert, sowie die Vergabeverordnung vom 12. April 2016 (BGBl. I S. 624), zuletzt durch Artikel 1 der Verordnung vom 7. Februar 2024 (BGBl. 2024 I Nr. 39) und die Sektorenverordnung vom 12. April 2016 (BGBl. I S. 624, 657), zuletzt durch Artikel 3 der Verordnung vom 7. Februar 2024 (BGBl. 2024 I Nr. 39) geändert, sind bis zum 31.12.2037 nicht anzuwenden auf die Vergabe von öffentlichen Aufträgen durch Auftraggeber, wenn diese Aufträge der Schaffung eines Wasserstoffnetzes im Sinne von § 28q des Energiewirtschaftsgesetzes vom 7. Juli 2005 (BGBl. I S. 1970, 3621), zuletzt geändert durch Artikel 1 des Gesetzes vom 21. Februar 2025 (BGBl. 2025 I Nr. 51) dienen.“\r\nSofern diesem Vorschlag nicht Rechnung getragen wird, sollte § 8 WasserstoffBG mindestens nach dem Vorbild von § 9 LNGG i.d.F. vom 24. Mai 2022 (BGBl. I S. 802) ausgestaltet werden.\r\nHintergrund:\r\nDie Regelungen im 4. Teil des GWB sowie die Vergabeverordnung und die Sektorenordnung gehen auf die Richtlinie über die öffentliche Auftragsvergabe (Richtline 2014/24/EU), die Richtlinie über die Vergabe von Aufträgen in den Bereichen Wasser-, Energie- und Verkehrsversorgung sowie der Postdienste (Richtlinie 2014/25/EG) und deren Vorgängerrichtlinien zurück.\r\nÖffentliche Aufträge, die von öffentlichen Auftraggebern im Bereich der Wasser-, Energie- und Verkehrsversorgung sowie der Postdienste vergeben werden und Tätigkeiten in diesen Bereichen betreffen, fallen unter die Richtlinie 2014/25/EU. Nach Erwägungsgrund 1 dieser Richtlinie ist eine Regulierung der Auftragsvergabe u.a. im Sektor der Energieversorgung deshalb notwendig, weil es sich um einen abgeschotteten Markt handelt, in denen die Auftraggeber tätig sind, aufgrund bestehender besonderer oder ausschließlicher Rechte, die von den Mitgliedstaaten für die Versorgung, die Bereitstellung oder den Betrieb von Netzen für die Erbringung der betreffenden Dienstleistung gewährt werden.\r\nUnabhängig von der Frage, ob der Gasbegriff in Art. 8 der Richtlinie 2014/25/EU und in § 102 Abs. 3 GWB Wasserstoff und der Begriff der Energieversorgung in der Richtlinie 2014/25/EU den Wasserstoffsektor umfasst (gegen die Anwendbarkeit zum Beispiel: vgl. Jahn, jurisPK-Vergaberecht, 7. Aufl.; Pustal, Handbuch Nachhaltigkeit im Vergaberecht; Schätzlein/Riege, IR 2022, 206 ff.), ist der Aufbau einer Wasserstoffinfrastruktur und insbesondere eines Wasserstoff-Kernnetzes jedenfalls nicht mit den Situationen der Öffnung der Märkte für die leitungsgebundene Versorgung mit Elektrizität und Gas im Jahr 1998 oder bei Einführung der heutigen Regulierung der Strom- und Gasversorgungsnetze im Jahr 2005 vergleichbar. Zu diesen Zeitpunkten gab es, insbesondere im Strombereich, über Jahrzehnte gewachsene, ausgeprägte Netzstrukturen zur Erfüllung der Versorgungsaufgaben. Im Vordergrund auch der politischen Ziele stand daher nicht der Aufbau einer Infrastruktur, sondern die Ermöglichung von Wettbewerb auf den dem Netz vor- und nachgelagerten Marktebenen durch eine über die Regulierung intensivere Begrenzung der aus den Monopolsituationen entstehenden Marktmacht der Netzbetreiber. Die Regulierung setzte auf eine vorhandene, regelmäßig vermaschte Netzstruktur auf (BT-Drs. 19/27453, S. 118). Davon unterscheidet sich der Aufbau eines Wasserstoffnetzes durch die Fernleitungsnetzbetreiber und weitere Vorhabenträger erheblich.\r\nGleichbehandlung öffentlicher und privater Akteure\r\nSchließlich ist auch die Gleichbehandlung von Auftraggebern, die im öffentlichen Sektor tätig sind, und Auftraggebern, die im privaten Sektor tätig sind, zu wahren (Erwägungsgrund 19 der Richtlinie 2014/25/EU). Am Aufbau des Wasserstoff-Kernnetzes werden neben Unternehmen des privaten Sektors auch Sektorenauftraggeber mitwirken. Die Anwendung\r\ndes Vergaberechts würde für letztere einen Wettbewerbsnachteil gegenüber den Unternehmen darstellen, die keine Auftraggeber im Sinne von § 98 GWB sind. Der beschleunigte Aufbau des H2-Kernnetzes wäre damit gefährdet.\r\nEine Antragsmöglichkeit gemäß Artikel 34 der Sektorenrichtlinie (§ 3 SektVO), auf die die Bundesregierung in ihrer Gegenäußerung 2024 (BT DRS 20/12662, Seite 20, Zu Ziffer 17 (Zu Artikel 1 (§ 16 WasserstoffBG))) verwiesen hatte, ist damit ebenso nicht anwendbar.\r\n6. Maßgaben für die Anwendung des Bundesnaturschutzgesetzes\r\nDas WasserstoffBG sollte, vergleichbar wie die Regelung in § 6 LNGG i.d.F. vom 24. Mai 2022 (BGBl. I S. 802), abweichende Maßgaben für die Anwendung des BNatSchG vorsehen, und zwar wie folgt als neuer § 8a WasserstoffBG nach den Maßgaben für das Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung:\r\n“§ 8a Maßgaben für die Anwendung des Bundesnaturschutzgesetzes\r\nDas Bundesnaturschutzgesetz vom 29. Juli 2009 (BGBl. I S. 2542), das zuletzt durch Artikel 48 des Gesetzes vom 23. Oktober 2024 (BGBl. 2024 I Nr. 323) geändert worden ist, ist bei der Zulassung von Vorhaben nach § 2 mit folgenden Maßgaben anzuwenden:\r\n1. abweichend von § 17 Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes kann die Festsetzung von Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen nach § 15 Absatz 2 des Bundesnaturschutzgesetzes bis zu zwei Jahre nach Erteilung der Zulassungsentscheidung erfolgen, hierfür hat der Verursacher die erforderlichen Angaben nach § 17 Absatz 4 Satz 1 Nummer 2 des Bundesnaturschutzgesetzes nachträglich zu machen. § 15 Absatz 4 Satz 2 des Bundesnaturschutzgesetzes ist entsprechend anzuwenden,\r\n2. die Festsetzung von Ausgleichsmaßnahmen nach § 30 Abs. 3 des Bundesnaturschutzgesetzes kann bis zu zwei Jahre nach Erteilung der Zulassungsentscheidung erfolgen.\r\n3. mit der Umsetzung der Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen nach den Nummern 1 und 2 ist innerhalb von drei Jahren nach der Festsetzung zu beginnen.”\r\nII. Art. 2 – Änderung des Bundes-Immissionsschutzgesetztes\r\n1. Neuer Tatbestand für Elektroverdichteranlagen aufnehmen\r\nDie in § 2 Absatz 1 Nr. 11 WasserstoffBG in Bezug genommenen Verdichter, die für den Betrieb von Wasserstoffleitungen erforderlich sind, werden zukünftig vermehrt in der Ausführung von Elektroverdichtern realisiert werden. Elektroverdichter sind aktuell jedoch nicht von der 4. BImSchV erfasst, so dass entweder alle erforderlichen Einzelgenehmigungen über die (damit üblicherweise überforderte) untere Behördenebene eingeholt werden müssen oder aber ein Planfeststellungsverfahren nach § 43 Absatz 2 Nr. 1 EnWG durchgeführt werden muss. Die Durchführung eines Planfeststellungsverfahrens ist jedoch aus der Praxiserfahrung mit der Genehmigungspraxis für Erdgasverdichter nicht in jeder Konstellation vorzugswürdig, so dass vergleichbar der Erdgasverdichteranlagen – Nr. 1.4.1.1 Anhang 1 der 4. BImSchV – eine Genehmigungspflicht für Elektroverdichteranlagen wünschenswert wäre. Insofern sollte eine neue Nummer 10.27 in Anhang 1 zur 4. BImSchV in nachstehender Form aufgenommen werden:\r\n“Elektroverdichteranlagen zum Transport von gasförmiger Energie mit einer Leistung von 25 MW oder mehr”\r\nAls Verfahrensart für die Verdichter wäre „G: Genehmigungsverfahren gemäß § 10 BImSchG (mit Öffentlichkeitsbeteiligung)” vorzusehen.\r\nIII. Art. 3 – Änderung des Raumordnungsgesetzes\r\n1. § 16 Absatz 2 ROG – Gesetzgeberische Intention (Absehen von einer gesonderten vorgelagerten Raumverträglichkeitsprüfung) in der Praxis zum Durchbruch verhelfen\r\nMit der im Frühjahr 2023 erfolgten Novellierung des Raumordnungsgesetzes, insbesondere der §§ 15 und 16 ROG, sollten Energieleitungsvorhaben beschleunigt werden. Nach nunmehr zweijähriger Praxis muss konstatiert werden, dass die beabsichtigte Beschleunigung aufgrund der – auch uneinheitlich gelebten – Behördenpraxis nur bedingt eingetreten ist. Insbesondere die Änderung des § 16 Abs. 2 ROG wird nach Einschätzung des FNB Gas nicht entsprechend der gesetzgeberischen Intention zur Anwendung gebracht. Nach der alten Konzeption des § 16 Abs. 2 S. 1 ROG galt:\r\n„Von der Durchführung eines Raumordnungsverfahrens kann (Hervorhebung d. Verf.) bei solchen Planungen und Maßnahmen abgesehen werden, für die sichergestellt ist, dass ihre Raumverträglichkeit anderweitig geprüft wird.“\r\nNach der aktuellen Rechtslage gilt jedoch gemäß § 16 Abs. 2 S. 1 ROG:\r\n„Von der Durchführung eines Raumverträglichkeitsverfahrens soll (Hervorhebung d. Verf.) bei solchen Planungen und Maßnahmen abgesehen werden, für die sichergestellt ist, dass ihre Raumverträglichkeit anderweitig geprüft wird.“\r\nAusweislich des § 43 Abs. 3 EnWG sind bei der Planfeststellung die von dem Vorhaben berührten öffentlichen und privaten Belange im Rahmen der Abwägung zu berücksichtigen. Gesetzlich ist zudem über § 4 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 ROG sichergestellt, dass die Raumverträglichkeit im Planfeststellungsverfahren selbst geprüft wird. Folglich ist im Rahmen eines Planfeststellungsverfahrens auch sichergestellt, dass alle raumordnerischen Belange in die Abwägung eingestellt werden. Dies deckt sich im Übrigen mit der bisherigen Praxis und Rechtsprechung, wonach die Nichtdurchführung eines Raumordnungsverfahrens sich nicht auf die Rechtmäßigkeit eines Planfeststellungsbeschlusses auswirkt, wenn im Rahmen dessen die raumordnerischen Belange entsprechend ihres Gewichts in die Abwägung eingestellt und berücksichtigt worden sind. Trotzdem sind die Behörden vielfach nicht bereit von der Raumverträglichkeitsprüfung bzw. der Anzeige nebst Einreichung umfangreicher Unterlagen abzusehen. Insofern und um dem gesetzgeberischen Willen in der Praxis zum Durchgriff zu verhelfen, sollte § 16 Abs. 2 S. 1 ROG wie folgt geändert werden:\r\n„Auf Antrag des Vorhabenträgers ist von der Durchführung einer Raumverträglichkeitsprüfung bei solchen Planungen und Maßnahmen abzusehen, für die sichergestellt ist, dass ihre Raumverträglichkeit anderweitig geprüft wird.“\r\nAlternativ wäre eine entsprechende Regelung im WasserstoffBG oder EnWG für die Wasserstoffleitungen sowie die erforderlichen netzverstärkenden Ausbaumaßnahmen im Erdgasnetz denkbar.\r\n2. § 12a ROG neu – Projektmanager auch bei Raumverträglichkeitsprüfungen\r\nVergleichbar den Fachgesetzen wie zum Beispiel dem Energiewirtschaftsgesetz, Bundesfernstraßengesetz oder dem Allgemeinen Eisenbahngesetz sollte auch für Raumverträglichkeitsprüfungen der Einsatz eines Projektmanagers vorgesehen werden können, um die Verfahren tatsächlich gemäß der Vorgabe des § 15 Abs. 1 S. 2 ROG innerhalb von sechs Monaten abzuschließen zu können. Hierzu wird folgender § 12a ROG neu vorgeschlagen:\r\n„(1) Die nach Landesrecht zuständige Behörde kann einen Dritten, der als Verwaltungshelfer beschäftig werden kann, auf Vorschlag oder mit Zustimmung des Trägers des Vorhabens und auf dessen Kosten mit der Vorbereitung und Durchführung von Verfahrensschritten beauftragt werden wie insbesondere\r\n1. der Erstellung von Verfahrensleitplänen unter Bestimmung von Verfahrensabschnitten und Zwischenterminen,\r\n2. der Fristenkontrolle,\r\n3. dem Qualitätsmanagement der Anträge und Unterlagen der Vorhabenträger,\r\n4. der Auswertung der eingereichten Stellungnahmen\r\n5. der organisatorischen Vorbereitung eines Erörterungstermins\r\n6. der Leitung des Erörterungstermins und\r\n7. dem Entwurf von Entscheidungen.\r\n(2) Die nach Landesrecht zuständige Behörde soll im Falle einer Beauftragung des Projektmanagers mit diesem vereinbaren, dass die Zahlungspflicht unmittelbar zwischen Vorhabenträger und Projektmanager entsteht und seine Abrechnung zwischen diesen erfolgt; Voraussetzung ist, dass der Vorhabenträger einer solchen zugestimmt hat. Der Projektmanager ist verpflichtet, die Abrechnungsunterlagen ebenfalls der zuständigen Behörde zu übermitteln. Die zuständige Behörde prüft, ob die vom Projektmanager abgerechneten Leistungen dem jeweiligen Auftrag entsprechen, und teilt dem Vorhabenträger das Ergebnis dieser Prüfung unverzüglich mit.\r\n(3) Die Entscheidung über die Raumverträglichkeitsprüfung liegt allein bei der zuständigen Behörde.”\r\nIV. Art. 6 – Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes\r\n1. Angleichung des § 28q Absatz 8 Satz 5 EnWG\r\nAngesichts der Regelung in § 4 Abs. 1 WasserstoffBG, wonach die Vorhaben bis zum Erreichen der Netto-Treibhausgasneutralität im Jahr 2045 im überragenden öffentlichen Interesse liegen, sollte § 28q Absatz 8 Satz 5 EnWG unseres Erachtens durch Streichung der Wörter:\r\n„und sie bis 2030 in Betrieb genommen werden“\r\nangepasst werden. Die aktuelle Regelung ist aus planungsrechtlicher Sicht andernfalls für diejenigen Verfahren problematisch, die noch im Planfeststellungsverfahren befindlich sein werden, wenn der Netzentwicklungsplan verbindlich wird bzw. wo durch etwaigen Zeitverzug im Rahmen der Planfeststellungsverfahren die Prognose, dass die Leitungen noch bis 2030 in Betrieb genommen werden können, mit weiterem Zeitablauf immer schwieriger wird. Schlimmstenfalls würde eine weiterhin erforderliche Leitung angesichts negativer Inbetriebnahmeprognose, und damit Entfall der Feststellung des überragenden öffentlichen Interesses, nicht mehr in der vorliegenden, und bis dato genehmigungsfähigen, Trasse genehmigt werden können.\r\n2. Ausschluss von Einwendungen – Übertragung des Regelungsinhalts des § 16c Absatz 1 Nr. 2 BImSchGneu auf energiewirtschaftsrechtliche Planfeststellungen\r\n§ 16c Absatz 1 Nr. 2 BImSchGneu regelt, dass bei Genehmigungsverfahren für Anlagen nach dem WasserstoffBG Einwendungen, die nicht von der betroffenen Öffentlichkeit erhoben werden, ausgeschlossen sind. Gleiches sollte für energiewirtschaftsrechtliche Planfeststellungen gelten. Insofern sollte der neu gestaltete § 43a EnWG um eine vergleichbare Regelung, ergänzt werden. Hierzu bietet sich folgende Regelung nach Absatz 7 als neuer Absatz 8 an:\r\n„In Verfahren für Vorhaben von überragendem öffentlichem Interesse sind Einwendungen, die nicht von der betroffenen Öffentlichkeit erhoben werden, ausgeschlossen.“\r\n3. § 43a EnWGneu – Gleiche Einwendungs- und Stellungnahmefrist\r\n§ 43a Abs. 5 EnWGneu sollte um einen Satz mit folgendem Inhalt ergänzt werden:\r\n„Die gemäß § 73 Absatz 3a Verwaltungsverfahrensgesetz zu setzende Frist der Anhörungsbehörde soll mit dem Ablauf der Einwendungsfrist zusammenfallen.“\r\nMit dieser Neuregelung würde zwischen der Einwendungsfrist Privater, der Stellungnahmefrist von Verbänden und der Stellungnahmefrist der Behörden ein grundsätzlicher Gleichlauf hergestellt und das Verfahren zeitlich beschleunigt. Der Gleichlauf würde den Vorhabenträger zudem in die Lage versetzen einerseits frühzeitiger vor-vorzeitige Besitzeinweisungsverfahren nach § 44b Abs. 1a EnWG zu stellen und damit zugleich die Verfahrenslast bei der zuständigen Enteignungsbehörde zeitlich zu strecken, und andererseits frühzeitiger die Zulassung des vorzeitigen Baubeginns nach § 44c EnWG für zeitkritische Maßnahmen, wie zum Beispiel Vergrämungsmaßnahmen und Gehölzbeseitigung, zu beantragen.\r\n4. § 43e Absatz 4 EnWG – Bundesverwaltungsgericht als 1. Instanz\r\nAngesichts der zentralen Rolle der Wasserstoffkernnetzleitungen für das Gelingen des Hochlaufs des Wasserstoffmarktes sollten Rechtsmittel gegen die Zulassungsentscheidungen dieser Leitungen sowie dem Leitungsbetrieb dienenden Anlagen unmittelbar durch das Bundesverwaltungsgericht überprüft werden. § 43e Absatz 4 EnWG sollte daher um folgenden Satz 3 neu ergänzt werden:\r\n“Die Sätze 1 und 2 gelten für die Wasserstoffnetzinfrastrukturen, die Teil des Wasserstoffkernnetzes im Sinne von § 28q sind, sowie Anlagen, die für den Betrieb\r\ndieser Leitungen notwendig sind und die nach § 43 Absatz 2 Satz 1 Nummer 1 planfestgestellt werden, entsprechend.”\r\n5. § 43l Absatz 2 neu\r\na. Ergänzung für Leitungsumstellungen und erdgasnetzverstärkende Leitungsbaumaßnahmen\r\nWie bereits dargelegt, bedarf es für die Realisierung des Wasserstoff-Kernnetzes einer Vielzahl von Umstellungen von Erdgas auf Wasserstoff sowie für die Umstellung erforderlicher erdgasverstärkender Leitungsbaumaßnahmen. Diese sollten folglich gleichfalls von der Neuregelung des Absatzes 2 profitieren. § 43l Absatz 2 neu sollte folglich wie folgt formuliert werden:\r\n„Die Errichtung und der Betrieb sowie die Änderung von Wasserstoffleitungen einschließlich der Anbindungsleitungen von Anlagen zur Erzeugung, zur Speicherung und zum Import Wasserstoff mit einem Durchmesser von mehr als 300 Millimetern bedürfen der Planfeststellung durch die nach Landesrecht für Verfahren nach § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 5 zuständige Behörde. § 43 Absatz 3 Satz 2 bis 4, Absatz 3c Satz 1 Nummer 1 und 3, § 48a sowie Anlage 1 Nummer 19.2 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung ist auf Wasserstoffleitungen, Gasversorgungsleitungen, die auf Wasserstoff umgestellt werden sowie auf die für die Umstellung erforderlichen netzverstärkenden Gasversorgungsleitungen entsprechend anzuwenden. § 21 Absatz 2 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung ist mit der Maßgabe anzuwenden, dass für den Auf- und Ausbau von Wasserstoffnetzen die Äußerungsfrist zwei Wochen nach Ablauf der Frist für die Auslegung der Unterlagen endet.“\r\nb. Entsprechende Anwendung des § 43 Absatz 3 S. 2 bis 4 EnWG klarstellen\r\nDie entsprechende Anwendung des § 43 Absatz 3 S. 2 bis 4 EnWG wird ausdrücklich begrüßt. Um etwaige Anwendungsprobleme zu vermeiden, sollte klargestellt werden, dass Ersatzneubauten auch Ausbauten von Gasversorgungsleitungen für den Neubau von Wasserstoffleitungen umfassen sowie im Rahmen des Tatbestandsmerkmals Parallelneubauten, die bereits vorhandene Parallel- und damit Bestandsinfrastruktur eine Gasversorgungs- oder Rohrfernleitung ist. In § 43l Absatz 2 neu sollte daher folgender Satz angefügt werden: „Ersatzneubau im Sinne von § 43 Abs. 3 Satz 2 bis 4 umfasst auch Ausbauten von Gasversorgungsleitungen für den Neubau von Wasserstoffleitungen Parallelneubauten im Sinne von § 43 Abs. 3 Satz 2 bis 4 umfasst die bereits vorhandene Parallel- und damit Bestandsinfrastruktur eine Gasversorgungs- oder Rohrfernleitung.“\r\n6. § 44c EnWG – Zulassung des vorzeitigen Baubeginns\r\na. § 44c Absatz 1 Satz 3 neu – Berücksichtigung der netzverstärkenden Ausbaumaßnahmen im Erdgasnetz\r\nDie Neuregelung ist zu begrüßen. Auch im Rahmen des § 44c Absatz 1 Satz 3 neu müssen die für die Umstellung der Gasversorgungsleitungen auf einen Wasserstofftransport erforderlichen netzverstärkenden Ausbaumaßnahmen im Erdgasnetz ebenfalls mit einbezogen werden, um den Markthochlauf der Wasserstoffwirtschaft unter gleichzeitiger Gewährleistung der Gasversorgungssicherheit zu ermöglichen. § 44c Absatz 1 Satz 3 neu sollte folglich wie folgt lauten:\r\n„Satz 2 ist für den Auf- und Ausbau von Wasserstoffleitungen sowie auf die Errichtung und die Änderung von Gasversorgungsleitungen zur Ermöglichung des Transports von Wasserstoff“ entsprechend anzuwenden.“\r\nb. § 44c EnWG – Erleichterungen für den vorzeitigen Baubeginn\r\n§ 44c sollte um eine dem § 8 Abs. 1 Nr. 4 LNGG i.d.F. vom 24. Mai 2022 (BGBl. I S. 802) entsprechende Regelung für die Wasserstoffkernnetzleitungen ergänzt werden. Die Regelung könnte als neuer Absatz 1a wie folgt aufgenommen werden:\r\n„Bei Wasserstoffnetzinfrastrukturen, die Teil des Wasserstoff-Kernnetzes im Sinne des § 28q sind, müssen die Voraussetzungen des Absatz 1 Satz 1 Nummer 3 sowie des Absatz 1 Satz 3 nicht vorliegen; für die Zustellung nach Absatz 3 ist § 74 Absatz 5 des Verwaltungsverfahrensgesetzes entsprechend anwendbar.“\r\nEine solche Regelung würde umfangreichere vorzeitige Baumaßnahmen zulassen (s. zum LNGG BT-Drs. 20/1742, S. 24) und damit zu einer beschleunigten Realisierung von Vorhaben zur Schaffung des Wasserstoff-Kernnetzes beitragen.\r\nc. Duldungspflicht für Maßnahmen des vorzeitigen Baubeginns\r\nEs sollte vergleichbar der Regelung in § 134 TKG eine Duldungspflicht Privater geben, um Maßnahmen des vorzeitigen Baubeginns umsetzen zu können. Diese hätte den Vorteil weniger Kapazitäten auf Behördenseite zu binden. Die Regelung könnte in § 44c Absatz 1b neu wie folgt aufgenommen werden:\r\n“Auf Antrag des Trägers des Vorhabens soll die Planfeststellungsbehörde die Duldung des vorzeitigen Baubeginns anordnen, soweit das Vorhaben im überragenden öffentlichen Interesse liegt und der Eigentümer oder Besitzer sich weigert, den Besitz durch Vereinbarung unter Vorbehalt aller Entschädigungsansprüche zu überlassen. Eine durch Allgemeinverfügung erlassene\r\nDuldungsanordnung ist öffentlich bekannt zu geben. § 44 Absatz 3 und 4 gelten entsprechend.”\r\nV. Art. 7 – Änderung des Wasserhaushaltsgesetzes (WHG)\r\n1. § 11c WHG – Präzisierung der Fristenregelung\r\nDie Regelungen des § 11c WHG sind ausdrücklich zu begrüßen und werden einen wesentlichen Beitrag zur Beschleunigung von Genehmigungsverfahren leisten. Die Fristenregelung ist im Hinblick auf zu führende BImSchG-Verfahren zudem sinnvoll. Die Fristenregelung führt in der vorliegenden Art jedoch zu einem Auseinanderlaufen zwischen Erteilung des Planfeststellungsbeschlusses für eine Wasserstoffleitung und der Erteilung der für die Errichtung erforderlichen wasserrechtlichen Erlaubnisse und Bewilligungen, da es für die Planfeststellungsbehörde aktuell keinerlei Fristvorgabe zur Erteilung des Planfeststellungsbeschlusses gibt. Insofern bedarf es entweder gleichlautender Fristen auch für die Erteilung des Planfeststellungsbeschlusses oder die Fristenregelung sollte auf die intendierten Verfahren, insb. BImSchG, beschränkt werden.\r\n2. § 70b WHG – Klarstellende Ergänzung\r\nAngesichts der gleichlautenden Normüberschrift „Verfahren bei Wasserstoffinfrastrukturvorhaben“ bei § 11c als auch § 70b sollte zur Vermeidung von Rechtsanwendungsmissverständnissen in § 70b klargestellt werden, dass es sich um Planfeststellungs- bzw. Plangenehmigungsverfahren nach 68 WHG handelt und insofern § 70b Absatz 1 Satz 1 wie folgt ergänzt werden:\r\n„Für die Planfeststellung und die Plangenehmigung nach § 68 im Zusammenhang mit der Errichtung, dem Betrieb und der Änderung von Anlagen und Leitungen gemäß § 2 Absatz 1 des Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes gelten § 11a Absatz 2 bis 5, § 13 Absatz 1 und § 14 Absatz 3 bis 6 entsprechend; […]“\r\nVI. Art. 8 – Änderung des Bundesfernstraßengesetzes (FStrG)\r\n1. Ergänzung um Anlagen für den Transport in § 9 Absatz 2d Satz 1\r\nDie Einfügung des neuen Absatz 2d in § 9 FStrG wird begrüßt. Unseres Erachtens sollte Absatz 2d jedoch ebenfalls den Transport umfassen, da für Leitungen und insbesondere dem Leitungsbetrieb dienliche Anlagen ein gleiches Bedürfnis wie für die bereits benannten Anlagen besteht. § 9 Absatz 2 d sollte folglich wie folgt lauten:\r\n„Die Absätze 2 und 2a gelten nicht für Anlagen zur Erzeugung, zum Transport, zur Speicherung und zum Import von Wasserstoff.“\r\nVII. Zusätzliche Beschleunigungsmaßnahmen\r\nI. Neuregelungen im Energiewirtschaftsgesetz\r\n1. Vorverlagerung der maßgeblichen Sach- und Rechtslage (§ 43 Absatz 3d neu)\r\nUm frühzeitig Rechtssicherheit im Hinblick auf den zu prüfenden Sachverhalt zu schaffen und Verzögerungen zu vermeiden, die sich aus nachträglichen Veränderungen im Umfeld des Vorhabens ergeben, sollte vergleichbar der Regelung des § 10 Abs. 5 BImSchG der Zeitpunkt der maßgeblichen Sach- und Rechtslage für den Planfeststellungsbeschluss vorverlagert und fixiert werden. Nur so kann aus dem Teufelskreis von Veränderungen im Umfeld des Vorhabens und sich daraus ergebenden Verzögerungen ausgebrochen werden. Richtiger Stichtag für diese Festlegung ist der Zeitpunkt des Fristablaufs der Behördenbeteiligung im Rahmen des Planfeststellungsverfahrens. Zu diesem Zeitpunkt können alle Verfahrensbeteiligten auf der Grundlage der ihnen aktuell vorliegenden Sach- und Rechtslage Stellungnahmen, Einwendungen und Ergänzungen zum entscheidungserheblichen Sachverhalt vortragen. Nach Ablauf dieser Frist eintretende Veränderungen blieben außer Betracht. Damit wird der Zeitpunkt der Unbeachtlichkeit von Änderungen, der sonst mit der Behördenentscheidung eintreten würde, sachgerecht vorverlagert. Eine entsprechende Regelung des § 43 Absatz 3d neu könnte wie folgt lauten:\r\n“Für Vorhaben, die im überragenden öffentlichen Interesse liegen und der öffentlichen Sicherheit dienen, hat die Planfeststellungsbehörde die Entscheidung auf Grundlage der geltenden Sach- und Rechtslage zum Zeitpunkt des Ablaufs der Stellungnahmefrist zu treffen.”\r\n2. Raumordnerische Zielabweichungsentscheidung durch die Planfeststellungsbehörde - § 43 Absatz 3e neu\r\nZielabweichungen von raumordnerischen Zielen sollten auch durch die Planfeststellungsbehörde im Rahmen des Planfeststellungsverfahrens entschieden werden können. Insofern sollte nachstehender neuer § 43 Abs. 3e EnWG umgesetzt werden:\r\n“Sollte die Errichtung einer Energieleitung zum Auf- und Ausbau des Wasserstoffnetzes zu einem raumordnerischen Zielkonflikt im Sinne von § 6 des Raumordnungsgesetzes beziehungsweise der jeweiligen Landesraumordnungs- und Landesplanungsgesetze oder der Ausschließliche Wirtschaftszone-Raumordnungsverordnung bestehen, entscheidet die zuständige Planfeststellungsbehörde über die Zulässigkeit einer raumordnerischen und regionalplanerischen Zielabweichung. Eines vorlaufenden separaten Zielabweichungsverfahren gemäß der Landesraumordnungs- und Landesplanungsgesetze bedarf es nicht.”\r\n3. Frist für die Vollständigkeitsprüfung von Antragsunterlagen in § 43a Absatz 2 EnWG\r\n§ 5 Abs. 3 WassBG-E (11.4.2024) regelte eine Frist für die Vollständigkeitsprüfung von Antragsunterlagen sowie einen Prüfrahmen für die Vollständigkeitsprüfung. Eine solche Regelung hält FNB Gas weiterhin für sinnvoll, so dass § 43a Absatz 2 EnWG neu wie folgt nach Satz 1 ergänzt werden sollte:\r\n“Die Anhörungsbehörde hat nach Eingang des Plans in der Regel spätestens innerhalb eines Monats zu prüfen, ob dieser vollständig ist. Der Plan ist vollständig, wenn er prüffähig ist. Dies ist dann der Fall, wenn der Plan sich zu allen rechtlich relevanten Aspekten des Vorhabens verhält und die Behörde in die Lage versetzt, den Plan unter dieser Berücksichtigung näher zu prüfen. Fachliche Einwände und Nachfragen zum Plan stehen der Vollständigkeit nicht entgegen, sofern der Plan eine fachliche Prüfung überhaupt ermöglicht. Das Vollständigkeitsdatum ist der Tag, an dem die letzte Unterlage bei der Behörde eingegangen ist, die für das Erreichen der Vollständigkeit im Sinne der Sätze 2 bis 4 erforderlich ist.”\r\n4. Streichung des § 43f EnWG und Rückkehr zur ursprünglichen Systematik des § 74 VwVfG\r\nVor Einführung des § 43f fand aufgrund der Verweisung im jetzigen § 43 Abs. 4 EnWG die Regelung des § 74 Abs. 7 VwVfG Anwendung. Danach entfiel und entfällt weiterhin das Erfordernis der Durchführung eines Planfeststellungs- oder Plangenehmigungsverfahrens für planfeststellungspflichtige Energieleitungsvorhaben kraft Gesetzes, wenn ein Fall von unwesentlicher Bedeutung vorliegt. Ein Fall unwesentlicher Bedeutung liegt danach vergleichbar dem § 43f EnWG vor, wenn drei Voraussetzungen erfüllt sind:\r\n1. andere öffentliche Belange sind nicht berührt oder die erforderlichen behördlichen Entscheidungen liegen vor und stehen dem Plan nicht entgegen,\r\n2. Rechte anderer werden nicht beeinflusst oder mit den vom Plan Betroffenen sind entsprechende Vereinbarungen getroffen worden und\r\n3. andere Rechtsvorschriften schreiben eine Öffentlichkeitsbeteiligung, die den Anforderungen des § 73 Abs. 3 S. 1 und Abs. 4 bis 7 VwVfG entsprechen muss, nicht vor.\r\nBei Vorliegen der vorstehenden Voraussetzungen bedarf es nach § 74 Abs. 7 VwVfG keines weiteren Anzeigeverfahrens und keiner Freistellungsanzeige durch die Planfeststellungsbehörde. Die Praxis der vergangenen Jahre hat gezeigt, dass alle Anzeigeverfahren zu einer Freistellung durch die Planfeststellungsbehörde geführt haben. Vor diesem Hintergrund hält FNB Gas den mit einem Anzeigeverfahren verbundenen\r\nAufwand bei den Vorhabenträgern als auch bei den Behörden für unverhältnismäßig. Angesichts von absehbar weit über 1.000 erforderlichen Änderungsmaßnahmen am Erdgasnetz zur Umstellung auf den Transport von Wasserstoff sowie Maßnahmen netzverstärkender Art durch diese Umstellung werden durch das Anzeigeverfahren dringend benötigte Kapazitäten für die Durchführung der Planfeststellungsverfahren der Neubauleitungen gebunden bzw. Kapazitäten gebunden, die an anderer Stelle zielführender eingesetzt werden können.\r\nSollte die Streichung des § 43f EnWG in Erwägung gezogen werden, so wäre die Regelung des § 43f Abs. 2 Nr. 1 EnWG, in der durch nachstehenden Vorschlag ergänzten Fassung, als Regelung beizubehalten, da andernfalls durch das Wiederaufleben der UVP-Vorprüfungspflicht zusätzliche, bereits durch den Gesetzgeber als unnötig erachtete, Kapazitäten bei den Vorhabenträgern, Umweltbüros und Behörden gebunden werden. Aufgenommen werden könnte die Regelung wie folgt unter § 43b Abs. 2 EnWG neu. Der bisherige Absatz 2 würde zu Absatz 3:\r\n“Abweichend von den Vorschriften des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung ist eine Umweltverträglichkeitsprüfung für unwesentliche Änderungen nicht durchzuführen bei Änderungen oder Erweiterungen von Gasversorgungsleitungen zur Ermöglichung des Transports von Wasserstoff nach § 43l Absatz 4 sowie Änderungen und Erweiterungen von Gasversorgungsleitungen, die durch die Umstellung von Gasversorgungsleitungen auf einen Transport von Wasserstoff erforderlich sind.”\r\n5. § 43f Absatz 2 S. 1 Nr. 1 EnWG - Ergänzung der Freistellung von der UVP (Alternative zu vorstehendem Vorschlag (VII., I., 4.)\r\nIm Hinblick auf den Auf- und Ausbau der Wasserstoffinfrastruktur, welche die Umstellung vorhandener Erdgasleitungen auf Wasserstoff und netzverstärkende bzw. netzanpassende Erdgasmaßnahmen umfasst, sollte § 43f Absatz 2 S. 1 Nr. 1 EnWG – auch soweit dem vorstehenden Vorschlag zur Rückkehr zur ursprünglichen Systematik des § 74 VwVfG nicht gefolgt wird – in jedem Falle nach den Wörtern “nach § 43l Absatz 4” um nachfolgende Wörter ergänzt werden:\r\n“sowie Änderungen und Erweiterungen von Gasversorgungsleitungen, die durch die Umstellung von Gasversorgungsleitungen auf einen Transport von Wasserstoff erforderlich sind.”\r\n6. § 43g EnWG - Bewährten Einsatz von Projektmanagern stärken\r\nBedingtes Wahlrecht der Vorhabenträger\r\n§ 43g EnWG sollte in Absatz 1 nach Satz 1 wie folgt ergänzt werden:\r\n„Auf Verlangen des Vorhabenträgers soll die nach Landesrecht zuständige Behörde einen Projektmanager beauftragen. Die Beauftragung eines Projektmanagers kann in Ausnahmefällen unterbleiben, wenn diese absehbar zu keiner Beschleunigung des Verfahrens beiträgt. Die Gründe sind dem Vorhabenträger durch Zwischenbescheid mitzuteilen.“\r\nDie Beauftragung eines Projektmanagers hat sich in den vergangenen Jahren als sehr probates Mittel zur Beschleunigung von Verfahren herausgestellt und findet vermehrt Einsatz. Dessen ungeachtet gibt es weiterhin eine Vielzahl von Behörden, die dem Einsatz eines Projektmanagers ablehnend gegenüberstehen. Mit der vorstehenden Neuregelung soll eine angemessene Auseinandersetzung mit der Beauftragung eines Projektmanagers angereizt werden, um die behördlich angespannten Kapazitäten durch den Einsatz von Projektmanagern zu entlasten und Verfahren beschleunigt zum Abschluss zu bringen.\r\nKlarstellung im Hinblick auf Besitzeinweisungsverfahren\r\n§ 43g Absatz 1 Nummer 5 EnWG sollte wie ergänzt werden:\r\n„der Koordinierung der Besitzeinweisungsverfahren nach § 44b der Enteignungs- und Entschädigungsverfahren nach den §§ 45 und 45a“\r\nDurch die Ergänzung wird klargestellt, dass auch in den Besitzeinweisungsverfahren nach § 44b EnWG Projektmanager eingesetzt werden dürfen. Die Möglichkeit des Einsatzes von Projektmanagern auch in Besitzeinweisungsverfahren ermöglicht sowohl die Beschleunigung dieser Verfahren als solche als auch die Bewältigung der bereits jetzt absehbar steigenden Anzahl an zukünftigen Fällen wegen der Vielzahl an Strom-, H2 wie CO2-Leitungsbauprojekten. Darüber hinaus würde damit ein Signal an diejenigen Verbände ausgesendet, die mittlerweile offen mit Verweigerung des freihändigen Rechtserwerbs drohen, da die ÜNB wie FNB angesichts unzureichender Kapazitäten bei den Enteignungsbehörden keine Alternative hätten als sich zu den (unangemessenen) verbandsseitigen Bedingungen zu einigen.\r\n7. Ergänzung von § 43l Absatz 4 EnWG um LNG-Anbindungsleitungen\r\nAngesichts der erfolgten Realisierung von Anbindungsleitungen von LNG-Anlagen an das Fernleitungsnetz i.S.d. § 43 Abs. 1 S. 1 Nr. 6 EnWG bedarf es in § 43l Abs. 4 EnWG einer Ergänzung bezüglich LNG-Anbindungsleitungen, um auch diese wie beabsichtigt perspektivisch auf Wasserstoff umstellen zu können.\r\nDie Vorschrift in § 43l Absatz 4 Satz 1 EnWG sollte im Hinblick auf die LNG-Anbindungsleitungen an das Fernleitungsnetz i.S.d. § 43 Abs. 1 S. 1 Nr. 6 EnWG ergänzt werden:\r\n„(4) Behördliche Zulassungen für die Errichtung, die Änderung und den Betrieb einer Gasversorgungsleitung für Erdgas und Anbindungsleitungen von LNG-Anlagen einschließlich der für den Betrieb notwendigen Anlagen, soweit sie in ein Planfeststellungsverfahren integriert wurden und keine nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz genehmigungsbedürftigen Anlagen sind, gelten auch als Zulassung für den Transport von Wasserstoff.“\r\nDie Ergänzung ist auch im Hinblick auf die in Absätzen 2 und 3 bereits in Bezug genommenen Anbindungsleitungen von Anlandungsterminals für Wasserstoff konsistent.\r\n8. Ergänzung von § 43l Absatz 7 EnWG\r\n§ 43l Abs. 7 EnWG sollte im Hinblick auf die ausschließliche Wirtschaftszone um einen Satz 2 neu ergänzt werden:\r\n“Raumordnerische Festlegungen bzw. Ausweisungen in den Flächenentwicklungsplänen für Offshore-Windenergieanlagen und deren Stromtrassen in der ausschließlichen Wirtschaftszone der Bundesrepublik Deutschland innerhalb der Nord- und Ostsee gelten unmittelbar auch für Wasserstoffleitungen und Anlagen zur Herstellung von Wasserstoff.”\r\n9. § 43p EnWG neu - Ermöglichung einer beschleunigten Reparatur\r\nDie neue EU-Verordnung 2024/1787 über die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor schreibt Reparaturen oder den Austausch von Komponenten unmittelbar nach der Erkennung von Leckagen vor. Kann die Reparatur nicht unmittelbar nach der Erkennung durchgeführt werden, so ist sie so bald wie möglich, spätestens jedoch fünf Tage nach der Erkennung zu versuchen und innerhalb von 30 Tagen nach der Erkennung abzuschließen.\r\nVor dem Hintergrund dieser Verpflichtung bedarf es für die Gasversorgungsnetzbetreiber einer gesetzlichen Neuregelung, um eine unverzügliche Reparatur, spätestens jedoch innerhalb von fünf Tagen in der Regel auch tatsächlich durchführen zu können. Die Einhaltung dieser kurzen Frist wird im Hinblick auf vielfach erforderliche Genehmigungen, insb. naturschutzfachliche Eingriffsgenehmigungen, absehbar nicht einzuhalten sein. Angesichts des mit der Reparatur verfolgten Schutzzwecks und mit einem durch die Reparatur üblicherweise einhergehendem unwesentlichen Eingriff, sollte zur grundsätzlichen Ermöglichung der Reparaturfristen folgende Neuregelung in § 43p EnWG neu getroffen werden:\r\n“Reparaturen zur Beseitigung von Leckagen an Gasversorgungsleitungen müssen den zuständigen Behörden unverzüglich angezeigt werden. Ein Antrag auf Genehmigung ist nur erforderlich, wenn die jeweilige Behörde einen solchen nach Anzeige der Reparatur fordert.”\r\nbzw. sollte § 14 Absatz 1 BNatSchG wie folgt geändert werden:\r\n„Die land-, forst- und fischereiwirtschaftliche Bodennutzung sowie die Leckagereparatur nach Art. 14 der Verordnung (EU) 2024/1787 sind nicht als Eingriff anzusehen, soweit dabei die Ziele des Naturschutzes und der Landschaftspflege berücksichtigt werden.“\r\n10. § 44 EnWG – Erleichterungen von Vorarbeiten\r\n§ 44 Absatz 1 EnWG – Erweiterung der möglichen Vorarbeiten\r\nAngeregt wird die Erweiterung des § 44 Absatz 1 EnWG entsprechend der Regelung des § 8 Absatz 1 Nr. 2 LNGG i.d.F. vom 24. Mai 2022 (BGBl. I S. 802).\r\n„(1) Eigentümer und sonstige Nutzungsberechtigte haben zur Vorbereitung der Planung und der Baudurchführung eines Vorhabens oder von Unterhaltungsmaßnahmen notwendige Vermessungen, Boden- und Grundwasseruntersuchungen einschließlich der vorübergehenden Anbringung von Markierungszeichen, bauvorbereitende Maßnahmen zur bodenschonenden Bauausführung, Kampfmitteluntersuchungen und archäologische Voruntersuchungen einschließlich erforderlicher Bergungsmaßnahmen und zwingend erforderliche Beseitigungen von Bäumen und anderen Gehölzen zur Baufeldfreimachung sowie die Durchführung naturschutzrechtlicher Ausgleichs- und Vermeidungsmaßnahmen einschließlich vorgezogener Ausgleichsmaßnahmen, sowie sonstige Vorarbeiten durch den Träger des Vorhabens oder von ihm Beauftragte zu dulden.“\r\nMit dieser Ergänzung können zentrale Vorarbeiten vorab umgesetzt werden und damit zu einer beschleunigten Projektumsetzung beitragen. Insbesondere die vorgezogenen Ausgleichsmaßnahmen können eine signifikante Beschleunigung herbeiführen, indem ökologische fachgerechte Maßnahmen vorab umgesetzt werden, die ohne ihre Durchführung zu ansonsten naturschutzfachlich begründeten Bauverbotszeiten führen. Bauzeitenbeschränken können schnell Verzögerungen von einem halben Jahr bedeuten.\r\n§ 44 Absatz 5 EnWG neu – Beschleunigung der Genehmigungserteilung für Vorarbeiten\r\n§ 44 bedarf der Ergänzung, damit für die wichtigen und zeitkritischen zu duldenden Vorarbeiten auch die erforderlichen öffentlich-rechtlichen Genehmigungen für die Vorarbeiten zeitig vorliegen. Insofern wird folgender neuer Absatz 5 angeregt:\r\n„(5 neu) Anträge auf öffentlich-rechtliche Zulassung von Vorarbeiten sind innerhalb eines Monats ab Eingang der vollständigen Unterlagen bei der zuständigen Behörde zu bescheiden. Nach Ablauf der Frist gilt die beantragte öffentlich-rechtliche Zulassung als erteilt, wenn der Antrag hinreichend bestimmt ist.“\r\nFür die notwendigen Vorarbeiten für die Planung und die Baudurchführung ist § 44 EnWG eine zentrale Vorschrift, die solche Arbeiten in vielen Fällen erst möglich macht. § 44 in seiner derzeitigen Form regelt jedoch nur die zivilrechtliche Duldungspflicht der von den Vorarbeiten betroffenen Personen. Die für die Vorarbeiten erforderlichen öffentlich-rechtlichen Genehmigungen sind dessen ungeachtet weiterhin erforderlich und führt die Einholung dieser immer wieder zu Verzögerungen, die es zukünftig bei einer beschleunigten Umsetzung zu vermeiden gilt.\r\n11. § 44b EnWG – Erleichterungen für die vorzeitige Besitzeinweisung\r\n§ 44b Absatz 1 Satz 1 EnWG – Erweiterung auf betriebliche Erfordernisse zur Gewährleistung der technischen Sicherheit\r\n(1) Mit der nachfolgenden Ergänzung soll allen Netzbetreibern ermöglicht werden, auch dann ein Besitzeinweisungsverfahren führen zu können, wenn angesichts der Verpflichtung zur Gewährleistung der technischen Sicherheit nach § 49 EnWG eine Beurteilung erforderlich ist, ob Bauarbeiten am Netz erforderlich sind und die betroffenen Eigentümer oder Besitzer sich weigern, für die erforderlichen Beurteilungsmaßnahmen den Besitz zu überlassen. „Ist der sofortige Beginn von Bauarbeiten oder die Gewährleistung der technischen Sicherheit gemäß § 49 geboten und weigert sich der Eigentümer oder Besitzer, den Besitz eines für den Bau, die Inbetriebnahme und oder den Betrieb sowie die Änderung oder Betriebsänderung von […]“\r\nDie Ersetzung des Worts „und“ durch „oder“ stellt klar, dass der Bau, die Inbetriebnahme und der Betrieb gleichwertig nebeneinanderstehen und jeweils für sich ein Verfahren rechtfertigen.\r\n§ 44b Absatz 1a Satz 1 EnWG – Ablauf der Einwendungsfrist als maßgeblicher Zeitpunkt\r\n§ 44b Abs. 1a S. 1 EnWG sollte nicht mehr wie bisher auf den Abschluss des Anhörungsverfahrens, sondern zukünftig auf den Ablauf der Einwendungsfrist abstellen. Satz 1 sollte daher zukünftig wie folgt lauten:\r\n„Der Träger des Vorhabens kann verlangen, dass nach Ablauf der Einwendungsfrist eine vorzeitige Besitzeinweisung durchgeführt wird.“\r\nAbweichend von der grundsätzlichen Konzeption eines Planfeststellungsverfahrens, wonach es eine Anhörungs- und eine Planfeststellungsbehörde gibt und die Anhörungsbehörde der Planfeststellungsbehörde einen Anhörungsbericht nach Abschluss des Anhörungsverfahren zu übermitteln hat, ist bei energiewirtschaftsrechtlichen Planfeststellungsverfahren die zuständige Behörde sowohl Anhörungs- als auch Planfeststellungsbehörde in einem. Dies führt dazu, dass grundsätzlich nicht klar bestimmbar ist, wann das Anhörungsverfahren abgeschlossen und damit Besitzeinweisungsverfahren nach § 44b Abs. 1a EnWG geführt\r\nwerden können. Lediglich § 43a S. 1 Nr. 3 S. 2 enthält hierzu einen Hinweis in den Fällen des Entfalls eines Erörterungstermins, indem geregelt ist, dass die Anhörungsbehörde ihre Stellungnahme innerhalb von sechs Wochen nach Ablauf der Einwendungsfrist abzugeben und sie der Planfeststellungsbehörde zusammen mit den sonstigen in § 73 Abs. 9 des Verwaltungsverfahrensgesetz aufgeführten Unterlagen zuzuleiten hat. Die Umsetzung des Vorschlags würde Rechtssicherheit schaffen, zu welchem Zeitpunkt Verfahren beantragt werden können, und dem Vorhabenträger sowie der Enteignungsbehörde einen verlängerten zeitlichen Rahmen bieten, um bekannten Verweigerungsfällen mit Besitzeinweisungsverfahren frühzeitig zu begegnen und damit zugleich eine optimierte Kapazitätsauslastung der Enteignungsbehörden ermöglichen. Der Vorschlag entspricht im Übrigen der erfolgten Regelungen in § 8 Abs. 1 Nr. 3 LNGG i.d.F. vom 24. Mai 2022 (BGBl. I S. 802), § 18f Abs. 1a FStrG und § 21 Absatz 1a AEG.\r\n§ 44b - Vorzeitige Besitzeinweisungen für den vorzeitigen Baubeginn ermöglichen\r\n§ 44b sollte um die Möglichkeit der Besitzeinweisung bereits für die Zulassung des vorzeitigen Baubeginns nach § 44c ergänzt werden. § 44b Absatz 1a Satz 3 sollte daher wie folgt ergänzt werden:\r\n(1a) … Der Besitzeinweisungsbeschluss ist mit der aufschiebenden Bedingung zu erlassen, dass sein Ergebnis durch den Planfeststellungsbeschluss „oder durch die Zulassung des vorzeitigen Baubeginns nach § 44c“ bestätigt wird.\r\nDie Zulassung des vorzeitigen Beginns ist ein zentrales Mittel zur beschleunigten Realisierung der erforderlichen Energieleitungsinfrastruktur. Wichtige Vorarbeiten wie Vergrämungsmaßnahmen und Baufeldfreimachungen sind wichtige Meilensteine für einen planungsgemäßen Baustart und die fristgerechte Umsetzung des Vorhabens, da andernfalls aus naturschutzfachlichen Gründen erhebliche Bauverzögerungen drohen. Die Umsetzung dieser Maßnahmen ist jedoch nur möglich, wenn sich die von den Maßnahmen Betroffenen mit der Inanspruchnahme ihrer Flächen einverstanden erklärt haben und die Zulassung des vorzeitigen Baubeginns erteilt wurde. Vielfach scheitern zeitkritische Maßnahmen jedoch an vereinzelten Verweigerern. Angesichts des überragenden öffentlichen Interesses an der Realisierung der Energieinfrastrukturen zur Ermöglichung der Energiewende und zur Erreichung der Klimaschutzziele wird es für gerechtfertigt gehalten, die Besitzeinweisung bereits mit Zulassung des vorzeitigen Baubeginns für wirksam zu erklären.\r\nII. Neuregelung im Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung\r\n§ 10 Absatz 5 – Gleichstellung mit 19.1-Vorhaben der Anlage 1\r\n§ 10 Absatz 5 UVPG sollte um die Nummer 19.2 ergänzt werden, da im Hinblick auf die bereits aufgeführte Nr. 19.1 – Stromleitungen betreffend – eine vergleichbare Interessenlage besteht. Über § 43l Absatz 2 Satz 2 EnWG wäre damit für die Wasserstoffnetze § 10 gleichfalls mit der Maßgabe anzuwenden, dass zusätzlich ein enger zeitlicher Zusammenhang bestehen muss. § 10 Absatz 5 UVPG sollte folglich wie folgt formuliert werden:\r\n(5) „Für die in Anlage 1 Nummer 14.4, 14.5, 19.1 und 19.2 aufgeführten Vorhaben gilt Absatz 4 mit der Maßgabe, dass zusätzlich ein enger zeitlicher Zusammenhang besteht.“"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007374","regulatoryProjectTitle":"Green Paper Transformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze (BMWK)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/2f/97/319045/Stellungnahme-Gutachten-SG2406270017.pdf","pdfPageCount":10,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Sie betreiben zusammen ein rund 40.000 Kilometer langes Leitungsnetz.\r\nzum „Green Paper Transforma􀆟on Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze“ vom 14.03.2024\r\nBerlin, 12. April 2024\r\nI. Einleitung\r\nDer FNB Gas begrüßt die Konsulta􀆟on des BMWK vom 14.3.2024 zum „Green Paper Transforma􀆟on Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze“. Die angesprochenen Herausforderungen der Transforma􀆟on der Verteilernetze zu erneuerbaren Gasen bei gleichzei􀆟ger Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit und Bezahlbarkeit der Energieversorgung im Allgemeinen, sowie im Speziellen im Bereich Erdgas, betreffen nicht nur die Verteilernetze, sondern auch die Fernleitungsnetze.\r\nFür das Ziel der Treibhausgasneutralität bis 2045 und der Transforma􀆟on des Energiesystems bis dorthin sind gasförmige Energieträger neben der erneuerbaren Stromerzeugung die zweite tragende Säule der Energieversorgung. Um die Klimaziele zu erreichen, muss daher die Transforma􀆟on der gesamten Gasversorgung und damit der gesamten Gasinfrastruktur hin zu klimaneutralen Gasen ermöglicht werden. Gleichzei􀆟g darf insbesondere in der Transforma􀆟onsphase die Versorgungssicherheit als Teil der Daseinsvorsorge mit Erdgas auf keinen Fall gefährdet werden.\r\nVorangestellt sei, dass viele der im Grünbuch angesprochenen Handlungsfelder noch mit erheblichen Unsicherheiten beha􀅌et sind. So wich􀆟g die frühzei􀆟ge und daher rechtssichere Beschä􀅌igung mit Themen wie S􀆟lllegung oder gar Rückbau ist, sollte der Fokus zunächst auf der sachgerechten Transforma􀆟onsplanung der Verteilernetze und deren Verzahnung mit der integrierten Netzplanung der Fernleitungsnetzbetreiber liegen, um diese Unsicherheiten für alle beteiligten Akteure zu reduzieren.\r\nDie hieraus abgeleiteten Kernthemen des Green Papers, insb. Anschlussverpflichtung, S􀆟lllegungsplanung bzw. Transforma􀆟onsplanung, Rückbauverpflichtung sowie integrierte bzw. abges􀆟mmte Netzplanung, sind auch zentrale Themen der Netztransforma􀆟on auf Fernleitungsnetzebene. Entsprechend sollten die hier thema􀆟sierten Punkte auch für die Fernleitungsnetze bedacht werden. Die in diesem Kontext zu treffenden Regelungen werden voraussichtlich teilweise für alle Gasnetze iden􀆟sch sein, können aufgrund unterschiedlicher Voraussetzungen für die Fernleitungsnetze und Verteilernetze aber auch voneinander abweichen. Deshalb sollten die Fernleitungsnetzbetreiber am hiermit begonnenen Dialog zu diesen wich􀆟gen Themen unbedingt beteiligt werden.\r\nErforderlich ist zum einen die zeitnahe, aber sachgerechte Umsetzung der europäischen Richtlinien-Vorgaben zur Verteilernetzplanung. Die Richtlinienbes􀆟mmungen lassen eine gemeinsame, regionale Planung der Wasserstoffverteilernetze und der Erdgas-S􀆟lllegungsplanung von Verteilernetzbetreibern zu. Eine solche integrierte CH4/H2-Netzplanung der Verteilernetze und deren regionale Clusterung sollten aus Effizienzgründen für die Berücksich􀆟gung im integrierten Netzentwicklungsplan (NEP) Gas und Wasserstoff der Fernleitungsnetzbetreiber angereizt oder gar zum Regelfall erklärt werden. Die bestehenden Gasnetzgebietstransforma􀆟onspläne der Verteilernetzbetreiber bieten hierfür eine gute Grundlage. Ein leistungsstarkes Verteilernetz birgt erhebliche Potenziale für eine volkswirtscha􀅌lich effiziente Dekarbonisierung der mitelständischen Industrie durch Wasserstoff und bietet zusätzliche Perspek􀆟ven für die Stromerzeugung und die Kommunen. Eine Vorfestlegung auf S􀆟lllegungen ist daher zu vermeiden. Letztlich müssen diese kommunalen bzw. regionalen Planungen aber im zentralen integrierten na􀆟onalen Netzentwicklungsplan der Fernleitungsnetzbetreiber zusammengeführt und somit in eine deutschlandweit konsistente Gesamtnetzplanung eingefügt werden, die sich wiederum nahtlos in die europäische Planung einfügt.\r\nNur so können der Netzentwicklungsplan für die Fernleitungsnetzbetreiber, sowie auch die Planungen der Verteilernetzbetreiber jeweils auf den entsprechenden Netzebenen tauglicher Anknüpfungspunkt für die Behandlung von neuen Anschlussbegehren bzw. – in noch weiter Zukun􀅌 liegend – der Trennung letzter Netzanschlüsse sein. Daher werden nachfolgend insbesondere Vorschläge gemacht, den in Art. 38 des EU-Richtlinienentwurfs vorgesehenen Paradigmenwechsel auch im Fernleitungsnetz umzusetzen. Unter anderem die\r\nderzeit vorgesehene Anschlusspflicht von Biogasanlagen sollte netzebenen-übergreifend flexibilisiert und einer gesamtwirtscha􀅌lich effizienteren Regelung zugeführt werden. Schließlich sollte auch die Verpflichtung zum anlasslosen Rückbau für sämtliche Netzebenen vermieden werden.\r\nDies vorausgeschickt beziehen wir zu den gestellten Konsulta􀆟onsfragen wie folgt Stellung.\r\nII. Fragen im Rahmen der öffentlichen Konsulta􀆟on\r\nAllgemeines zur Zukun􀅌 der Erdgasverteilernetze im Zeitalter der Dekarbonisierung\r\n1. Wie lassen sich der Au􀄩au zukun􀅌sträch􀆟ger Netze für Wasserstoff bzw. Wärme mit der Umwidmung bzw. ggf. S􀆟lllegung von Erdgasverteilernetzen op􀆟mal verknüpfen, so dass die Transforma􀆟onskosten für alle Beteiligten minimiert werden?\r\nGasnetze spielen heute eine herausragende Rolle in der Energieversorgung. Zur Dekarbonisierung der Energieversorgung stehen verschiedene Technologien zur Verfügung. Hierbei wird Wasserstoff flächendeckend eine gesamtwirtscha􀅌lich effiziente Op􀆟on darstellen.\r\nUmso wich􀆟ger ist es, dass bei der Errichtung des deutschlandweiten Wasserstoffnetzes die Umstellung bestehender Erdgasleitungen auf den Wassersto􀅏ransport Vorrang hat, vor der Errichtung neuer Wasserstoffleitungen. Da in der Regel keine komplete Redundanz der Erdgasversorgung vorliegt, muss vor der möglichen Umstellung von Erdgasleitungen die alterna􀆟ve Versorgung der heu􀆟gen Erdgasverbraucher mit Energie sichergestellt werden. Dies kann aus heu􀆟ger Sicht insbesondere durch die Subs􀆟tu􀆟on von Erdgas durch Wasserstoff oder andere Energieträger in dem betroffenen Gebiet erfolgen. Hierbei muss sichergestellt werden, dass die gesamten Versorgungswege für Erdgas, Wasserstoff oder andere Energieträger betrachtet werden und die komplete auf Wasserstoff umzustellende Leitung in einem Zug frei von Erdgasverbrauchern gemacht wird. Dies kann nur in Abs􀆟mmung aller betroffenen Netzbetreiber geschehen, indem die heu􀆟gen Vorgaben gemäß GEG und der kommunalen Wärmeplanung zu einer gesamtha􀅌en Transforma􀆟onsplanung (Wärmemarkt, nachgelagerte Industrie- und Gewerbekunden und Kra􀅌werke) ausgebaut werden. Diese Transforma􀆟onsplanung sollte, dem erfolgreichen Vorbild der Marktraumumstellung von L-Gas zu H-Gas folgend, im integrierten Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff erfolgen.\r\n2. Welche Regelungen eines neuen Ordnungsrahmens für die Transforma􀆟on von Gasverteilernetzen werden von betroffenen Stakeholdern als nö􀆟g erachtet und gibt es über die oben skizzierten Op􀆟onen weitere Themen, die bei der Anpassung des Ordnungsrahmens berücksich􀆟gt werden müssen? Hinsichtlich welcher der vorgeschlagenen Regelungen bestehen Bedenken?\r\nFür die effiziente Transforma􀆟on der Gasnetze, die primär über Umstellungen von Erdgasleitungen auf den Wassersto􀅏ransport stat dem Neubau von Wasserstoffleitungen ergänzend zu bestehenden Erdgasleitungen erfolgen sollte, ist die Defini􀆟on von Umstellungsbereichen über den Prozess des integrierten Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff in Anlehnung an den bestehenden Prozess der Marktraumumstellung von L-Gas zu H-Gas notwendig. Mit einer zu definierenden Vorlauffrist sollte es möglich sein, heu􀆟gen Erdgasverbrauchern auf Verteilernetz- und Fernleitungsebene die Einstellung der Erdgasversorgung anzukündigen und das Angebot der Wasserstoffversorgung zu unterbreiten. Im Rahmen der in der Antwort zur Frage 1 erwähnten Transforma􀆟onsplanung, die wie die Marktraumumstellung im Energiewirtscha􀅌sgesetz verankert werden sollte, bekommen nur so alle Netzbetreiber, Erdgasverbraucher und Wasserstoffverbraucher Planungssicherheit. Der angesprochene\r\nzu entwickelnde Ordnungsrahmen sollte daher Regelungen für die Verteiler- und die Fernleitungsnetzebene enthalten.\r\n3. Wie wird die Zukun􀅌 der Gasverteilernetze eingeschätzt? Überwiegen die Chancen oder wird es kün􀅌ig vorrangig um S􀆟lllegung und Rückbau gehen?\r\nBzgl. des Umfangs der kün􀅌igen Nutzung von Wasserstoff als klimaneutralen Energieträger bestehen aktuell noch große Unsicherheiten. Regionale Transforma􀆟onserfordernisse und unterschiedliche Transforma􀆟onsgeschwindigkeiten werden voraussichtlich vor allem in der Entwicklungsphase hin zum klimaneutralen Energiesystem zu einer sehr heterogenen Netzbetreiberlandscha􀅌 führen. Diesen Unterschieden sollte Rechnung getragen werden, so dass jeweils wirtscha􀅌lich sinnvolle und effiziente Lösungen vor Ort möglich gemacht werden. Gerade angesichts der zukün􀅌igen Unsicherheit ist diese Heterogenität als Chance zu bewerten, da so viele verschiedene Transforma􀆟onsmodelle nebeneinander bestehen werden und sich bewähren können. Pauschale Ansätze, die diese Entwicklungen verhindern, sind deshalb zu vermeiden.\r\n4. Welche Rolle können Gasverteilernetze beim Wasserstoffnetzau􀄩au spielen? Welche Rahmenbedingungen sollten gelten, damit Chancen der Wasserstoff-Wirtscha􀅌 durch Gasverteilernetzbetreiber genutzt werden können?\r\nEbenso wie im Erdgasbereich werden auch beim zukün􀅌igen Wasserstoff-Kernnetz eine Vielzahl von potenziellen industriellen und gewerblichen Wassersto􀅆unden nicht mit dem überregionalen Transportnetz verbunden sein, sondern auch auf der Verteilernetzebene ihren Wasserstoffnetzanschluss haben. Insofern ergäbe sich für die Kunden, die ohne Wasserstoff keine Möglichkeit haben ihren Produk􀆟onsprozess CO2-neutral zu gestalten (“hard-to-abate\") und heutzutage bereits an einem Verteilernetz angeschlossen sind, eine volkswirtscha􀅌lich sinnvolle Folgenutzung. Dies könnte erfolgen, indem das entsprechende Verteilernetz auf Wasserstoff umgestellt würde.\r\n5. Welcher Bedarf an Umstellungen auf Wasserstoff-Verteilernetze wird gesehen? Mit welchen Umstellungskosten ist zu rechnen? Welche Bedingungen müssen für einen wirtscha􀅌lichen Betrieb von Wasserstoff-Verteilernetzen erfüllt sein? Welche Geschä􀅌smodelle sind vorstellbar oder schon konkret geplant, um Umstellung und Bau von Wasserstoff-Verteilernetzen in welchen Abnehmergruppen und Druckebenen wirtscha􀅌lich rentabel zu machen? Welche Herausforderungen bestehen in der Transforma􀆟onsphase? Welche zeitliche Dimension wird als realis􀆟sch angesehen bzw. ab welchem Zeitpunkt wird eine Umstellung atrak􀆟v sein?\r\n6. Welche Voraussetzungen müssen erfüllt sein, damit das Verknüpfen von überregionalem Wasserstoff-Transportnetz und Wasserstoff-Verteilernetzen reibungslos funk􀆟oniert? Im Jahr 2032 soll das Wasserstoff-Kernnetz errichtet sein: Für wann, in welchem Umfang und mit welcher Zielrichtung wird die Umstellung der Gasverteilernetze auf Wasserstoff erwartet? Welche logis􀆟schen Herausforderungen sehen Sie dabei?\r\nWie bereits in den Antworten zu den Fragen 1 und 2 beschrieben, kann eine effiziente Transforma􀆟on des Energiesystems nur in enger Abs􀆟mmung aller betroffenen Netzbetreiber gelingen. Regional wird es sicherlich sehr unterschiedliche Transforma􀆟onsgeschwindigkeiten geben. Insofern gilt auch hier, die Ergebnisse des GEG und der kommunalen Wärmeplanung bzw. der kün􀅌igen Umsetzung der EU-Richtlinie sowie die regionale Situa􀆟on vor Ort der Netzanbindung von Industrie-, Gewerbe- und Kra􀅌werkskunden und deren Op􀆟onen zu einer klimaneutralen Produk􀆟on, zu prüfen und unter Kosten- bzw. Effizienzgesichtspunkten zu entscheiden.\r\nDas Wasserstoff-Kernnetz eröffnet bereits frühzei􀆟g die Op􀆟on, Verteilnetzgebiete an das Kernnetz anzuschließen und dadurch industriellen Ankerkunden sowie weiteren Verbrauchern eine Versorgung mit Wasserstoff zu ermöglichen.\r\nDer frühzei􀆟ge Beginn der Umstellung von heu􀆟gen Erdgas-Verteilernetzen auf den Transport von Wasserstoff ist notwendig, um bis 2045 mit dieser abschließen zu können und gleichzei􀆟g die Ressourcenbelastung für die Netzbetreiber und Installateure auf die Jahre verteilen zu können. Die zur Verfügung stehenden Ressourcen pro Jahr sind begrenzt und können nicht beliebig erhöht werden. Die Erfahrungen der Marktraumumstellung geben hierfür eine klare Leitlinie.\r\n7. Welche Voraussetzungen sind aus Sicht der Kommunen einerseits und der Verteilernetzbetreiber andererseits für einen langfris􀆟g wirtscha􀅌lichen Wasserstoff-Verteilernetzbetrieb erforderlich?\r\nWärmeplanung, Gebäudeenergiegesetz und Umsetzung des EU-Gas-/Wasserstoff-Binnenmarktpakets, Akteure und Verantwortlichkeiten, Zeitplan\r\n8. Von welchen verfügbaren Mengen und welchem Preisniveau ist bei der Umstellung von Gasnetzen auf Biomethan bzw. synthe􀆟sches Methan im Zeitverlauf auszugehen und in welchem Umfang kann damit Erdgas in den Verteilernetzen subs􀆟tuiert werden?\r\n9. Wie sollten Ar􀆟kel 56 und Ar􀆟kel 57 der EU-Gasbinnenmarktrichtlinie umgesetzt werden, sodass die dort angelegten Pläne zur Entwicklung der Wasserstoffverteilernetze und zur S􀆟lllegung von Erdgasverteilernetzen sinnvoll mit Wärmeplänen und verbindlichen Fahrplänen nach § 71k GEG verzahnt sind?\r\nSiehe auch die Antworten zu den Fragen 1 und 2. Die Etablierung eines Prozesses zur Integra􀆟on der Transforma􀆟onspläne der Verteilernetzbetreiber in den integrierten Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff ist notwendig. Das Zusammenspiel zwischen dem integrierten Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff und den in Ar􀆟kel 56 und 57 der EU-Gasbinnenmarktrichtlinie angelegten Plänen zur Entwicklung der Wasserstoffverteilernetze und zur S􀆟lllegung von Erdgasverteilernetzen in Verbindung mit den Wärmeplänen und verbindlichen Fahrplänen nach § 71k GEG ist ein itera􀆟ver Prozess. Tatsächlich sind alle diese Pläne voneinander abhängig. Die Ergebnisse der Abs􀆟mmungen zwischen den Kommunen und Netzbetreibern müssen im integrierten Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff berücksich􀆟gt werden.\r\nDie wechselsei􀆟gen Abhängigkeiten bzw. der itera􀆟ve Prozess sollten sich auch in den jeweiligen Abgabefristen und Genehmigungsabläufen für Transforma􀆟onspläne widerspiegeln. Beispielsweise steht die aktuelle Abgabefrist für Fahrpläne nach §71k GEG (30.06.2028) möglicherweise im Widerspruch dazu, dass einerseits die Versorgung durch das vorgelagerte Netz durch Berücksich􀆟gung in einem Netzentwicklungsplan im Fahrplan enthalten sein muss, andererseits der relevante Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff 2027 ebenfalls zum 30.06.2028 durch die BNetzA bestä􀆟gt wird. Für die gesamtha􀅌e Transforma􀆟onsplanung (Wärmemarkt, nachgelagerte Industrie- und Gewerbekunden und Kra􀅌werke) müssen itera􀆟ve Abläufe geschaffen werden. Denkbar wäre eine Genehmigung der BNetzA unter dem Vorbehalt, dass der Transforma􀆟onsplan bzw. Fahrplan in Übereins􀆟mmung mit einem späteren Netzentwicklungsplan steht. Unter diesen Voraussetzungen wäre ein solcher Fahrplan eine geeignete, verbindliche Eingangsgröße für eine übergreifende Planung im integrierten Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff.\r\n10. Wie sollten Ar􀆟kel 56 und Ar􀆟kel 57 der EU-Gasbinnenmarktrichtlinie umgesetzt werden, sodass die dort angelegten Pläne zur Entwicklung der Wasserstoffverteilernetze und zur S􀆟lllegung von Erdgasverteilernetzen sinnvoll mit dem Netzentwicklungsplan Gas und der Systementwicklungsstrategie verzahnt sind?\r\nSiehe die Antwort zu Frage 9\r\nDie in Ar􀆟kel 56 und 57 der EU-Gasbinnenmarktrichtlinie angelegten Pläne zur Entwicklung der Wasserstoffverteilernetze und zur S􀆟lllegung von Erdgasverteilernetzen sollten in Abs􀆟mmung aller betroffenen Netzbetreiber entworfen werden und in regionale Transforma􀆟onspläne einfließen. Im integrierten Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff sollten die Entwürfe der unter den betroffenen Netzbetreibern abges􀆟mmten Transforma􀆟onspläne auf ihre Machbarkeit im gesamtdeutschen Kontext hin untersucht werden. Bei Bestä􀆟gung der Machbarkeit der einzelnen regionalen Transforma􀆟onspläne sind diese durch die Übertragung der Ergebnisse in den integrierten Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff entsprechend verbindlich zu machen. Hiermit würden sowohl der regionale als auch der zentrale Blick auf die Transforma􀆟on erfolgen und alle Faceten der Transforma􀆟on geprü􀅌 werden.\r\nAnschlussverpflichtungen/S􀆟lllegungspläne\r\n11. Ab welchem Jahr (2030, 2035, 2040, …?) ist damit zu rechnen, dass es vermehrt zu Anschlussverweigerungen und Anschlusskündigungen in Gasverteilernetzen kommen könnte?\r\nBzgl. des Umfangs der kün􀅌igen Nutzung von Wasserstoff als klimaneutralen Energieträger bestehen aktuell noch große Unsicherheiten. Regionale Transforma􀆟onserfordernisse und unterschiedliche Transforma􀆟onsgeschwindigkeiten werden voraussichtlich vor allem in der Entwicklungsphase hin zum klimaneutralen Energiesystem zu einer sehr heterogenen Netzbetreiberlandscha􀅌 führen. Diesen Unterschieden sollte Rechnung getragen werden, so dass jeweils wirtscha􀅌lich sinnvolle und effiziente Lösungen vor Ort möglich gemacht werden. Gerade angesichts der zukün􀅌igen Unsicherheit ist diese Heterogenität als Chance zu bewerten, da so viele verschiedene Transforma􀆟onsmodelle nebeneinander bestehen werden und sich bewähren können. Pauschale Ansätze, die diese Entwicklungen verhindern, sind deshalb zu vermeiden.\r\n12. Welchen zeitlichen Vorlaufs/Verfahrens bedürfen Anschlusskündigungen, um insbesondere den Netzanschlusskunden und Lieferanten eine angemessene Vorbereitungszeit zu geben?\r\nDie aktuelle Fassung der Richtlinie des EU Gas-/Wasserstoff-Binnenmarktpakets regelt in Ar􀆟kel 38 Absatz 4, dass Mitgliedsstaaten sowohl den Verteiler- als auch den Fernleitungsnetzbetreibern ermöglichen müssen, Netzzugangspetenten den Zugang zum Netz oder den Anschluss an das Netz zu verweigern oder diese Nutzer vom Netz abzukoppeln. Auf Ebene der Fernleitungsnetzbetreiber setzt dies nach Ar􀆟kel 38, Absatz 4a voraus, dass im Rahmen des Netzentwicklungsplans die S􀆟lllegung des Erdgasfernleitungsnetzes oder relevanter Teile davon vorgesehen ist. Wie auch im Falle der Verteilernetzbetreiber ist für die Fernleitungsnetzbetreiber zentral, dass kün􀅌ig nicht nur ein CH4-Netzs􀆟lllegungsvorhaben im Rahmen des NEP zu einer Anschlussverweigerung oder Kündigung ermäch􀆟gen kann, sondern auch die geplante Transforma􀆟on z. B. von einer Erdgas- zu einer Wasserstofffernleitung. Der sinnvolle und gesetzgeberisch erwünschte Vorrang der Umstellung bestehender Gasleitungen auf Wasserstoff vor einem Neubau von Wasserstoffinfrastruktur kann nur dann effizient gestaltet werden, wenn dieser Spielraum vorhanden ist. Hierbei ist für die FNB besonders wich􀆟g, dass dies auch kleinteilig und leitungsscharf und nicht nur bezogen auf gesamte Netzgebiete möglich ist. Denn gerade bei der Wasserstoff-Transportnetzentwicklung ist von einer regionalen Überlappung von Wasserstoff- und Gasinfrastruktur auf jeden Fall auszugehen. Eine rein räumliche Differenzierung grei􀅌 deshalb zu kurz. Die Richtlinienvorgaben stehen dem nicht entgegen, weil die Umstellung einer Leitung von Erdgas auf Wasserstoff technisch zunächst deren (kurzzei􀆟ge) S􀆟lllegung, Gasfreimachung etc. benö􀆟gt, um anschließend Wasserstoff transpor􀆟eren zu können.\r\nDamit die integrierte Netzplanung effizient erfolgen kann, sollte eine gewisse Flexibilität bei der Anschlussverpflichtung im Grundsatz auch für dekarbonisierte Gase und Wasserstoff gelten. Auf Verteilernetz-Ebene ist im Moment eine Anschlusspflicht, analog zur aktuellen Regelung für das Erdgasnetz, nur für begrenzte Fälle (schwer dekarbonisierbar, Wasserstoffversorgungsgebiete) vorgesehen. Auch auf Fernleitungsnetz-Ebene sollten Netzbetreiber die Möglichkeit haben, auf Basis des §28n EnWG, die an sie herangetragenen Wasserstoffnetz-Anschlussbegehren im Rahmen der integrierten Netzentwicklungsplanung zu bewerten und abzuwägen.\r\nInsgesamt sollte bei der na􀆟onalen Umsetzung darauf geachtet werden, dass den Netzbetreibern mehr Spielraum zur Behandlung von Anschlussfragen gewährt wird, um auf besondere Situa􀆟onen in der Transforma􀆟onszeit reagieren zu können und eine gesamtwirtscha􀅌lich effiziente Umsetzung zu ermöglichen. Die eingangs beschriebene Umsetzung der Art. 56, 57 der EU-Richtlinie in einer möglichst regional geclusterten integrierten Verteilernetzplanung und deren Zusammenführung im integrierten Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff sollten dann auf sämtlichen Netzebenen taugliche Anknüpfungspunkte für die Netzbetreiber liefern, über Netzanschlussbegehren zu entscheiden.\r\n13. Was ist ein realis􀆟scher Zeitraum für einen S􀆟lllegungspfad im Rahmen eines S􀆟lllegungsplans? Von welchen Faktoren hängt die Länge eines S􀆟lllegungspfades ab?\r\n14. In einigen Fällen müssen bei einer S􀆟lllegung oder der Kündigung des Gasnetzanschlusses bestehende Gasversorgungsverträge beendet werden. Sind für diese Fälle gesonderte Regelungen für eine Kündigung dieser Verträge erforderlich oder reichen die, ggf. nach dem Zivilrecht, bestehenden rechtlichen Möglichkeiten aus? Welche Vorlaufzeiten sind für die Vertragsbeendigungen notwendig? Welche Mindestvertragslaufzeiten und Kündigungsfristen sind gebräuchlich in Gasversorgungsverträgen?\r\n15. Wie könnte aus Ihrer Sicht eine Konsulta􀆟on/Informa􀆟on der betroffenen Netznutzer und anderer Betroffener im Vorfeld einer S􀆟lllegung, Anschlussverweigerung und/oder Sonderkündigung aussehen?\r\nDie Transforma􀆟onspläne sollten im Rahmen ihrer Erstellung von den Verteilernetzbetreibern konsul􀆟ert werden und der Koordinierungsstelle für die integrierte Netzentwicklungsplanung Gas und Wasserstoff beim FNB Gas, sowie den Bundesländern und betroffenen kommunalen Gebietskörperscha􀅌en die Möglichkeit zur Stellungnahme geben werden.\r\n16. Ist ein Rückbau einzelner Netzanschlüsse – beispielsweise aus Sicherheitsgründen – erforderlich oder reicht in der Regel die Trennung bzw. S􀆟lllegung des Anschlusses? Müsste der Anschluss bei einer Trennung bzw. S􀆟lllegung weiterhin regelmäßig gewartet werden? Mit welchen Kosten wäre jeweils (Rückbau vs. Trennung/S􀆟lllegung) zu rechnen?\r\nUm den Eingriff in den Verkehrsraum, in die städ􀆟schen Infrastrukturen sowie ggf. in bestehende Bepflanzung zu minimieren, ist i.d.R. die Abtrennung und S􀆟lllegung eines Netzanschlusses ausreichend. Eine En􀆞ernung von Netzanschlüssen wäre nur erforderlich, wenn diese Trasse für die Verlegung anderer Netzanschlüsse (Strom, LWL, Fernwärme, etc.) genutzt werden muss. Für einen fachgerecht s􀆟llgelegten Netzanschluss ist i.d.R. keine regelmäßige Wartung notwendig.\r\n17. Wie sollten S􀆟lllegungen von Netzanschlüssen zukün􀅌ig finanziert werden?\r\nDie S􀆟lllegungskosten für den Netzanschluss sollten dem allgemeinen Grundsatz der Verursachungsgerech􀆟gkeit folgend vom Anschlussnehmer getragen werden, da er die Kosten durch die\r\nBeendigung des Erdgasbezuges ebenso verursacht, wie er die Kosten für die Herstellung des Anschlusses durch die Aufnahme des Erdgasbezuges verursacht hat. Da unmitelbar anwendbare verordnungsrechtliche Regelungen ähnlich § 9 Abs. 1 NDAV für die Kostentragung der Herstellung des Netzanschlusses für Fernleitungsnetzbetreiber fehlen, die auf die S􀆟lllegung erweitert werden könnten, sollte eine gesetzliche Regelung der Kostentragung direkt im EnWG erwogen werden. Eine Kostentragung des Anschlussnehmers für etwaige Rückbaukosten des Netzanschlusses sollte diesem Grundsatz folgend ebenfalls gesetzlich festgelegt werden.\r\nDessen ungeachtet ist im Regulierungsrahmen vorzusehen, dass sämtliche S􀆟lllegungskosten, die beim Netzbetreiber verbleiben, im Rahmen der regulatorischen Kosten anerkannt und vereinnahmt werden können.\r\n18. Wie ließe sich dabei eine Ungleichbehandlung der Anschlussnehmer vermeiden?\r\nEine gesetzliche Regelung im Sinne der Antwort auf Frage 17 würde eine Ungleichbehandlung vermeiden.\r\n19. Bedarf es hier besonderer Regelungen für Einspeiser von Biomethan, insbesondere, wie können Zielkonflikte gelöst werden?\r\nDie aktuelle Anschlusspflicht für Einspeiseanlagen von Biomethan kann die Umstellung von Erdgasleitungen auf den Transport von Wasserstoff verhindern. Im Zuge der kann auch hierbei Planungssicherheit gegeben werden, wie lange die Einspeisung von Biomethan in das Erdgasnetz noch möglich ist. Insgesamt ist ein Abwägungsmechanismus zu verankern, der die Wirtscha􀅌lichkeit unter dem Gesichtspunkt der Transforma􀆟on der Gasnetze betrachtet. Nach § 33 GasNZV besteht für Gasnetzbetreiber aktuell die Pflicht, Biogasanlagen auf Antrag eines Anschlussnehmers vorrangig an die Gasversorgungsnetze anzuschließen. Dies kann zu äußerst kostspieligen, volkwirtscha􀅌lich ineffizienten und der Netztransforma􀆟on nicht zuträglichen Verzögerungen und Netzanschlusssitua􀆟onen führen. Aufgrund der auslaufenden EEG-Förderung ist mit einer deutlichen Zunahme der Biogasnetzanschlussbegehren zu rechnen. Außerdem reizen die aktuellen Regeln zur Kostenau􀅌eilung zwischen Anschlussnehmer und Netzbetreiber u. U. die technologisch aufwändigste und somit kostspieligste Lösung für den Netzanschluss an. Daher sollte der Rechtsrahmen diesbezüglich zügig angepasst werden – entweder durch die BNetzA im Wege einer Anschlussfestlegung für die GasNZV oder mitels poli􀆟scher Grundsatzentscheidung des Gesetzgebers, die auch nach dem EuGH-Urteil weiterhin zulässig ist. Den Netzbetreibern sollte bei der Prüfung von Biogas-Anschlussbegehren jedenfalls mehr Entscheidungsfreiheit ermöglicht werden, als § 33 GasNZV dies derzeit erlaubt.\r\nDessen ungeachtet kann die Versorgung mit Biomethan eine Op􀆟on zur Dekarbonisierung der Energiewirtscha􀅌 sein – auch über 2045 hinaus. Hierbei muss darauf geachtet werden, dass nicht nur der kurz-, sondern auch der langfris􀆟ge Ausgleich zwischen Produk􀆟on und Verbrauch möglich ist. Unter diesem Gesichtspunkt kann die Schaffung größerer Verbundnetze für Biomethan in Verbindung mit einem Biomethan-Speicher notwendig werden.\r\nWie inhaltlich ausführlich im kürzlich vorgelegten BDEW-Diskussionspapier zur Weiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in Gasnetze ausgeführt, sollte der betreffende gesetzliche Rahmen zügig angepasst werden. Fragen der Kostenverteilung, Netzverfügbarkeit u. a. müssen neu geregelt werden. Im Rahmen dieser neuen Regelungen muss festgelegt werden, dass eine Anschlusspflicht für Biomethananlagen kün􀅌ig nur Geltung hat, sofern es sich um die nachweislich kostengüns􀆟gste Anschlussvariante handelt.\r\nDer Gesetzgeber muss zügig den gesetzlichen Rahmen dafür schaffen, dass Netzanschlussbegehren für Erdgas, wie auch für Wasserstoff und Biomethan, kün􀅌ig abgewogen und ggf. abgelehnt werden können. Dazu sind insb. die neuen EU Vorgaben zur Anschlussverweigerung bzw. -kündigung zügig in na􀆟onales Recht umzusetzen.\r\nDie entsprechenden Vorschri􀅌en im Energiewirtscha􀅌sgesetz sind um eine Klarstellung zu ergänzen: Ein Neuanschluss an das Erdgas- oder Wasserstoffnetz kann zur Vermeidung von Widersprüchen mit na􀆟onalen klimapoli􀆟schen Zielen verweigert werden, wenn der Anschluss ein langfris􀆟ges unverhältnismäßiges Aufrechterhalten eines Gasnetzbetriebes erfordern würde, die Umstellung der Gasinfrastruktur auf Wasserstoff verhindern würde, oder der Anschluss bzw. die ggf. notwendigen netzverstärkenden Maßnahmen unverhältnismäßig teuer und damit volkswirtscha􀅌lich, auch im Sinne der Dekarbonisierung, nicht sinnvoll wären und zu stark ansteigenden Netzentgelten auf der Verbraucherseite führen würde. Eine entsprechende Abwägung sollte auch bzgl. der Kündigung bestehender Anschlüsse möglich sein.\r\n20. Wann sollte ein Gasnetz schon vor dem Jahr 2045 s􀆟llgelegt werden, um unverhältnismäßige Kosten zu vermeiden?\r\nDie S􀆟lllegung sollte dann erwogen werden, wenn der Weiterbetrieb des Erdgas-(teil-)netzes weder für den Transport von Biomethan noch mit Wasserstoff noch mit CO2 oder für eine anderwei􀆟ge sinnvolle Nachnutzung in Frage kommt oder zu unverhältnismäßig hohen spezifischen Kosten führt, die die Netzentgelte der noch vorhandenen Erdgaskunden signifikant erhöhen würde. Dies kann beispielsweise der Fall sein, wenn die Leitung das Ende der technischen Lebensdauer erreicht hat und keine langfris􀆟ge Nachnutzung ersichtlich ist.\r\n21. Welche Übergangsfristen könnten die Netznutzer benö􀆟gen, um sich auf einen Verzicht auf den Netzanschluss einzustellen?\r\nRückbauverpflichtungen\r\n22. Haben die betroffenen Kommunen ein Interesse daran, nicht mehr genutzte Gasverteilernetze zurückbauen zu lassen? Welche Gründe sprechen für, welche gegen einen Rückbau? Mit welchen Kosten muss bei einem Rückbau gerechnet werden? Wer könnte diese tragen?\r\n23. Wie bzw. durch wen können zwingend erforderliche Rückbauverpflichtungen iden􀆟fiziert werden und wie wird ein genereller Verzicht auf Rückbauverpflichtungen bewertet?\r\nGrundsätzlich sollte ein Rückbau nicht verpflichtend sein. In der Regel gehen von unter der Erde verlegten und fachgerecht s􀆟llgelegten Gasleitungen keine schädlichen Auswirkungen aus. Außerdem würden generelle Rückbaupflichten die Bildung von Rückstellungen seitens der Netzbetreiber erfordern, welche die Netzentgelte für die verbleibenden Erdgasnutzer weiter verteuern würden. Anlassloser Rückbau würde zudem knappe Ressourcen binden, insbesondere dringend für den Wassersto􀄭ochlauf benö􀆟gte Fachkrä􀅌e im Tie􀄩au. Daher befürworten die Fernleitungsnetzbetreiber eine gesetzliche Duldungspflicht für s􀆟llgelegte Leitungen, die etwaigen entgegenstehenden gesetzlichen Ansprüchen oder vertraglichen Regelungen entgegengehalten werden kann. Zwar sehen auch das Zivilrecht bzw. vertragliche Regelungen o􀅌 Abwägungsmöglichkeiten je nach Interessenlage vor. Aufgrund der potenziell hohen Anzahl an Strei􀆟gkeiten sollte die Interessenabwägung jedoch nicht allein auf die Gerichte verlagert, sondern zumindest grundsätzlich vom Gesetzgeber getroffen werden. Ausnahmen sollten nur in begrenzten Fällen zulässig sein, beispielsweise falls schädliche Auswirkungen absehbar sind oder falls\r\nbereits zum S􀆟lllegungszeitpunkt klar ist, dass die Leitung einem anderen vordringlichen Trassenbedarf im Wege steht. Eine entsprechende gesetzgeberische Grundsatzentscheidung könnte in § 113a EnWG ergänzt werden.\r\n24. Wäre ein Eintritsrecht der Kommune in das Eigentum ungenutzter Netze ein wirksames Instrument, um adäquat über deren spätere Nachnutzung, etwa die Verlegung von Datenübertragungsleitungen, zu entscheiden?\r\nInves􀆟􀆟onsverpflichtungen\r\n25. Wie hoch wird der Anteil der Inves􀆟􀆟onen eingeschätzt, die über die energiewirtscha􀅌srechtlich bedarfsgerechten und sicherheitstechnisch notwendigen Inves􀆟􀆟onen hinausgehen? Um welche Art von Inves􀆟􀆟onen handelt es sich?\r\n26. Besteht ein Bedarf, die Befreiung von Inves􀆟􀆟onsverpflichtungen gesetzlich zu regulieren oder halten Sie die Systema􀆟k der Anreizregulierung, d. h. die Refinanzierung effizienter Inves􀆟􀆟onen zur Erfüllung der individuellen Versorgungsaufgabe des Gasverteilernetzes, diesbezüglich für ausreichend?\r\n27. Gibt es (ausreichende) Kriterien, um notwendige von „überschießenden“ Inves􀆟􀆟onen abzugrenzen?\r\nKonzessionsverträge\r\n28. In welchem Umfang ist damit zu rechnen, dass Konzessionsverträge auslaufen, z. B. bis zu den Jahren 2030, 2035, 2040 etc.?\r\n29. Würden sich Stakeholder unter den derzei􀆟gen Rahmenbedingungen weiterhin auf neu zu vergebende Konzessionen für Gasverteilernetze bewerben? Gibt es ein flächendeckendes Problem, dass es bei auslaufenden Konzessionsverträgen an Bewerbungen auf die Nachfolge mangelt? Wäre eine Zusammenlegung von Netzgebieten ein gangbarer Weg, um den Netzbetrieb interessanter zu machen? Was wäre dabei zu beachten?\r\n30. Halten Sie die oben skizzierten Lösungsmöglichkeiten für sinnvoll oder welche andere Lösung würden Sie präferieren? Bite legen Sie hierfür die Gründe dar.\r\n31. Zur Vermeidung von Versorgungsengpässen kann bei fehlenden Bewerbern auf Neukonzessionen die Verpflichtung des letzten Konzessionärs zum Weiterbetrieb des Netzes erforderlich sein. Für welche pauschale Dauer wäre eine solche Verpflichtung zum Weiterbetrieb sinnvoll?\r\n32. Wie soll mit Fällen umgegangen werden, in denen ein Gebäudeeigentümer sich für eine Heizungsanlage, die mit Wasserstoff, Biomethan oder (par􀆟ell) mit fossilem Gas betrieben wird, entscheidet in der Annahme, dass das Gasnetz weiterbetrieben oder transformiert wird und im Nachhinein die S􀆟lllegung des Gasnetzes beschlossen wird?\r\nSons􀆟ges\r\n33. In welchem Maße beabsich􀆟gen die Kommunen, in Gebieten mit bestehenden Erd-gasverteilernetzen diese als Wasserstoffvorranggebiete auszuweisen?"},"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":"2024-04-12"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007376","regulatoryProjectTitle":"Höherauslastung von Stromnetzen und ihr Einfluss auf Fernleitungsnetze","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/cd/69/319047/Stellungnahme-Gutachten-SG2406210171.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 geehrter ,\r\nwir hatten zuletzt Kontakt im Dezember letzten Jahres, als wir Ihnen Fragen zu den Berichterstatter-Gesprächen zum\r\n2. EnWG ÄndG beantwortet hatten.\r\nDerzeit befinden wir uns in Gesprächen mit den Übertragungsnetzbetreibern zur kaufmännisch-regulatorischen\r\nAbwicklung der Kostenübernahme durch die ÜNB für die Maßnahmen im Rahmen von § 49a und § 49b EnWG. In\r\nden Gesprächen sind Fragen aufgekommen, bei denen es einer Klarstellung seitens des Gesetzgebers bedarf, damit\r\ndie Verhandlungen mit den ÜNB weiter voranschreiten können. Insbesondere betrifft das:\r\n1. Die Regelung zur einmaligen Ersatzleistung gemäß § 49a Abs. 2 EnWG\r\nGemäß § 49a Abs. 2 EnWG hat der ÜNB dem Betreiber technischer Infrastrukturen die Kosten für die betrieblichen,\r\norganisatorischen und technischen Schutzmaßnahmen einschließlich der notwendigen Kosten für Unterhaltung und\r\nBetrieb für eine Dauer, die der zu erwartenden Nutzungsdauer der technischen Schutzmaßnahme entspricht, im\r\nWege einer einmaligen Ersatzzahlung zu erstatten.\r\nBereits im Konsultationsverfahren zur EnWG-Novelle haben die FNB darauf hingewiesen, dass regelmäßige\r\n(jährliche) Zahlungen anstelle einer einmaligen Zahlung aus diversen Gründen sinnvoller wären. Plant das BMWK\r\nweiterhin, diesbezüglich noch eine Anpassung am EnWG vorzunehmen?\r\n2. Die Laufzeiten der Maßnahmen und somit die Dauer der Kostenübernahme sind nicht gesetzlich geregelt\r\nZwischen FNB und ÜNB herrscht Uneinigkeit über die Laufzeiten der Maßnahmen und somit über den Zeitraum der\r\nKostenübernahme durch die ÜNB. Aus Sicht der FNB müssen die Kosten so lange ersta􀆩et werden, wie die\r\nBeeinflussung vorliegt und somit die Maßnahmen benö􀆟gt werden. Diese Sicht deckt sich mit der Geschä􀅌sordnung\r\nder Arbeitsgemeinscha􀅌 DVGW/VDE für Korrosionsfragen (AfK), wonach Aufwände für die gesamte Laufzeit der\r\nMaßnahme ersta􀆩et werden müssen.\r\nAufgrund der zukün􀅌igen Weiternutzung der Gasinfrastruktur für den Transport von bspw. Wasserstoff und CO2\r\nnach 2045 wäre unser Ansatz, die Laufzeit der Maßnahmen nach der Restnutzungsdauer der betroffenen\r\nGasleitungen auszurichten. Wir schlagen dafür folgende Berechnungsformel vor:\r\n120 Jahre – Betriebsjahre der Leitung = X Jahre zu erwartende Wartungs- & Instandhaltungs-Kosten +\r\nReinvest Kosten nach jeweils 25 Jahren inkl. Infla􀆟onsausgleich\r\nWir würden es sehr begrüßen, in den nächsten Wochen zu den o.g. Punkten in den Austausch mit dem BMWK zu\r\ntreten, und wären Ihnen für das Zusenden von Terminvorschlägen sehr dankbar. Zu dem Termin würden wir gerne\r\neinige Exper􀆟nnen und Experten der FNB dazuholen. Ich habe von der für die\r\nTerminabs􀆟mmung in CC genommen. Aufgrund der zeitlichen Verfügbarkeit unserer Expert*innen bi􀆩en wir um\r\neinen Termin in der KW 19.\r\n2\r\nFür Rückfragen stehe ich Ihnen gerne jederzeit zur Verfügung.\r\nMit freundlichen Grüßen"},"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":"2024-04-26"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007376","regulatoryProjectTitle":"Höherauslastung von Stromnetzen und ihr Einfluss auf Fernleitungsnetze","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/23/c6/353384/Stellungnahme-Gutachten-SG2409120026.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":"Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V. • Georgenstr. 23 • 10117 Berlin • www.fnb-gas.de\r\nLobbyregister-Nr.: R002747\r\nÜber FNB Gas:\r\nDie Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V. (FNB Gas) mit Sitz in Berlin ist der 2012\r\ngegründete Zusammenschluss der deutschen Fernleitungsnetzbetreiber, also der großen\r\nüberregionalen und grenzüberschreitenden Gastransportunternehmen. Ein inhaltlicher Schwerpunkt\r\nder Vereinigung ist die Netzentwicklungsplanung für Gas und Wasserstoff auf der Transportebene.\r\nZudem vertritt die Vereinigung ihre Mitglieder auch als Ansprechpartner gegenüber Politik, Medien\r\nund Öffentlichkeit.\r\nMitglieder der Vereinigung sind die Unternehmen bayernets GmbH, Fluxys TENP GmbH, Ferngas\r\nNetzgesellschaft mbH, GASCADE Gastransport GmbH, Gastransport Nord GmbH, Gasunie\r\nDeutschland Transport Services GmbH, GRTgaz Deutschland GmbH, Nowega GmbH, ONTRAS\r\nGastransport GmbH, Open Grid Europe GmbH, terranets bw GmbH und Thyssengas GmbH. Sie\r\nbetreiben zusammen ein rund 40.000 Kilometer langes Leitungsnetz.\r\nFNB Gas - Stellungnahme\r\nzum Referentenentwurf des Bundesministeriums für\r\nWirtschaft und Klimaschutz\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Änderung des\r\nEnergiewirtschaftsrechts im Bereich der\r\nEndkundenmärkte, des Netzausbaus und der\r\nNetzregulierung\r\nBerlin, 10. September 2024\r\n2\r\nFNB Gas nimmt zum Referentenentwurf für das Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im\r\nBereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung („EnWG-Novelle 2024“) für\r\nseine Mitglieder wie folgt Stellung:\r\n1. Höherauslastung des Übertragungsnetzes\r\nFNB Gas begrüßt ausdrücklich die Bestrebungen der Politik, im Rahmen der EnWG-Novelle 2024 u.a.\r\nden sicheren und zuverlässigen Betrieb des Übertragungsnetzes (Strom) zu gewährleisten und die\r\nVersorgungssicherheit nachhaltig zu sichern. Die vorgesehenen Anpassungen bieten eine wichtige\r\nWeiterentwicklung der Regelungen zur Abrechnung der Kosten von Schutz- und\r\nSicherungsmaßnahmen, insbesondere in Zusammenhang mit der Höherauslastung der\r\nÜbertragungsnetze.\r\nBesonders hervorzuheben sind die Änderungen an § 49a EnWG, die eine präzisere Verteilung und\r\nAbrechnung der Kosten im Rahmen der dauerhaften Höherauslastung des Übertragungsnetzes\r\nermöglichen. Zu begrüßen ist hierbei besonders die Öffnung der in § 49a EnWG enthaltenen\r\nRegelungen hinsichtlich der Art der Zahlung bei der Kostentragungspflicht der\r\nÜbertragungsnetzbetreiber (ÜNB). Betreiber betroffener Infrastruktur haben nun die Wahl, neben\r\neiner Einmalzahlung auch jährliche Nachweise basierend auf tatsächlichen Kosten oder Pauschalen\r\nzu erbringen.\r\nFNB Gas unterstützt diese Maßnahmen, da sie sowohl zur Stabilität des Netzes als auch zur\r\ngerechten Lastenverteilung beitragen und somit die Grundlage für eine sichere und effiziente\r\nEnergiewende schaffen. Um sicherstellen, dass die entstehenden Kosten fair zwischen allen\r\nBeteiligten verteilt und durch die Bundesnetzagentur (BNetzA) anerkannt werden, schlägt FNB Gas\r\nfolgende Änderungen am Gesetzestext vor:\r\n1.1. Änderung § 49a Absatz 3 Satz 2 EnWG\r\n1.1.1 Einbeziehung von Ersatzinvestitionen im Rahmen der notwendigen Kosten für Unterhaltung\r\nund Betrieb\r\nIn den Erläuterungen zum Referentenentwurf wird der Begriff der „notwendigen Kosten für\r\nUnterhaltung und Betrieb“ der technischen Schutzmaßnahme spezifiziert und darauf abgestellt, dass\r\neine Ersatzinvestition damit ausgeschlossen ist. Die Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) können dieser\r\nArgumentation nicht folgen.\r\nDie technischen Schutzeinrichtungen bestehen in der Regel aus Erdern (z.B. Tiefenerdern), welche bis\r\nzu über 100 Meter tief sein können, einer Abgrenzeinheit (z.B. Kondensator) und häufig noch aus\r\neinem Anlagenschutz.\r\nEin Erder besteht aus Stahl und unterliegt der Korrosion im Erdreich, weshalb seine Funktion über die\r\nJahre nachlässt. Der Erder wird zur Reparatur nicht geborgen, da dies unverhältnismäßig hohe Kosten\r\nverursachen würde. Stattdessen wird an einer anderen geeigneten Stelle im Nahbereich ein neuer\r\nErder errichtet. Die Abgrenzeinheit und der Anlagenschutz bleiben im Übrigen grundsätzlich\r\nbestehen.\r\n3\r\nEine Abgrenzeinheit könnte zwar in derselben Art und Weise ersetzt werden, jedoch wäre es\r\nangemessener, diese nach dem in der Zukunft geltenden Standard der anerkannten Regeln der\r\nTechnik und auf dem Markt verfügbaren Komponenten unter Berücksichtigung der Wirtschaftlichkeit\r\nzu ersetzen.\r\nDiese Varianten würden jedoch gemäß derzeitiger Vorlage des Gesetzes – ohne sachliche\r\nRechtfertigung – eine Neuinvestition darstellen, obwohl es sich in jedem Falle um eine bloße\r\nInstandhaltungsmaßnahme handelt. Daher ist die Erläuterung dahingehend zu ersetzen, dass die\r\nNeuerrichtung ebenfalls unter die Regelung des § 49a EnWG fällt.\r\nErgänzungsvorschlag in § 49a Absatz 3 Satz 2 EnWG:\r\n„[…] hat der Übertragungsnetzbetreiber dem Betreiber technischer Infrastrukturen die notwendigen\r\nMehrkosten für die betrieblichen, organisatorischen und technischen Schutzmaßnahmen\r\neinschließlich der notwendigen, nachgewiesenen Kosten für Unterhaltung und Betrieb, einschließlich\r\nWartung und Instandhaltung und Ersatzinvestitionen […]“\r\n1.1.2 Neuregelung zum Zeitraum der Kostenerstattung\r\nMit der Änderung des § 49a Absatz 3 EnWG soll seitens des Gesetzgebers u.a. dem Umstand\r\nRechnung getragen werden, dass die zwischen den ÜNB und den FNB erforderlichen\r\nVertragsverhandlungen wegen des Dissenses über die Erstattungsdauer nicht zum Abschluss\r\nkommen. Wenngleich der aktuelle Regelungsentwurf eine Abkehr vom branchenübergreifenden\r\nKonsens bedeutet, begrüßt FNB Gas die gesetzgeberische Absicht, mit der vorliegenden Regelung\r\neine allseits akzeptable Neuregelung zu schaffen, welche die rasche Umsetzung der erforderlichen\r\nMaßnahmen ermöglicht.\r\nAnstelle auf den Ablauf des konkreten Jahres 2065 abzustellen (aktuell 41 Jahre und der Rest dieses\r\nJahres) sollte auf einen Zeitraum von 40 Jahren abgestellt werden. Denn einerseits werden die\r\ntatsächlichen Nutzungsdauern angesichts der beabsichtigten klimaneutralen Nach- bzw.\r\nWeiternutzung für den Transport von Wasserstoff über die 40 Jahre hinaus gehen. Andererseits\r\nwürde eine ungerechtfertigte Benachteiligung im Hinblick auf die Kostenerstattung für erforderliche\r\nMaßnahmen erfolgen, die erst durch Sachverhalte in den kommenden Jahren durch die ÜNB\r\nausgelöst werden. Durch die Fixierung auf das Jahr 2065 würde zum Beispiel für eine Maßnahme, die\r\nim Jahr 2032 erforderlich wird, nur noch eine Erstattung für längstens 33 Jahre erfolgen können, was\r\nunbillig ist.\r\nFormulierungsvorschlag in § 49a Absatz 3 Satz 2 EnWG:\r\n„[…] längstens aber bis zum Ablauf des Jahres 2065 für einen Zeitraum von 40 Jahren zu erstatten.“\r\nEine mögliche Alternative wäre, das fixe Enddatum 2065 ausschließlich für die Einmalzahlung\r\nanzusetzen. Falls sich der Betreiber der betroffenen Infrastruktur für die jährliche Abrechnung nach\r\ntatsächlichen Kosten oder vereinbarten Pauschalen entscheidet, wäre kein fixes Enddatum\r\nerforderlich.\r\n4\r\n1.2 Änderung § 49a Absatz 3 Satz 6 EnWG\r\n1.2.1 Einbeziehung von Ersatzinvestitionen im Rahmen der notwendigen Kosten für Unterhaltung\r\nund Betrieb\r\nUm die Konsistenz mit § 49a Absatz 3 Satz 2 EnWG herzustellen, sollte folgende Ergänzung § 49a\r\nAbsatz 3 Satz 6 EnWG vorgenommen werden:\r\n„[…] nachgewiesenen Kosten für Unterhaltung und Betrieb, einschließlich Wartung und\r\nInstandhaltung und Ersatzinvestitionen“\r\nDie Begründung unseres Vorschlags ist Punkt 1.1.1 zu entnehmen.\r\n1.2.2 Regelung zur Mindestbetroffenheit von 35 km Leitungslänge\r\nDie Neuregelung in § 49a Absatz 3 Satz 6 sieht eine Ausnahme vom Grundsatz der Einmalzahlung für\r\njene Infrastrukturbetreiber vor, deren jeweilige Infrastruktur auf einer Gesamtlänge von mindestens\r\n35 Kilometern durch die elektromagnetische Beeinflussung betroffen ist. FNB Gas begrüßt zwar einen\r\noffenbar damit verbundenen Vereinfachungsgedanken auch im Hinblick auf den anzustrebenden\r\nInteressenausgleich zwischen den betroffenen Infrastrukturbetreibern und den ÜNB, allerdings hält\r\nFNB Gas die Gesamtlänge von mindestens 35 Kilometern für unverhältnismäßig, um diesbezüglich ein\r\nausbalanciertes Ergebnis zu erzielen. Von dem Wahlrecht auf eine jährliche Erstattung der Kosten\r\n(anstelle der Einmalzahlung) sind alle Infrastrukturbetreiber ausgeschlossen, deren beeinflusste\r\nInfrastruktur sich zwar aktuell unter dem Schwellenwert von 35 Kilometern befindet, die aber\r\nzukünftig von einer zusätzlichen Beeinflussung betroffen sein können (wenn z.B. zusätzliche\r\nBeeinflussungen nur absehbar sind). Für die Berechnung des Schwellenwerts kann der Zeit-Faktor\r\n(Zeitpunkt der Berechnung) zu unterschiedlichen Ergebnissen führen. Vor diesem Hintergrund und in\r\nAnbetracht der Tatsache, dass es sich um Vereinbarungen mit einer Laufzeit von über 40 Jahren\r\nhandelt, schlägt FNB Gas vor, einen Schwellenwert von mindestens 20 Kilometern festzulegen. So\r\nwürde die Ausnahme vom Grundsatz der Einmalzahlung auch bei Infrastrukturbetreibern greifen, die\r\nzu einem späteren Zeitpunkt von einer „bedeutenden“ Belastung betroffen sein könnten.\r\nDie Begrenzung der Möglichkeit der jährlichen Rechnungslegung auf FNB mit 20 Kilometern\r\nelektromagnetisch beeinflusster Leitungslänge sollte darüber hinaus dahingehend konkretisiert\r\nwerden, dass mit der Gesamtlänge die Beeinflussung des Gesamtnetzes gemeint ist, welches von der\r\nHöherauslastung durch mehrere ÜNB betroffen sein kann.\r\nFormulierungsvorschlag in § 49a Absatz 3 Satz 6:\r\n„Abweichend von Satz 4 kann ein Betreiber technischer Infrastrukturen, die auf einer Gesamtlänge\r\nvon mindestens 35 Kilometern der auf einer Länge von mindestens 20 Kilometern seines gesamten\r\nNetzes als Summe betroffener Leitungsabschnitte von einer elektromagnetischen Beeinflussung\r\nnach Absatz 1 betroffen ist, […]”\r\n1.3 Änderung § 49a Absatz 3 Satz 7 EnWG\r\n§ 49a Absatz 3 Satz 7 sieht als Alternative der jährlichen Abrechnung nach tatsächlichen Kosten die\r\nMöglichkeit vor, dass betroffene Betreiber eine pauschale jährliche Abrechnung vereinbaren können.\r\nAngesichts der langen Vertragslaufzeit ist der Betrag der jährlichen Pauschale an die jährliche\r\nInflationsrate anzupassen.\r\n5\r\nErgänzungsvorschlag in § 49a Absatz 3 Satz 7 EnWG:\r\n„Alternativ können auf Verlangen des betroffenen Betreibers technischer Infrastrukturen auch\r\nangemessene jährliche inflationierte Pauschalen vereinbart werden.“\r\n1.4 Änderung § 49a Absatz 3 Satz 8 EnWG\r\nIn § 49a Absatz 3 Satz 8 EnWG wurde folgende neue Regelung hinzugefügt:\r\n“Die notwendigen Wartungs- und Instandhaltungskosten von Infrastrukturen, die der Regulierung\r\ndurch die Bundesnetzagentur oder die Landesregulierungsbehörden unterliegen, sind ab dem 1.\r\nJanuar 2028 im Rahmen der betriebsnotwendigen Kosten des Betreibers der beeinflussten regulierten\r\nInfrastruktur zugeordnet.”\r\nDiese Änderung ist für FNB Gas inakzeptabel. Sämtliche anderen Regelungen des § 49a Absatz 3\r\nEnWG, die eine Kostenerstattung gegenüber den ÜNB beinhalten, würden nur bis zum Jahr 2027\r\nanzuwenden sein. Darüber hinaus wären die von den ÜNB verursachten Kosten von den FNB selbst\r\nzu tragen. Dies verstößt eklatant gegen das Prinzip der Verursachungsgerechtigkeit, was der\r\nGesetzgeber in der folgenden Textpassage in der Begründung selbst feststellt: „Diese Regelung stellt\r\neine Ausnahme vom rechtlich anerkannten und in § 49a Absatz 3 Satz 2 kodifizierten\r\nVerursacherprinzip mit einem klar begrenzten Anwendungsbereich dar.“ (S. 106).\r\nFerner ist auch die Fristsetzung auf den 1. Januar 2028 nicht nachvollziehbar, da über das Datum\r\nhinaus bis in die frühen 2030er-Jahre mit weiteren Höherauslastungen der ÜNB zu rechnen ist. Auch\r\nim Vergleich zu den nicht regulierten Infrastrukturen stellt diese Regelung eine sachlich nicht\r\nbegründete massive Schlechterstellung der FNB dar.\r\nDeshalb hält FNB Gas eine Streichung dieses Satzes für geboten.\r\n2. Erweiterung des Anwendungsbereiches von § 43b EnWG zum Planfeststellungsbeschluss auf die\r\nErdgas- und Wasserstoffinfrastruktur\r\n§ 43b EnWG erleichtert erheblich die Nutzung von Gutachten, erfassten Daten etc. im\r\nZulassungsverfahren und macht es damit weniger angreifbar. Die Regelung kann einen Beitrag zur\r\nVerfahrenseffizienz leisten, da der Vorhabenträger insb. bei längeren Verfahren nicht Gefahr läuft,\r\nerneut Daten erfassen oder Gutachten etc. aktualisieren zu müssen. Unverständlich ist, dass diese\r\nRegelungen nicht für die Erdgas- und Wasserstoffinfrastruktur zur Anwendung kommen sollen.\r\nFNB Gas setzt sich daher dafür ein, den Anwendungsbereich von § 43b EnWG zu erweitern, um die\r\nErdgas- und Wasserstoffinfrastruktur abzudecken.\r\nFormulierungsvorschlag in § 43b Abs. 1 Nr. 3 neu:\r\n„Bei Vorhaben im Sinne von § 43 Absatz 1 bis 4 6 […]“\r\n6"},"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":"2024-09-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007376","regulatoryProjectTitle":"Höherauslastung von Stromnetzen und ihr Einfluss auf Fernleitungsnetze","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b6/7c/607777/Stellungnahme-Gutachten-SG2508080024.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":"Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V. • Georgenstr. 23 • 10117 Berlin • www.fnb-gas.de\r\nLobbyregister-Nr.: R002747\r\nÜber FNB Gas:\r\nFNB Gas e.V. ist der Zusammenschluss der überregionalen deutschen Fernleitungsnetzbetreiber. Seine Mitglieder betreiben zusammen ein rund 40.000 Kilometer langes Leitungsnetz für den Transport von Erdgas und errichten gemeinsam das rund 9.000 Kilometer lange Wasserstoff-Kernnetz. Die Vereinigung unterstützt ihre Mitglieder bei der Erfüllung ihrer gesetzlichen und regulatorischen Verpflichtungen. Zudem koordiniert sie die integrierte Netzentwicklungsplanung für Gas und Wasserstoff auf der Transportnetzebene. Darüber hinaus tritt die Vereinigung für die aktive Förderung eines sicheren, wirtschaftlichen, umweltgerechten und klimafreundlichen Betriebs der Gastransportinfrastruktur sowie für ihre kontinuierliche Weiterentwicklung an die Bedarfe des zukünftigen Energiesystems ein.\r\nMitglieder der Vereinigung sind die Unternehmen bayernets GmbH, Fluxys TENP GmbH, Ferngas Netzgesellschaft mbH, GASCADE Gastransport GmbH, Gastransport Nord GmbH, Gasunie Deutschland Transport Services GmbH, Natran Deutschland GmbH, Nowega GmbH, ONTRAS Gastransport GmbH, Open Grid Europe GmbH, terranets bw GmbH und Thyssengas GmbH.\r\nFNB Gas - Stellungnahme\r\nzum Referentenentwurf des\r\nBundesministeriums für Wirtschaft und Energie\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts\r\nzur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich, zur\r\nÄnderung weiterer energierechtlicher Vorschriften sowie zur\r\nrechtsförmlichen Bereinigung des Energiewirtschaftsrechts\r\nBerlin, 18. Juli 2025\r\n2\r\nFNB Gas nimmt zum Referentenentwurf für das Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich, zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften sowie zur rechtsförmlichen Bereinigung des Energiewirtschaftsrechts für seine Mitglieder wie folgt Stellung:\r\nFNB Gas begrüßt, dass das BMWE im vorgelegten Referentenentwurf einige bisher fehlende Aspekte aufgreift. Hier ist insbesondere die Aufnahme einer Übergangsregelung zur Haftungsbegrenzung (§ 118 Abs. 2 EnWG-E) zu nennen, um für die Netzbetreiber unkalkulierbare Haftungsrisiken aufgrund der außer Kraft tretenden Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) zu vermeiden, und einer Übergangsregelung für das Zertifizierungsverfahren der Wasserstoffnetzbetreiber (§ 118 Absatz 3 EnWG-E), welche die Gründung des European Network of Network Operators for Hydrogen (ENNOH) unterstützt.\r\nFNB Gas unterstützt auch die Aufnahme einer Übergangsregelung in § 118 Absatz 4 wonach Netzanschlussbegehren, die bis zum Ende des Jahres gestellt werden, weiterhin nach den Regelungen des § 33 Absatz 1 bis 9 der mit Ablauf des 31. Dezember 2025 außer Kraft tretenden Gasnetzzugangsverordnung (Gas-NZV) behandelt werden, auch wenn der Anschluss der Anlage bis zum Jahresende nicht erfolgt sein sollte.\r\nFerner begrüßt FNB Gas ausdrücklich die Bestrebungen, im Rahmen der aktuellen EnWG-Novelle u.a. den sicheren und zuverlässigen Betrieb des Übertragungsnetzes (Strom) zu gewährleisten und die Versorgungssicherheit nachhaltig zu sichern. Die vorgesehenen Anpassungen am § 49a EnWG bieten eine wichtige Weiterentwicklung der Regelungen zur Abrechnung der Kosten von Schutz- und Sicherungsmaßnahmen, in Zusammenhang mit der Höherauslastung der Übertragungsnetze.\r\nBesonders hervorzuheben sind die Änderungen an § 49a EnWG, die eine präzisere Verteilung und Abrechnung der Kosten im Rahmen der dauerhaften Höherauslastung des Übertragungsnetzes ermöglichen. Zu begrüßen ist hierbei besonders die Öffnung der in § 49a EnWG enthaltenen Regelungen hinsichtlich der Art der Zahlung bei der Kostentragungspflicht der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB). Betreiber betroffener Infrastruktur haben nun die Wahl, neben einer Einmalzahlung auch jährliche Nachweise basierend auf tatsächlichen Kosten oder Pauschalen zu erbringen.\r\nFNB Gas unterstützt diese Maßnahmen, da sie sowohl zur Stabilität des Netzes als auch zur gerechten Lastenverteilung beitragen und somit die Grundlage für eine sichere und effiziente Energiewende schaffen.\r\nAllerdings bleiben einige Regelungsinhalte im Referentenentwurf offen oder unvollständig gelöst. FNB Gas schlägt folgende konkrete Änderungen am Energiewirtschaftsgesetz vor:\r\n1. Beschleunigte Umsetzung von Schutz- und Sicherungsmaßnahmen - § 49c EnWG\r\nDie durch § 49c EnWG im damaligen Gesetzgebungsprozess beabsichtigte beschleunigte Umsetzung von Schutz- und Sicherungsmaßnahem hat sich nicht in die Praxis realisiert. Weder ist ersichtlich, dass die zuständigen Behörden Genehmigungen entsprechend § 49c Absatz 4 EnWG beschleunigt bearbeiten, noch genügt lediglich die Duldung nur von Vorarbeiten nach § 49c Absatz 5 EnWG. Hier wäre eine Nachschärfung zur schnelleren Umsetzung der technischen Schutzmaßnahmen für die Höherauslastung der Stromnetze wünschenswert. Hierzu sollte nachstehender Absatz 2a in § 49c EnWG ergänzt werden:\r\n3\r\n„(2a) Erforderliche Schutz- und Sicherungsmaßnahmen stellen in der Regel keinen erheblichen Eingriff gemäß § 14 BNatSchG dar. Eingriffe, die einer artenschutzrechtlichen Ausnahme oder einer Befreiung bedürfen, müssen nur einer speziellen artenschutzrechtlichen Prüfung (Stufe I) anhand vorhandener Datengrundlagen beziehungsweise anhand der Biotopstrukturen (sog. Potentialabschätzung) unterzogen werden.“\r\nsowie Absatz 5 neu formuliert werden:\r\n(5) Die Schutz- und Sicherungsmaßnahmen der Betreiber technischer Infrastrukturen sind soweit möglich im Schutzstreifen der eigenen Infrastruktur umzusetzen. Ist die Umsetzung dieser außerhalb des Schutzstreifens erforderlich, haben Eigentümer und sonstige Nutzungsberechtigte die erforderlichen Schutz- und Sicherungsmaßnahmen und die dazu erforderlichen Vorarbeiten durch den Betreiber technischer Infrastrukturen oder von ihm Beauftragte zu dulden. Im Übrigen gilt § 44 Abs. 2 bis 4 entsprechend. Für den Fall, dass eine einvernehmliche Regelung über erforderliche dingliche Sicherungen zwischen den Betroffenen und dem Betreiber technischer Infrastrukturen zu angemessenen Bedingungen nicht zustande kommt, sind diese nach den jeweiligen Landesenteignungs- und -entschädigungsgesetzen beizubringen.\r\n2. Planfeststellung - § 43 Abs. 2 Satz 1 EnWG\r\nFNB Gas regt an, nach der neuen Nummer 11 eine neue Nummer 12 einzufügen, mit der Gasversorgungsleitungen, welche wegen ihres Durchmessers ≤ 300 mm nicht der Planfeststellung nach § 43 Absatz 1 Satz 1 Nr. 5 EnWG unterliegen, einer fakultativen Planfeststellung unterzogen werden können. Damit würde für Gasversorgungsleitungen eine Regelungslücke geschlossen, die bislang in der Praxis regelmäßig Projektverzögerungen bedingt, da außerhalb des Planfeststellungsverfahrens die Trassierung weitestgehend im Belieben der Privatbetroffenen steht, die sowohl mit der Trassenführung als auch der Dienstbarkeitsentschädigungshöhe einverstanden sein müssen. Im Wasserstoffsektor hatte der Gesetzgeber den Regelungsbedarf erkannt und für Wasserstoffleitungen mit einem Durchmesser ≤ 300 mm die fakultative Planfeststellung bereits ermöglicht (§ 43l Abs. 3 EnWG).\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 43 Abs. 2 EnWG sollte um nachfolgende Nr. 12 ergänzt werden:\r\n(12) Gasversorgungsleitungen mit einem Durchmesser von 300 Millimeter oder weniger\r\n3. Erhöhung der Verfahrenseffizienz durch Erweiterung des Anwendungsbereiches von § 43b EnWG zum Planfeststellungsbeschluss auf die Erdgas- und Wasserstoffinfrastruktur\r\n§ 43b EnWG erleichtert erheblich die Nutzung von Gutachten, erfassten Daten etc. im Zulassungsverfahren und macht es damit weniger angreifbar. Die Regelung kann einen Beitrag zur Verfahrenseffizienz leisten, da der Vorhabenträger insb. bei längeren Verfahren nicht Gefahr läuft,\r\n4\r\nerneut Daten erfassen oder Gutachten etc. aktualisieren zu müssen. Unverständlich ist, dass diese Regelungen nicht für die Erdgas- und Wasserstoffinfrastruktur zur Anwendung kommen sollen.\r\nFNB Gas setzt sich daher dafür ein, den Anwendungsbereich von § 43b EnWG zu erweitern, um die Erdgas- und Wasserstoffinfrastruktur (Einbeziehung der Ziffern 5 und 6 aus § 43 Abs. 1 Satz 1) abzudecken.\r\nFormulierungsvorschlag in § 43b Absatz 4 EnWG-E neu:\r\nBei einem Vorhaben im Sinne des § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 bis 6 [...],\r\nIm Rahmen der Gesetzesbegründung solle dabei der deklaratorische Hinweis aufgenommen werden, dass durch die Inbezugnahme der Nummer 5 die Neuregelung i.V.m. § 43l Absatz 1 EnWG für Wasserstoffleitungen gleichfalls zur Anwendung kommt.\r\n4. Effizienter Rechtsschutz der Netzbetreiber in der Regulierung (§ 75 EnWG)\r\nFNB Gas hält die Aufnahme einer Regelung zum effizienten Rechtsschutz der Netzbetreiber in der Regulierung in das EnWG für dringend erforderlich.\r\nDie BNetzA setzt mit ihren neuen Entscheidungsformen der Rahmen- und Methodenfestlegungen einen Rechtsrahmen in der Entgeltregulierung, der nach rechtstaatlichen Grundsätzen und grundrechtlich verbrieften Freiheiten gerichtlich vollständig überprüfbar sein muss. Insbesondere müssen alle behördlichen Entscheidungen einer gerichtlichen Kontrolle unterliegen, entweder unmittelbar oder mittelbar im Wege der Inzidentkontrolle.\r\nDer BDEW schlägt eine Ergänzung des § 75 Abs. 1 EnWG vor, wonach eine solche Inzidentkontrolle ausdrücklich ermöglicht wird. Dieser Forderung schließt sich FNB Gas ausdrücklich an. Angesichts der bevorstehenden und zum Teil noch in diesem Jahr in Kraft tretenden BNetzA-Festlegungen im Rahmen des sog. „NEST-Prozesses“ muss eine solche Regelung noch in diesem Gesetzesentwurf aufgenommen werden. Anderenfalls steht zu befürchten, dass sich zahlreiche regulierte Netzbetreiber allein zur Wahrung ihrer Rechtsposition gezwungen sehen, die Rahmen- und Methodenfestlegungen gerichtlich anzufechten, statt sich auf die individuellen Festlegungen konzentrieren zu können, die auf Basis der Rahmen- und Methodenfestlegungen erlassen werden. Der Vorbehalt einer möglichen Inzidentkontrolle ebnet den Weg hin zu einer effizienten und ökonomischen, gerichtlichen Kontrolle.\r\n5. Schutz der kritischen Infrastruktur erhöhen durch Aufhebung von Regelungen zur weitergehenden Veröffentlichung von Netzdaten in § 111g EnWG\r\nDie Sicherheitslage in Europa und Welt hat sich in den vergangenen Monaten und Jahren deutlich verändert bzw. verschärft. Als Betreiber kritischer Infrastrukturen (Gas und Wasserstoff) regen wir an,\r\n5\r\ndie bestehenden Regelungen bezüglich Transparenz vor dem Hintergrund der neuen Sicherheitslage zu überprüfen und daran anzupassen.\r\nIn § 111g EnWG ist das Betreiben einer nationalen Transparenzplattform – auf welcher der Öffentlichkeit jederzeit aktuelle energiewirtschaftliche Daten zur Verfügung gestellt werden – seitens der BNetzA spätestens ab dem 29.12.2026 vorgesehen. Hierzu soll die BNetzA berechtigt sein, von den Marktakteuren Bewegungsdaten zu erheben und die erhobenen Bewegungsdaten auf der nationalen Transparenzplattform zu veröffentlichen.\r\nDie Idee der Transparenzplattform zur Einbindung der Öffentlichkeit in die Transformation des Energiesektors ist grundsätzlich zu begrüßen. Allerdings wird vor dem Hintergrund der aktuellen Sicherheitslage der Schutz der kritischen Infrastruktur gleichzeitig herausfordernder und immer wichtiger. In diesem Zusammenhang stellt die Veröffentlichung von Stamm- und Bewegungsdaten, insbesondere wenn auf unterschiedlichen Plattformen veröffentlichte Stamm- und Bewegungsdaten zusammengeführt und kombiniert werden, ein nicht zu unterschätzendes Sicherheitsrisiko dar (Stichworte „Data Mining“ und „Data Engineering“).\r\nAus diesem Grund empfiehlt FNB Gas, in § 111g EnWG die Regelungen in Abs. 1 S. 4, Abs. 1 S. 5, Abs. 2 sowie Abs. 3 zu streichen, in denen es um die Veröffentlichung von Daten geht.\r\nIn den §§ 111e und 111f EnWG sind außerdem Regelungen zum Marktstammdatenregister, welches durch die BNetzA zu betreiben ist, enthalten. Vor dem zuvor beschriebenen Hintergrund sollten auch diese Regelungen bezüglich der Veröffentlichung der erhobenen Daten in § 111e EnWG in Abs. 1 S. 2 Nr. 3 und Abs. 6 S. 2 sowie in § 111f EnWG in Nr. 9 gestrichen werden.\r\n6. Biogasumlage laut Übergangsregelung § 118 Abs. 4 EnWG-E\r\nFNB Gas hält die Aufnahme einer weiteren klarstellenden Regelung für notwendig, mit der zum Ausdruck kommt, dass auch solche Kosten des Netzbetreibers, die infolge des neuen § 118 Abs. 4 EnWG-E ab dem 1. Januar 2026 für den Netzanschluss entstehen, auch gemäß § 20b GasNEV gewälzt werden können. § 20b GasNEV, der die Biogas-Kostenwälzung regelt, verweist diesbezüglich lediglich auf die GasNZV, die mit dem Ablauf des Jahres 2025 außer Kraft tritt, so dass dieser Verweis in Leere liefe."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007377","regulatoryProjectTitle":"Umsetzung des EU-Gas-/H2-Binnenmarktpaketes in nationales Recht","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/1d/fb/319049/Stellungnahme-Gutachten-SG2406140081.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":"vielen Dank nochmal für das Gespräch zum H2-Zertifizierungsprozess am vergangenen Freitag! Wie besprochen haben wir im FNB Gas die verschiedenen Varianten zum Beginn des Zertifizierungsprozesses als Voraussetzung für die Mitgliedschaft beim zu gründenden ENNOH angeschaut. Aufgrund der relativ kurzen Frist konnten wir uns leider nicht im Detail mit allen rechtlichen Voraussetzungen befassen, weshalb ich Sie bitte, diese Rückmeldung als indikativ und vorläufig zu verstehen. Wir können gerne in den kommenden Wochen einen umfassenderen Vorschlag nachliefern, sofern dies von Ihnen gewünscht wird.\r\n\r\nAus unserer Sicht wäre eine vorgezogene Umsetzung des Zertifizierungsprozesses im EnWG die zu präferierende Lösung. Denkbar wäre eine Erweiterung der in §4ff EnWG vorgesehenen Regelungen zum Zertifizierungsprozess auf Wasserstofftransportnetzbetreiber. Dabei sollte eine bereits vorhandene Zertifizierung des Unternehmens als Fernleitungsnetzbetreiber gem. § 4a EnWG als Voraussetzung genügen. Handelt es sich bei dem Unternehmen um eine Tochter- oder Enkelgesellschaft des Fernleitungsnetzbetreibers gehört dieses entflechtungsrechtlich zu diesem, so dass auch in diesem Fall die Zertifizierung des Fernleitungsnetzbetreibers als Voraussetzung für das Zertifizierungsverfahren des Unternehmens genügt. Dies ist sachgerecht, da die Entflechtungsvorschriften für Wasserstofftransportnetzbetreiber in der Richtlinie denen für Erdgasfernleitungsnetzbetreiber entsprechen. Sofern die Entflechtungsvoraussetzungen auf der Ebene des Fernleitungsnetzbetreibers gegenüber dem vertikal integrierten Unternehmen gewahrt sind, werden sie auch bei einem als Tochter oder Enkelin des beherrschenden Fernleitungsnetzbetreibers organisierten Wasserstofftransportnetzbetreiber gewahrt sein. Sofern ein Fernleitungsnetzbetreiber oder eine als Tochter oder Enkelin des beherrschenden Fernleitungsnetzbetreibers aufgestellte Gesellschaft die Zertifizierung als Wasserstofftransportnetzbetreiber beantragt, sollte daher genügen, dass der sie beherrschende Fernleitungsnetzbetreiber eine Zertifizierung nach § 4a EnWG besitzt. Die Pflicht zur horizontalen Entflechtung nach Art. 69 der Richtlinie würde ohne Ausnahme zudem erst ab Sommer 2026 (2 Jahre nach Inkrafttreten) greifen. Die für die Ausnahme erforderliche Kosten-Nutzen-Analyse könnte somit auch nach der Umsetzung der Regelungen zum Zertifizierungsprozess erfolgen. Über diese Variante würde eine rechtlich saubere Lösung erreicht, die der BNetzA eine entsprechende Rechtsgrundlage für ihr Tätigwerden bietet und den Unternehmen von Beginn an eine Vollmitgliedschaft bei ENNOH erlaubt.\r\n\r\nSollte diese Lösung aus zeitlichen Gründen nicht machbar sein, wäre aus unserer Sicht die zweitbeste Lösung eine Antragstellung vor nationaler Umsetzung des Zertifizierungsverfahrens ohne Ablehnung durch die BNetzA. Die Kernnetzbetreiber stellen einen Antrag auf Zertifizierung als Wasserstofftransportnetzbetreiber bei der Bundesnetzagentur vor nationaler Umsetzung. Art. 57 Abs. 3 VO verlangt nicht, dass das Zertifizierungsverfahren abgeschlossen sein muss, es muss lediglich begonnen sein und die nationale Behörde sollte den Antrag nicht ablehnen. Gemäß §§ 9, 22 VwVfG kann eine Behörde nach pflichtgemäßem Ermessen entscheiden, ob sie ein Verwaltungsverfahren (hier Zertifizierung) durchführt („Vorbereitung des Erlasses eines Verwaltungsaktes“). Ein Ausschlussgrund nach § 22 Satz S. 2 VwVfG greift nicht. Die Regelungen aus Art. 71ff der RL, die ein Tätigwerden von Amts wegen oder auf Antrag vorschreiben und hierfür Voraussetzungen aufstellen, greifen erst ab Erreichen der Umsetzungsfrist Mitte 2026. Aus Art. 71 Abs. 5 ergibt sich nichts anderes. Diese Regelung, die eine Zertifizierungsentscheidung 100 Arbeitstrage nach Antragseinreichung fingiert, entfaltet ebenfalls erst ab Erreichen der Umsetzungsfrist unmittelbare Wirkung im nationalen Recht.\r\nMit freundlichen Grüßen\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":"2024-06-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007377","regulatoryProjectTitle":"Umsetzung des EU-Gas-/H2-Binnenmarktpaketes in nationales Recht","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/5d/35/339062/Stellungnahme-Gutachten-SG2406270185.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":"Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V. • Georgenstr. 23 • 10117 Berlin • www.fnb-gas.de Lobbyregister-\r\nNr.: R002747\r\nÜber FNB Gas:\r\nDie Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V. (FNB Gas) mit Sitz in Berlin ist der 2012 gegründete Zusammenschluss der deutschen Fernleitungsnetzbetreiber, also der großen überregionalen und grenzüberschreitenden Gastransportunternehmen. Ein inhaltlicher Schwerpunkt der Vereinigung ist die Netzentwicklungsplanung für Gas und Wasserstoff auf der Transportebene.\r\nMitglieder der Vereinigung sind die Unternehmen bayernets GmbH, Fluxys TENP GmbH, Ferngas Netzgesellschaft mbH, GASCADE Gastransport GmbH, Gastransport Nord GmbH, Gasunie Deutschland Transport Services GmbH, GRTgaz Deutschland GmbH, Nowega GmbH, ONTRAS Gastransport GmbH, Open Grid Europe GmbH, terranets bw GmbH und Thyssengas GmbH. Sie betreiben zusammen ein rund 40.000 Kilometer langes Leitungsnetz.\r\nFNB Gas - Hinweispapier\r\nan das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz\r\nzur Umsetzung der Richtlinie des EU-Gas/H2-Marktpaketes in nationales Recht\r\nBerlin, 15.05.2024\r\nSeite 2 von 9\r\nEinleitung\r\nMit dem EU-Gas/H2-Marktpaket tritt voraussichtlich in wenigen Wochen ein wichtiges und wegweisendes Gesetzespaket in Kraft. Die Richtlinie über gemeinsame Vorschriften für die Binnenmärkte für erneuerbares Gas, Erdgas und Wasserstoff, zur Änderung der Richtlinie (EU) 2023/1791 und zur Aufhebung der Richtlinie 2009/73/EG (Neufassung) sieht Neuregelungen in verschiedenen Bereichen vor, die nun in nationales Recht in Deutschland umgesetzt werden sollen. Aufgrund der Bedeutung und Tragweite der Bestimmungen auf EU-Ebene ist eine sinnvolle, effektive und zeitnahe Umsetzung der Richtlinie in nationales Recht in Deutschland umso wichtiger.\r\nFNB Gas hält die Umsetzung einiger zentraler Punkte der Richtlinie für besonders wichtig. Dieses Hinweispapier listet im Folgenden diese zentralen Punkte auf, identifiziert Knackpunkte und macht Vorschläge zur weiteren Lösung der Aspekte bei der Umsetzung in nationales Recht. Wir bedanken uns für die Initiative des BMWK und die Möglichkeit, unseren Standpunkt mit Ihnen zu teilen.\r\nHinweise zu einzelnen Themen\r\n1. Horizontales Unbundling: Gesellschaftsrechtliche Entflechtung (Bezug: Art. 69)\r\nArt. 69 Abs. 1 Gas- und Wasserstoff-Richtlinie sieht eine rechtliche Trennung auf horizontaler Ebene zwischen Wasserstoffnetzbetreibern und Netzbetreibern für Strom und/oder Gas innerhalb einer Unternehmensgruppe vor. Mitgliedsstaaten können jedoch nach Abs. 2 des Artikels auf Grundlage einer öffentlich zugänglichen positiven Kosten-Nutzen-Analyse und einer positiven Bewertung durch die Regulierungsbehörde Ausnahmen von dieser Vorgabe erteilen.\r\nEs sprechen gewichtige Argumente für die Erteilung einer entsprechenden Ausnahme:\r\n• Die gewünschte Kostentrennung zwischen Gas- und Wasserstoffnetzbetrieb würde vollständig über die bereits in Art. 75 Gas- und Wasserstoff-Richtlinie vorgeschriebene buchhalterische Entflechtung sichergestellt. Dies wird in der Gas- und Wasserstoff-Richtlinie flankiert durch weitreichende regulatorische Aufsicht und Transparenzvorgaben an die Netzbetreiber. Ein Mehrwert einer zusätzlichen rechtlichen Entflechtung ist nicht erkennbar.\r\n• Die Gründung einer neuen Gesellschaft sowie die durch die Entflechtungsvorgaben vorgesehene Übertragung von Eigentumstiteln an den jeweiligen Leitungen wäre bürokratisch aufwändig sowie kosten- und zeitintensiv. Der Prozess würde entsprechend zu einer Verzögerung bei der\r\nSeite 3 von 9\r\nRealisierung des Wasserstoffnetzes sowie zu Mehrkosten bei den Netznutzern führen.\r\n• Durch eine rechtliche Trennung auf horizontaler Ebene würden die bestehenden Gasnetzbetreiber faktisch zu einer Art „Bad Bank“, die das abnehmende Transportgeschäft für Erdgas abwickelt, während des Transportgeschäft für Wasserstoff davon getrennt würde. Den Unternehmen würden dadurch die Chance genommen, ihr Geschäftsmodell neu und nachhaltig auszurichten. Zudem ist es sehr wahrscheinlich, dass es den Gasnetzbetreibern zukünftig noch schwerer fallen würde, das erforderliche Fachpersonal am Arbeitsmarkt zu bekommen.\r\n• Es gibt bereits heute in mehreren Mitgliedsstaaten eine Vielzahl von Netzbetreibern auf Fern- und Verteilernetzebene, die innerhalb einer Gesellschaft sowohl Strom- als auch Gasleitungen besitzen und betreiben. Es ist den Fernleitungsnetzbetreibern nicht bekannt, dass in den vergangenen Jahren seitens der EU-Kommission oder nationaler Regulierungsbehörden ein Problem darin erkannt wurde, dass diese Geschäftsfelder nicht rechtlich voneinander getrennt sind. Auch in diesen Fällen erfolgt eine Trennung der Kosten über separate Konten und regulatorische Aufsicht. Es erschließt sich nicht, warum dies nicht auch für den Betrieb von Wasserstoffnetzen gelten sollte, zumal Gasfernleitungsbetrieb und der Betrieb von Wasserstoffnetzen allein auf der Netzbetriebsebene stattfinden, so dass der von den Entflechtungsregeln vorrangig auch angestrebte Schutzzweck der Unabhängigkeit des Netzbetriebes von Erzeugung und Versorgung bei Absehen von einer gesellschaftsrechtlichen Trennung nicht beeinträchtigt wird.\r\n• Eine gesellschaftsrechtliche Trennung und die damit einhergehende Notwendigkeit zur Übertragung von Vermögensgegenständen kann steuerliche Problematiken und Bürokratie bei der Übertragung von Leitungs- und Wegerechten zwischen den Gesellschaften ergeben. Eine steuerneutrale Übertragung von Assets auf eine neue Gesellschaft ist grds. nur unter sehr strikten Bedingungen möglich, die den Spielraum der Netzbetreiber bei der gesellschaftsrechtlichen Gestaltung ohne entflechtungsrechtliche Zielsetzung unnötig einschränken. Bei der Übertragung von Assets (z.B. Netzen) zwischen zwei Rechtsträgern können ertragsteuerlich stille Reserven aufgedeckt werden und es somit zu einer beträchtlichen Steuerlast für die Netzbetreiber kommen. Darüber hinaus werden mit den übertragenen Netzen auch Grund und Boden mitübertragen (z.B. Verdichterstationen), was zu einer Grunderwerbsteuerlast führen kann (5% des Verkehrswerts der Immobilie im Bundesdurchschnitt). Die entsprechenden Mehrkosten gingen zu Lasten der Netznutzer.\r\nArt. 69 Abs. 2 lässt nach unserem Verständnis eine branchenweite Kosten-Nutzen-Analyse sowie Bewertung durch die Regulierungsbehörde in dem jeweiligen Mitgliedstaat zu. Eine Prüfung müsste demnach nicht zwingend\r\nSeite 4 von 9\r\nunternehmensindividuell erfolgen. Um den Netzbetreibern gleiche Voraussetzungen zu bieten, sollte eine deutschlandweite für alle Wasserstofffernleitungsnetzbetreiber geltende gesetzliche Ausnahme von der horizontalen Entflechtung vorgesehen werden.\r\n2. Vertikales Unbundling, genauere Ausgestaltung des horizontalen Unbundlings (Bezug: Art. 68 Abs. 4)\r\nArt. 68 Abs. 1 Gas- und Wasserstoff-Richtlinie postuliert für alle zukünftigen Wasserstofffernleitungsnetzbetreiber, ohne Rücksicht auf das bestehende Entflechtungsmodell des verbundenen Fernleitungsnetzbetreibers, grds. das Erfordernis der eigentumsrechtlichen Entflechtung nach Art. 60 Gas- und Wasserstoff-Richtlinie. Es werden von Art. 60 Gas- und Wasserstoff-Richtlinie Ausnahmen ermöglicht, die gem. Art. 68 Abs. 3 Gas- und Wasserstoff-Richtlinie die Einrichtung des Wasserstofffernleitungsnetzbetreibers als sog. ISO oder gem. Art. 68 Abs. 4 Gas- und Wasserstoff-Richtlinie die Einrichtung des Wasserstofffernleitungsnetzbetreibers als sog. ITO vorsehen.\r\nArt. 68 Abs. 4 Gas- und Wasserstoff-Richtlinie legt die Voraussetzungen für die Bestimmung eines „integrated hydrogen transmission network operators“ fest, was dem Entflechtungsmodell des „independent transmission operators“ (ITO) des Gassektors entspricht. Im letzten Satz des ersten Unterabsatzes wird entsprechend darauf verwiesen, dass der betroffene Wasserstoffnetzbetreiber in Übereinstimmung mit den Regelungen des Bereichs 3 des Kapitels IX entflochten sein muss. In diesem Bereich 3 sind sämtliche Regelungen zur Sicherstellung der Unabhängigkeit eines ITOs definiert, unter anderem auch Regelungen zur personellen Unabhängigkeit und zum Ausschluss von Dienstleistungen zwischen dem Netzbetreiber und dem Rest des vertikal integrierten Unternehmens.\r\nIm Rahmen der Regelung zur horizontalen Entflechtung betont die Gas- und Wasserstoff-Richtlinie die Vorteile von Synergien aus dem gemeinsamen Betrieb von Gas-, Strom- und Wasserstoffnetzen durch die gemeinsame Nutzung von Ressourcen. Entsprechend ist im Erwägungsgrund 83 der Gas- und Wasserstoff-Richtlinie beschrieben, dass „die Schaffung eines Tochterunternehmens oder einer separaten Rechtsperson innerhalb der Konzernstruktur eines Erdgasfernleitungs- oder Verteilernetzbetreibers als ausreichend angesehen“ werden sollte, „ohne dass eine funktionelle Entflechtung der Unternehmensführung oder eine Trennung von Unternehmensleitung oder Personal vorgenommen werden muss. Somit sollte Transparenz in Bezug auf die Kosten und die Finanzierung regulierter Tätigkeiten erreicht werden, ohne dabei die Synergien und Kostenvorteile zu verlieren, die sich aus dem Betrieb mehrerer Netze ergeben könnten.“\r\nDer klare Regelungswille des Richtliniengebers ist somit die Einhaltung der strengen Unabhängigkeitsvorgaben zwischen dem Wasserstoffnetzbetreiber und dem wettbewerblichen Teil des vertikal-integrierten Unternehmens, nicht jedoch unter\r\nSeite 5 von 9\r\nverschiedenen Netzbetreibern der Unternehmensgruppe. Im Rahmen der Umsetzung der Gas- und Wasserstoff-Richtlinie ist darauf zu achten, dass neue Entflechtungsvorgaben nicht dazu führen, dass die Nutzung von Synergien durch den gemeinsamen Netzbetrieb verhindert oder erschwert wird. Die nationalen Entflechtungsregeln können und sollten im Einklang mit der Richtlinie derart umgesetzt werden, dass doppelte Strukturen bei Erdgasfernleitungsnetzbetreiber und Wasserstofffernleitungsnetzbetreiber verhindert werden und beide Netzbetreiber gleichermaßen auf die beim Fernleitungsnetzbetreiber etablierte Unternehmensorganisation zurückgreifen können – vorbehaltlich der Einhaltung gesellschaftsrechtlicher (sofern nicht von der Ausnahme des Art. 69 Abs. 2 Gas- und Wasserstoff-Richtlinie Gebrauch gemacht wurde) und buchhalterischer Entflechtung. Insbesondere sollte die Umsetzung in nationales Recht einen Gestaltungsspielraum für die Nutzung von Synergien durch Dienstleistungsbeziehungen, beispielsweise durch die Auslagerung der Betriebsführung des Wasserstofffernleitungsnetzbetreibers an den Erdgasfernleitungsnetzbetreiber, und Einräumung von Nutzungsrechten, beispielsweise durch Pacht, zwischen Erdgasfernleitungsnetzbetreiber und Wasserstofffernleitungsnetzbetreiber einräumen. Dies vermeidet Kosten für aufwendige, aber dem Schutzzweck der Entflechtung nicht dienende Neustrukturierungen und, sofern nicht gleichzeitig für Vorgaben zur Steuerneutralität vergleichbar dem § 6 Abs. 2 und 3 EnWG Sorge getragen wird, Kosten durch steuerpflichtige Übertragungen, die schlussendlich in Form von höheren Netzentgelten zu Lasten der Verbraucher gehen würden. Der Wortlaut des Art. 68 Abs.1 Gas- und Wasserstoff-Richtlinie stützt diese Ausgestaltung, indem der Normgeber durch die Verwendung des Wortes „zumindest“ sowie gestützt durch den Erwägungsgrund 83 zum Ausdruck bringt, an die horizontale Entflechtung keine höheren Anforderungen stellen zu wollen als allein die gesellschaftsrechtliche Trennung der beiden Netzbetriebsaktivitäten.\r\nNach dem reinen Wortlaut des Art. 68 Abs. 4 erster Unterabsatz Gas- und Wasserstoff-Richtlinie richtet sich der Anwendungsbefehl zur Einrichtung des Wasserstofffernleitungsnetzbetreibers als ITO ausnahmslos an alle Erdgasfernleitungsnetzbetreiber, also auch an solche, die nach Art. 60 Gas- und Wasserstoff-Richtlinie eigentumsrechtlich entflochten sind und nicht auf dem Gebiet der Wasserstoffgewinnung und Wasserstoffversorgung tätig sind, obwohl der Schutzzweck der Entflechtung mangels Verflechtung zu einem Erzeugungs- oder Versorgungsunternehmen bei dieser Unternehmensorganisation nicht tangiert wird. Eine entsprechend eindeutige, differenzierte Formulierung bei der Umsetzung des Art. 68 Abs. 4 erster Unterabsatz in die nationale Gesetzgebung ist daher geboten, die keinen Zweifel daran lässt, dass der Wasserstofffernleitungsnetzbetreiber eines eigentumsrechtlich entflochtenen Erdgasfernleitungsnetzbetreibers die Anforderungen nach Art. 68 Abs. 1 Gas- und Wasserstoff-Richtlinie gleichermaßen erfüllt, so dass der Ausnahmetatbestand gem. Abs. 4 erster Unterabsatz auf diesen keine Anwendung findet und keine Pflicht des eigentumsrechtlich entflochtenen Fernleitungsnetzbetreibers besteht, einen verbundenen Wasserstofffernleitungsnetzbetreiber als ITO gründen zu müssen. Diese Auslegung stützt Erwägungsgrund 81, der – im Gegensatz zum Wortlaut des Art. 68 Abs. 4 Gas- und Wasserstoff-Richtlinie – eindeutig postuliert, dass das alternative\r\nSeite 6 von 9\r\nEntflechtungsmodell des integrierten Wasserstofffernleitungsnetzbetreibers für Fernleitungsnetzbetreiber im Erdgassektor, die unter das Entflechtungsmodell des unabhängigen Fernleitungsnetzbetreibers fallen, von dem Mitgliedstaat in Betracht zu ziehen ist.\r\n3. Zertifizierung (Bezug: Art. 71)\r\nGemäß Art. 71 Gas- und Wasserstoff-Richtlinie ist für Wasserstofffernleitungsnetzbetreiber ein Zertifizierungsprozess anlog der Regelungen für Fernleitungsnetzbetreiber für Gas vorgesehen. Im Rahmen der Zertifizierung müssen die Netzbetreiber darlegen, dass sie die Vorgaben zur Entflechtung aus den Artikeln 60 bis 68 Gas- und Wasserstoff-Richtlinie einhalten. Sofern bestehende Fernleitungsnetzbetreiber einen Antrag auf Zertifizierung als Wasserstofffernleitungsnetzbetreiber stellen (entweder selbst oder für ein rechtlich-getrenntes Unternehmen innerhalb der Unternehmensgruppe) ist davon auszugehen, dass diese die Vorgaben zur Entflechtung erfüllen. Dies wird gestützt durch Erwägungsgrund 81 der Gas- und Wasserstoff-Richtlinie, wonach Fernleitungsnetzbetreiber im Erdgassektor, für die eine Ausnahme gemäß der Gas- und Wasserstoff-Richtlinie gilt, für die Zwecke der Feststellung, ob sie für die Verwendung des Modells des integrierten Wasserstoffnetzbetreibers in Betracht kommen, als zertifiziert gelten sollten. Erst recht sollte diese Fiktion auch für die nach Art. 60 Gas- und Wasserstoff-Richtlinie als eigentumsrechtlich entflochten zertifizierten Fernleitungsnetzbetreiber gelten, die nicht von einem Ausnahmetatbestand der Gas- und Wasserstoff-Richtlinie Gebrauch machen. Der Zertifizierungsprozess sollte für diese Unternehmen daher möglichst schnell und einfach durchgeführt werden und sich in erster Linie auf die speziell für Wasserstoff relevanten Aspekte der Prüfung fokussieren. Der nationale Gesetzgeber bzw. die Regulierungsbehörde hat insoweit mangels verbindlicher Vorgaben der Gas- und Wasserstoff-Richtlinie ausreichend eigenen Spielraum, um die Verfahrensvoraussetzungen festzulegen.\r\nEine konkrete Problematik in Bezug auf die Zertifizierung ergibt sich aus Art. 57 Gas-Verordnung. Dieser regelt die Gründung des Europäischen Netzwerks der Wasserstoffnetzbetreiber (ENNOH). Nach Absatz 3 können Wasserstoffnetzbetreiber Mitglied bei ENNOH werden, sobald diese den Zertifizierungsprozess begonnen haben. Da die Gründung von ENNOH nach aktueller Planung der beteiligten Unternehmen für das Frühjahr 2025 geplant ist, ist der Beginn des Zertifizierungsprozesses entsprechend bis zu diesem Zeitpunkt erforderlich, um eine Gründungsmitgliedschaft der deutschen Netzbetreiber sicher gewährleisten zu können. ENNOH wird nach Gründung unmittelbar die Zuständigkeit für die Wasserstoffnetzplanung auf europäischer Ebene übernehmen und somit über den TYNDP auch für die erste Vorauswahl von Projekten, die über einen möglichen PCI-Status Zugang zu europäischen Fördermitteln erhalten können, entscheiden. Es ist daher für die Unternehmen und auch den deutschen Wasserstoffmarkt elementar, dass die deutschen Wasserstoffnetzbetreiber an diesem Prozess von Beginn an als vollwertiges Mitglied von ENNOH mitwirken können. Eine bloße assoziierte\r\nSeite 7 von 9\r\nPartnerschaft nach Art. 57 Abs. 5 Gas- und Wasserstoff-Richtlinie ist weder im Interesse der betroffenen Unternehmen noch kann es im Interesse des BMWK oder der BNetzA sein, weil sonst aufgrund fehlender Stimmrechte keine Einflussnahme auf die Entscheidungen bei ENNOH gegeben ist. Da eine rechtliche Umsetzung der Vorgaben aus der Gas- und Wasserstoff-Richtlinie bis zum Beginn des kommenden Jahres unwahrscheinlich ist, bedarf es eines gemeinsamen Verständnisses zwischen dem BMWK, der Bundesnetzagentur und der betroffenen Unternehmen über die Formalitäten des Zertifizierungsprozesses. Eine Ablehnung eines Zertifizierungsersuchens der Unternehmen durch die Bundesnetzagentur aufgrund fehlender rechtlicher Grundlage könnte die Mitgliedschaft der Unternehmen bei ENNOH gefährden.\r\n4. Umsetzung des Art. 38 Abs. 4 Gas- und Wasserstoff-Richtlinie: Regelungsrahmen für Netzanschlussverweigerung und -kündigung im Falle der geplanten Umstellung (Bezug: Art. 38)\r\nArt. 38 Abs. 4 Gas- und Wasserstoff-Richtlinie regelt, dass Mitgliedsstaaten sowohl den Verteiler- als auch den Fernleitungsnetzbetreibern ermöglichen müssen, Netzzugangspetenten den Zugang zum Netz oder den Anschluss an das Netz zu verweigern oder diese Nutzer vom Netz zu trennen, sofern bestimmte Bedingungen erfüllt sind. Als eine der Bedingungen ist die im Netzentwicklungsplan vorgesehene Stilllegung des Fernleitungsnetzes oder relevanter Teile davon aufgeführt. Art. 38 Abs. 5 sieht vor, dass die Mitgliedstaaten einen Regelungsrahmen für die Verweigerung des Netzzugangs oder des Anschlusses oder für die Trennung bestehender Netzanschlüsse vom Transportnetz festlegen, der auf objektiven, transparenten und nichtdiskriminierenden Kriterien beruht und von der Regulierungsbehörde festgelegt werden muss.\r\nIm Rahmen der Umsetzung sollte ein Regelungsrahmen geschaffen werden, der zum einen den Fernleitungsnetzbetreibern eine Kündigungsmöglichkeit vorhandener Netzanschlussverträge im Falle der geplanten Umstellungen auf Wasserstofftransport einräumt und zum anderen mehr Flexibilität einräumt bei der Bewertung neuer Erdgas-Netzanschlussanfragen an die Leitungen, die umgestellt werden sollen, um auf besondere Situationen in der Transformation reagieren zu können und eine gesamtwirtschaftlich effiziente Umsetzung zu ermöglichen.\r\nBei der Festlegung dieses Regelungsrahmens müssen folgende Aspekte berücksichtigt werden:\r\n• Für die Fernleitungsnetzbetreiber ist es zentral, dass künftig nicht nur ein Netzstilllegungsvorhaben einer Erdgasleitung im Rahmen des NEP zu einer Anschlussverweigerung oder Kündigung ermächtigen kann, sondern auch die geplante Umstellung beispielsweise von einer Erdgas- zu einer Wasserstofffernleitung.\r\nSeite 8 von 9\r\n• Die entsprechenden Vorschriften im Energiewirtschaftsgesetz sind um eine Klarstellung zu ergänzen: Ein Neuanschluss an das Erdgas- oder Wasserstoffnetz kann zur Vermeidung von Widersprüchen mit nationalen klimapolitischen Zielen verweigert werden, wenn der Anschluss ein langfristiges unverhältnismäßiges Aufrechterhalten eines Erdgasnetzbetriebes erfordern würde, die Umstellung der Erdgasinfrastruktur auf Wasserstoff behindern würde oder der Anschluss bzw. die ggf. notwendigen netzverstärkenden Maßnahmen unverhältnismäßig teuer und damit volkswirtschaftlich, auch im Sinne der Dekarbonisierung, nicht sinnvoll wären. Eine entsprechende Abwägung sollte auch bzgl. der Kündigung bestehender Anschlüsse möglich sein.\r\n• Der Regelungsrahmen soll für alle im EnWG und in der GasNZV vorgesehenen Netzanschlussarten gelten. Diese umfassen die in § 17 Abs. 1 EnWG vorgesehenen Netzanschlüsse der Letztverbraucher, gleich- oder nachgelagerten Gasversorgungsnetze sowie -leitungen, Erzeugungs- und Gasspeicheranlagen sowie die in GasNZV festgelegten Sondervorschriften zu Biogasnetzanschlüssen (§ 33) und Netzanschlüssen von LNG-Anlagen (§ 39b).\r\n• Die Kündigungsmöglichkeit soll explizit im Gesetz vorgesehen werden (1) für die Leitungen, die Bestandteil des Kernnetzes sind und daher auf den Wasserstofftransport umgestellt werden sollen, sowie (2) für die Leitungen, welche in die integrierte Netzentwicklungsplanung Gas und Wasserstoff als Umstellleitungen aufgenommen werden. Die Kündigung darf zudem keine Nachteile für den Fernleitungsnetzbetreiber nach sich ziehen (wie z.B. Entschädigung des Netzanschlussnehmers). Stilllegungen und Umstellungen sollten i.d.R. mehrere Jahre im Voraus über die Planungsinstrumente (Kernnetz, NEP, VNB-Pläne, kommunale Wärmeplanung) – möglichst von staatlicher Seite kommunikativ unterstützt – öffentlich bekanntgemacht sein. Daher wäre eine ausreichende, angemessene und alle Interessen wahrende Kündigungsfrist erforderlich festzulegen.\r\n• Die o.g. Kündigungsgründe sollen den Fernleitungsnetzbetreibern ebenfalls ermöglichen, die neuen Netzanschlussanfragen an ihr umzustellendes Erdgasnetz zu verweigern. Die aktuelle Regelung in § 17 Abs. 2 EnWG könnte um eine Klarstellung ergänzt werden, dass die wirtschaftliche Unzumutbarkeit als Grund, die Gewährung eines Netzanschlusses zu verweigern, auch dann vorliegt, wenn die betroffene Leitung laut der aktuellen Planung des Fernleitungsnetzbetreibers auf den Wasserstofftransport umgestellt werden soll.\r\nSeite 9 von 9\r\n5. Definition Wasserstofffernleitungs- und Wasserstoffverteilernetzbetreiber (Bezug: Art. 2)\r\nIn Art. 2 Abs. 26 und Abs. 27 Gas- und Wasserstoff-Richtlinie werden die Begriffe Wasserstofffernleitungsnetzbetreiber und Wasserstoffverteilernetzbetreiber definiert sowie in Art. 2 Abs. 17 und 19 die Begriffe Fernleitung und Verteilung. Die Definitionen grenzen die Ebene der Fernleitung von der Ebene der Verteilung ab, während sich im EnWG derzeit nur ein Begriff für ein Wasserstoffnetz findet, der nicht zwischen Fernleitung und Verteilung differenziert. Zwar ist im Entwurf eines Dritten Gesetzes zur Änderung des EnWG eine Definition für Betreiber von Wasserstofftransportnetzen sowie des Begriffs Wasserstofftransport vorgesehen, jedoch keine Definition des Wasserstofftransportnetzes oder Wasserstoffverteilernetzes selbst. Für die Umsetzung der Gas- und Wasserstoff-Richtlinie auf nationaler Ebene ist daher zur Abgrenzung der Ebene der Fernleitung von der Ebene der Verteilung die Aufnahme von Definitionen für Wasserstofffernleitungsnetzbetreiber und Wasserstoffverteilernetzbetreiber erforderlich."},"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":"2024-05-15"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007377","regulatoryProjectTitle":"Umsetzung des EU-Gas-/H2-Binnenmarktpaketes in nationales Recht","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/03/2f/353386/Stellungnahme-Gutachten-SG2409120024.pdf","pdfPageCount":7,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Über FNB Gas:\r\nDie Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V. (FNB Gas) mit Sitz in Berlin ist der 2012 gegründete Zusammenschluss der deutschen Fernleitungsnetzbetreiber, also der großen überregionalen und grenzüberschreitenden Gastransportunternehmen. Ein inhaltlicher Schwerpunkt der Vereinigung ist die Netzentwicklungsplanung für Gas und Wasserstoff auf der Transportebene. Zudem vertritt die Vereinigung ihre Mitglieder auch als Ansprechpartner gegenüber Politik, Medien und Öffentlichkeit.\r\nMitglieder der Vereinigung sind die Unternehmen bayernets GmbH, Fluxys TENP GmbH, Ferngas Netzgesellschaft mbH, GASCADE Gastransport GmbH, Gastransport Nord GmbH, Gasunie Deutschland Transport Services GmbH, GRTgaz Deutschland GmbH, Nowega GmbH, ONTRAS Gastransport GmbH, Open Grid Europe GmbH, terranets bw GmbH und Thyssengas GmbH. Sie betreiben zusammen ein rund 40.000 Kilometer langes Leitungsnetz.\r\nFNB Gas - Hinweispapier\r\nan das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz\r\nzur Umsetzung der Richtlinie des EU-Gas/H2-Marktpaketes in nationales Recht\r\nAusdifferenzierung einzelner wichtiger Aspekte\r\nBerlin, 27.08.2024\r\nFNB Gas hält die Umsetzung der EU-Gas- und Wasserstoff-Richtlinie (im Folgenden „RL 2024/1788“) in nationales Recht für eines der wichtigsten und dringlichsten Regelungsvorhaben der Bundesregierung im Bereich der Energiewirtschaft. In den Verhandlungen auf europäischer Ebene haben sich die deutschen Regierungsvertreter für die Schaffung von Spielräumen und Ausnahmeregelungen stark gemacht, die den spezifischen Gegebenheiten der deutschen Netzwirtschaft Rechnung tragen. Bei der Umsetzung in nationales Recht sollten diese Spielräume nun auch national zur Umsetzung gebracht werden.\r\nHierfür hat FNB Gas bereits im Mai 2024 dem BMWK ein erstes Hinweispapier (15.05.2024) übermittelt, das auf einzelne wichtige Aspekte in der Umsetzung in nationales Recht wie Entflechtung und den Zertifizierungsprozess für die Mitgliedschaft bei ENNOH eingeht. Mit diesem weiteren Hinweispapier kommt FNB Gas der Bitte nach einer weiteren Konkretisierung dieser Punkte nach. Für Rückfragen steht FNB Gas gern zur Verfügung.\r\n1. Horizontale Entflechtung\r\n Ausnahme von der Pflicht zur gesellschaftsrechtlichen Entflechtung als Marktstrukturbestimmung für alle FNB im EnWG regeln.\r\nDer Verzicht auf die Pflicht zur gesellschaftsrechtlichen Entflechtung sollte im nationalen Umsetzungsgesetz zur Änderung des EnWG abstrakt-generell für alle Wasserstoffnetzbetreiber umgesetzt werden. Die Zuständigkeit hierfür liegt beim nationalen Gesetzgeber. Hierfür sprechen der Wortlaut und die Entstehungsgeschichte der Norm sowie der Grundsatz der Verfahrensökonomie.\r\nDer Wortlaut des Art. 69 Abs. 2 RL 2024/1788 regelt, dass „die Mitgliedstaaten“ eine Ausnahme von den Anforderungen des Art. 69 Abs. 1 RL 2024/1788 gewähren können. Sofern eine Richtlinie „die Mitgliedstaaten“ als Pflichtadressaten ausdrücklich anspricht, ist in erster Linie der nationale Gesetzgeber angesprochen, weil Richtlinien regelmäßig einer Umsetzung mittels materiellen Gesetzes bedürfen. Dafür spricht auch, dass Art. 69 Abs. 2 i. V. m. Abs. 4 RL 2024/1788 zusätzlich eine Bewertung der Auswirkungen der Ausnahme durch die Regulierungsbehörde verlangt, der Widerruf aber gemäß Art. 69 Abs. 4, S. 3 RL 2024/1788 dem Mitgliedstaat (und nicht der BNetzA) obliegt. Hätte der Unionsgesetzgeber von Anfang an eine Einzelfallentscheidung der nationalen Regulierungsbehörde im Wege des Zertifizierungsverfahrens je Netzbetreiber vor Augen gehabt, hätte er ohne Umweg über „die Mitgliedstaaten“ die Ausnahmegewährung direkt den mitgliedstaatlichen Regulierungsbehörden im Rahmen der Prüfung der Zertifizierungsvoraussetzungen zuweisen können. Art. 71 RL 2024/1788, der die Zertifizierungsvoraussetzungen aufstellt, verweist aber lediglich auf die Einhaltung der Anforderungen nach Art. 60 oder 68 RL 2024/1788, nicht aber auf Art. 69 RL 2024/1788.\r\nAuch die Entstehungsgeschichte spricht für eine abstrakt-generelle Ausnahme im Rahmen der nationalen Umsetzung. Die Aufnahme der Kosten-Nutzen-Analyse sowie der Bewertung der Ausnahme seitens der Regulierungsbehörde erfolgte insbesondere als Zugeständnis an die EU-\r\nKommission in den Trilog-Verhandlungen. Diese wollte zunächst keine Ausnahme durch die Mitgliedstaaten von der horizontalen Entflechtung zulassen. Erst das Angebot einer positiven Kosten-Nutzen-Analyse im Rahmen der nationalen Umsetzung sowie einer zusätzlichen Bewertung durch die nationale Regulierungsbehörde hinsichtlich der genannten Parameter und die Bewertung eines Zeitplanes für die zu erwartenden Übertragungen der Vermögenswerte durch die Behörde konnte die EU-Kommission letztlich umstimmen. Wären die Verhandlungspartner von Anfang an davon ausgegangen, dass die Ausnahme im Rahmen einer Einzelfallentscheidung von der Behörde zu erteilen ist, wäre eine gesonderte Kosten-Nutzen-Analyse durch den Mitgliedstaat gar nicht notwendig gewesen.\r\nDementsprechend muss die Ausnahmemöglichkeit von der Pflicht zur rechtlichen Entflechtung als die Marktstruktur bestimmende Regelung für alle Wasserstofffernleitungsnetzbetreiber gleichermaßen vom Mitgliedstaat gesetzlich geregelt werden, nachdem die BNetzA dies auf Basis einer Kosten-Nutzen-Analyse positiv nach Art. 69 Abs. 2 und Abs. 4 RL 2024/1788 bewertet hat.\r\nAußerdem würde eine unternehmensindividuelle Prüfung einen erheblichen Verwaltungsaufwand sowohl bei der Behörde als auch bei den betroffenen Unternehmen bedeuten. Angesichts der Vielzahl insbesondere deutscher Netzbetreiber, der kurz bemessenen Entscheidungsfrist von 100 Tagen im Zertifizierungsverfahren (Art. 71 Abs. 5 RL 2024/1788) sowie der Anstrengungen der Union zum Abbau bürokratischer Hürden kann dies nicht gewollt gewesen sein.\r\nZusammenfassend erlaubt die in der RL 2024/1788 vorgesehene Ausnahmemöglichkeit von der Pflicht zur gesellschaftsrechtlichen Entflechtung den Unternehmen, ihre Ausgestaltung – entweder innerhalb eines gemeinsamen Erdgas- und Wasserstofffernleitungsnetzbetreibers oder in zwei getrennten Unternehmen – allein nach den für Finanzierung und Organisation des Hochlaufs der Wasserstoffinfrastruktur optimierten Gesichtspunkten zu wählen.\r\n2. Vertikale Entflechtung\r\n Entflechtung und Unabhängiger Transportnetzbetreiber (UTB) - Vorschriften entsprechend der Zielsetzungen der RL 2024/1788 ausgestalten.\r\nIm Rahmen der Regelung zur horizontalen Entflechtung betont die RL 2024/1788 die Vorteile von Synergien aus dem gemeinsamen Betrieb von Gas-, Strom- und Wasserstoffnetzen durch die gemeinsame Nutzung von Ressourcen. Entsprechend ist im Erwägungsgrund 83 der RL 2024/1788 beschrieben, dass „die Schaffung eines Tochterunternehmens oder einer separaten Rechtsperson innerhalb der Konzernstruktur eines Erdgasfernleitungs- oder Verteilernetzbetreibers als ausreichend angesehen“ werden sollte, „ohne dass eine funktionelle Entflechtung der Unternehmensführung oder eine Trennung von Unternehmensleitung oder Personal vorgenommen werden muss. Somit sollte Transparenz in Bezug auf die Kosten und die Finanzierung regulierter Tätigkeiten erreicht werden, ohne dabei die Synergien und Kostenvorteile zu verlieren, die sich aus dem Betrieb mehrerer Netze ergeben könnten.“\r\nDie Umsetzung der Entflechtung „ohne Trennung von Personal”, wie es der Erwägungsgrund 83 vorgibt, setzt sachlogisch den Einsatz von Dienstleistungen voraus. Ohne Dienstleistungen des ebenfalls nach den Vorschriften der Richtlinie streng entflochtenen FNB an den Wasserstofffernleitungsnetzbetreiber wären nur noch Dienstleistungen Dritter möglich. Dies würde die in Erwägungsgrund 83 geschützten Synergien unmöglich machen.\r\nDer klare Regelungswille des Richtliniengebers ist somit die Einhaltung der strengen Unabhängigkeitsvorgaben zwischen dem Wasserstofffernleitungsnetzbetreiber und dem wettbewerblichen Teil des vertikal integrierten Unternehmens, nicht jedoch zwischen den nach den gleichen Grundsätzen entflochtenen FNB und Wasserstofffernleitungsnetzbetreibern der Unternehmensgruppe. Hier müssen Dienstleistungsbeziehungen möglich sein und in der nationalen Umsetzung klarstellend ausdrücklich erlaubt werden.\r\nArt. 69 RL 2024/1788 sieht eine Ausnahmemöglichkeit für die Pflicht zur rechtlichen Trennung auf horizontaler Ebene vor. Es wäre widersprüchlich, wenn die Mitgliedsstaaten den Betrieb von Gas- und Wasserstoffnetzen innerhalb einer Gesellschaft regeln können, Netzbetreiber, die sich aber freiwillig für getrennte Gesellschaften entscheiden, diese dann gesondert mit Personal ausstatten müssten.\r\nFür diese rechtliche Bewertung spricht auch die Spruchpraxis der BNetzA. Diese hatte in bisherigen Beschlüssen (z. B. BK7-12-188 Zertifizierung NEL Gastransport GmbH) bereits festgelegt, dass eine uneingeschränkte Anwendung der Entflechtungsvorgaben auf Transportnetzbetreiberebene, deren Unabhängigkeit gegenüber dem vertikal integrierten Energieversorgungsunternehmen gewährleistet ist, trotz deren Zugehörigkeit zum vertikal integrierten Unternehmen weder sinnvoll noch erforderlich ist. Nach Maßgabe der Beschlusskammer sind Entflechtungsvorgaben in solchen Fällen einschränkend auszulegen, sodass Dienstleistungsbeziehungen entflechtungsrechtlich nicht zu beanstanden sind.\r\nSinn und Zweck der maßgeblichen Entflechtungsvorgaben bestehen darin, eine Einflussnahme der wettbewerblich organisierten Geschäftsbereiche Erzeugung, Gewinnung und Vertrieb von Elektrizität bzw. Erdgas innerhalb einer durch Beherrschung verbundenen Unternehmensgruppe auf den regulierten Netzbereich zu verhindern. Dadurch soll ein diskriminierungsfreier Netzzugang für nicht mit dem vertikal integrierten Energieversorgungsunternehmen verbundene Unternehmen gewährleistet und der Wettbewerb auf den Netzbetrieb vor- und nachgelagerten Wertschöpfungsstufen gefördert werden. Bei den Entflechtungsvorgaben geht es folglich um die Unabhängigkeit gegenüber Unternehmen des vertikal integrierten Unternehmens, die Funktionen in den Wettbewerbsbereichen Erzeugung, Gewinnung und Vertrieb wahrnehmen (§ 6 Abs. 1 S. 2 EnWG) und nicht um eine Unabhängigkeit von entflochtenen Netzbetreibern untereinander. Dies bestätigen auch die Regelungen zur informatorischen Entflechtung. Nach Art. 40 Abs. 1 RL 2024/1788 können wirtschaftlich sensible Informationen auch zwischen Fernleitungs-, Verteiler- und Wasserstoffnetzbetreibern ausgetauscht werden.\r\nSchließlich wurden im Rahmen des Impact Assessments (Seite 51) zum notwendigen Grad der horizontalen Entflechtung mehrere Optionen durch die EU-Kommission untersucht, unter anderem\r\nals Option 3 eine funktionale Trennung von Gas- und Wasserstoffnetzbetreibern.\r\n1 Die EU-Kommission hat diese Option jedoch aufgrund der vergleichsweise hohen Kosten ausdrücklich verworfen und sich für eine reine rechtliche bzw. buchhalterische Trennung im Rahmen der Option 2b entschieden:\r\n„Therefore, legal and accounts unbundling (but without functional unbundling), as a low level of horizontal unbundling, can be considered sufficient. This allows for the combined operation of natural gas and hydrogen networks within a group of undertakings (i.e. by creating a subsidiary). The possibility for gas TSOs to retain ownership of methane infrastructure intended for hydrogen transport within their group structure reduces regulatory costs and facilitates infrastructure repurposing.”\r\nNach den gleichen Grundsätzen sollten daher auch Pachtbeziehungen zumindest in geringerem Umfang möglich sein.\r\n3. Überlegungen zur Ermöglichung der steuerneutralen Übertragung von Assets\r\n Zur Förderung des Hochlaufs der Wasserstoffinfrastruktur muss die steuerneutrale Übertragung von Wirtschaftsgütern gewährleistet sein.\r\nMit der Vorgabe einer horizontalen rechtlichen Trennung, aber auch bei einer freiwilligen gesellschaftsrechtlichen Trennung z. B. aus Finanzierungsgründen, sind im Kontext einer Umstellung von Erdgasleitungen zu Wasserstoffleitungen auch steuerliche Fragen verbunden. Zur Förderung des Hochlaufs der Wasserstoffinfrastruktur muss die steuerneutrale Übertragung von Wirtschaftsgütern, insb. Leitungen und Anlagen, gewährleistet sein. Anders als bei der Übertragung von Wirtschaftsgütern bei der damaligen Ausgründung der Transportnetzbetreiber im Rahmen des dritten Energiebinnenmarktpakets wird der Übergang bei Wirtschaftsgütern für den Wasserstoffnetzbetrieb schrittweise erfolgen. Diese schrittweise Übertragung, welche entsprechend der Netzentwicklungsplanung in großem zeitlichem Abstand zum Akt einer möglichen gesellschaftsrechtlichen Entflechtung erfolgen wird, muss in den Regelungen zur Steuerneutralität abgebildet werden.\r\nNachfolgend schlagen wir folgende Anpassungen des § 6 EnWG vor (notwendige Ergänzungen in blau):\r\n§ 6 Anwendungsbereich und Ziel der Entflechtung\r\n(1) Vertikal integrierte Unternehmen und rechtlich selbstständige Betreiber von Elektrizitäts- und Gasversorgungsnetzen, die im Sinne des § 3 Nummer 38 mit einem vertikal integrierten Unternehmen verbunden sind, sind zur Gewährleistung von\r\n1 European Commission, Directorate-General for Energy, Cihlar, J., Krabbe, O., Deng, Y. et al., Assistance to the impact assessment for designing a regulatory framework hydrogen, Publications Office, 2021, https://data.europa.eu/doi/10.2833/025965.\r\nTransparenz sowie diskriminierungsfreier Ausgestaltung und Abwicklung des Netzbetriebs verpflichtet. Um dieses Ziel zu erreichen, müssen sie die Unabhängigkeit der Netzbetreiber von anderen Tätigkeitsbereichen der Energieversorgung nach den §§ 6a bis 10e sicherstellen. Die §§ 9 bis 10e sind nur auf solche Transportnetze anwendbar, die am 3. September 2009 im Eigentum eines vertikal integrierten Unternehmens standen.\r\n(2) Die1Die in engem wirtschaftlichem Zusammenhang mit der rechtlichen und operationellen Entflechtung eines Verteilernetzes, eines Transportnetzes oder eines Betreibers von Gasspeicheranlagen nach § 7 Absatz 1 und §§ 7a bis 10e oder im Rahmen bzw. infolge der rechtlichen oder operationellen Entflechtung eines Wasserstoffnetzbetreibers nach [entsprechende Normen EnWG] übertragenen Wirtschaftsgüter gelten als Teilbetrieb im Sinne der §§ 15, 16, 18, 20 und 24 des Umwandlungssteuergesetzes. 2Satz 1 gilt nur für diejenigen Wirtschaftsgüter, die unmittelbar auf Grund des Organisationsakts der Entflechtung eines Verteilernetzes, eines Transportnetzes oder eines Betreibers von Gasspeicheranlagen nach § 7 Absatz 1 und §§ 7a bis 10e übertragen werden sowie für alle Wirtschaftsgüter, die im Rahmen bzw. infolge der Entflechtung eines Wasserstoffnetzbetreibers nach [entsprechende Normen EnWG] auf einen Wasserstoffnetzbetreiber übertragen werden. Für3Für die Anwendung des § 15 Absatz 1 Satz 1 des Umwandlungssteuergesetzes gilt auch das Vermögen als zu einem Teilbetrieb gehörend, dass der übertragenden Körperschaft im Rahmen des Organisationsakts der Entflechtung sowie nach Übertragungen im Sinne von Satz 2, 2. Halbsatz verbleibt. 4§ 15 Absatz 2 und § 22 des Umwandlungssteuergesetzes, § 34 Absatz 7a des Körperschaftsteuergesetzes sowie § 6 Absatz 3 Satz 2 und Absatz 5 Satz 4 bis 6 sowie § 16 Absatz 3 Satz 3 und 4 des Einkommensteuergesetzes sind auf Maßnahmen nach Satz 1 nicht anzuwenden, sofern diese Maßnahme von Transportnetzbetreibern im Sinne des § 3 Nummer 31h oder Betreibern von Gasspeicheranlagen bis zum 3. März 2012 ergriffen worden sind. Satz oder im Rahmen bzw. infolge der Entflechtung eines Wasserstoffnetzbetreibers nach [entsprechende Normen EnWG] oder bei der Übertragung von Wirtschaftsgütern auf einen Wasserstoffnetzbetreiber bis zum 31. Dezember 2055 ergriffen werden. 5Satz 4 gilt bezüglich des § 22 des Umwandlungssteuergesetzes und der in § 34 Absatz 7a des Körperschaftsteuergesetzes genannten Fälle für Verteilernetzbetreiber, Transportnetzbetreiber oder eines Betreibers von Gasspeicheranlagen nach\r\n§ 7 Absatz 1 und §§ 7a bis 10e… [ggf. nachfolgende Normen EnWG für Transportnetzbetreiber hinter § 10e] nur für solche mit der siebenjährigen Sperrfrist behafteten Anteile, die zu Beginn der rechtlichen oder operationellen Entflechtung bereits bestanden haben und deren Veräußerung unmittelbar auf Grund des Organisationsakts der Entflechtung erforderlich ist. Für6Für den Erwerber der Anteile gilt Satz 4 nicht und dieser tritt bezüglich der im Zeitpunkt der Veräußerung der Anteile noch laufenden Sperrfrist unter Besitzzeitanrechnung in die Rechtsstellung des Veräußerers ein. Bei7Bei der Prüfung der Frage, ob die Voraussetzungen für die Anwendung der Sätze 1 und 2 vorliegen, leistet die Regulierungsbehörde den Finanzbehörden Amtshilfe (§ 111 der Abgabenordnung).\r\n(3) 1Erwerbsvorgänge im Sinne des § 1 des Grunderwerbsteuergesetzes, die sich für Verteilernetzbetreiber, Transportnetzbetreiber oder Betreiber von Gasspeicheranlagen aus\r\nder rechtlichen oder operationellen Entflechtung nach § 7 Absatz 1 und den §§ 7a bis 10e ergeben oder die sich im Rahmen bzw. Infolge der Entflechtung eines Wasserstoffnetzbetreibers nach [entsprechende Normen EnWG] ergeben, sind von der Grunderwerbsteuer befreit. 2Absatz 2 Satz 4 und 7 gelten entsprechend.\r\n(4) Die1Die Absätze 2 und 3 gelten nicht für diejenigen Unternehmen, die eine rechtliche Entflechtung auf freiwilliger Grundlage vornehmen.2 Satz 1 gilt nicht für die rechtliche Entflechtung eines Wasserstoffnetzbetreibers.\r\n4. Integrierte Netzentwicklungsplanung Gas & Wasserstoff\r\nZur Umsetzung der Vorschriften der RL 2024/1788 zum Thema integrierte Netzplanung haben sich die Netzbetreiber auf der Fernleitungs- und Verteilernetzebene gemeinsam auf Grundsätze zur Verzahnung der Netzentwicklungsplanung auf VNB- und FNB-Ebene geeinigt. Die Position wird in einem separaten Inputpapier übermittelt."},"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":"2024-08-27"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007377","regulatoryProjectTitle":"Umsetzung des EU-Gas-/H2-Binnenmarktpaketes in nationales Recht","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a0/41/353388/Stellungnahme-Gutachten-SG2409120025.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":"1\r\nGrundsätze zur Verzahnung der Netzentwicklungsplanung auf VNB- und FNB-Ebene: Umsetzung der EU-Gas RL, insb. Art. 55 – 57 & 38\r\nIm Rahmen der „Koordinierungsstelle für die integrierte Netzentwicklungsplanung Gas und Wasserstoff“ (KO.NEP) haben Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) und Verteilnetzbetreiber (VNB) gemeinsam mit den Verbänden FNB Gas, BDEW, VKU, DVGW, GEODE und der Initiative H2vorOrt einen Arbeitskreis Netztransformation etabliert. In diesem erfolgt insbesondere eine Verzahnung der Netzentwicklungsplanung auf VNB- und auf FNB-Ebene, um ein abgestimmtes Prozessverständnis der Netzbetreiber zu erlangen.\r\nMit dem im Folgenden skizzierten Vorgehen werden kohärente Planungen, insbesondere auch in Hinblick auf die Netzebenen sichergestellt und die Ressourcenbelastungen bei allen Beteiligten (VNB, FNB und Regulierungsbehörde) reduziert und gleichmäßiger verteilt.\r\nAuf Basis der o.g. Zusammenarbeit sind im Arbeitskreis Netztransformation die folgenden abgestimmten Grundsätze für eine integrierte Gas- und Wasserstoffnetzplanung auf VNB- und FNB-Ebene entstanden. Ziel ist durch diese alle Stakeholder sinnvoll einzubeziehen. Diese Grundsätze konzentrieren sich auf die Abstimmung zwischen den Netzbetreibern sowie die Kohärenz der jeweiligen Planungen zum bundesweiten integrierten Netzentwicklungsplan (NEP) Gas und Wasserstoff. Sie enthalten hingegen keinen vollumfänglichen Umsetzungsvorschlag der Artikel 56, 57 und 38 der EU-Gas Richtlinie (RL).\r\n1.\r\nIntegrierte, regionale Transformationsplanung\r\nBasierend auf Art. 56 und 57 der EU-Gas RL sind durch Wasserstoffverteilnetzbetreiber und Gasverteilnetzbetreiber individuelle Transformationspläne für das jeweilige Netzgebiet zu erstellen. Aus Sicht des Arbeitskreises ist es sinnvoll, auch unter Berücksichtigung des Art. 55 der EU-Gas RL, diese individuellen Transformationspläne in ein netzebenenübergreifendes Konzept - einer regionalen Transformationsplanung - zu integrieren.\r\nDie neu zu entwickelnde, regionale Transformationsplanung sollte die Themen H2-Netzentwicklung und CH4-Transformation (insbesondere Biomethan) sowie -Stilllegung integriert beinhalten. Dies ist in der EU-Gas RL lediglich als Option vorgesehen. Die Notwendigkeit zur Integration der Planungen ergibt sich aus der anstehenden Transformation der Netze - auch in Anlehnung an die integrierte Netzentwicklungsplanung Gas und Wasserstoff auf FNB-Ebene.\r\nEine netzbetreiberübergreifende Bündelung in Regionen, welche in der EU-Gas RL nur als Option vorgesehen ist, sollte dabei den Regelfall darstellen.\r\n2\r\nDie Ausgestaltung der Regionen sollte auf Basis technisch-funktionaler Kriterien (z.B. Netzhydraulik, Druckstufe, usw.) der FNB- sowie der VNB-Ebene und nicht einer reinen Bündelung aller Netze der beteiligten VNB erfolgen. Konkrete Zuschnitte der Regionen nehmen die Netzbetreiber einvernehmlich vor. So muss es möglich sein, dass ein Netzbetreiber an der Planung in mehreren technisch-funktionalen Regionen beteiligt ist, z.B. wenn entsprechende Netzgebiete in keinem direkten netztopologischen Zusammenhang zueinanderstehen bzw. geographisch eine weitere Entfernung voneinander aufweisen. Zudem müssen die FNB in den Prozess der regionalen Transformationsplanung einbezogen werden. Direkte Teilnehmer der regionalen Transformationsplanungen auf VNB-Ebene sind die direkt an die Fernleitungs- bzw. Transportnetze angeschlossenen VNB. Nachgelagerte VNB werden über ihren jeweils vorgelagerten VNB entlang der Netzbetreiberkaskade angemessen eingebunden.\r\nÄhnlich wie bei der Umstellung von L- auf H-Gas wird es erforderlich sein, zu transformierende Regionen im Zeitablauf zu verändern bzw. anders zu sektionieren.\r\nRegionale Transformationsplanungen müssen eine derartige Verbindlichkeit erhalten, dass sie für VNB die rechtliche Grundlage bieten, bestehende CH4-Netzanschlüsse auf lokaler Ebene entsprechend Art. 38 der EU-Gas RL zu kündigen und ggfs. auf Wasserstoff umstellen zu können.\r\n2.\r\nEingangs- und Ausgangsgrößen der regionalen Transformationsplanung\r\nDie Erarbeitung der netzbetreiberübergreifenden, regionalen Transformationsplanung basiert seitens der FNB auf dem H2-Kernnetz, den Ergebnissen vorangegangener Netzentwicklungspläne sowie weiterentwickelten Planungsansätzen.\r\nDie Eingangsgrößen der VNB sind die auf das Netzgebiet der Region bezogene individuelle Transformationspläne inklusive langfristiger Bedarfsanalysen entlang der Netzbetreiberkaskade. Grundlage dafür könnten entsprechend den europäischen Anforderungen weiterentwickelte Gasnetzgebietstransformationspläne (GTP) sein. Diese basieren auf den in der Region bestehenden und erhobenen Bedarfen (Ein- und Ausspeisung). Hier kann auch die Verzahnung zu noch nicht miteinander verbundenen VNB sinnvoll sein, die dann durch weitere Vernetzung eine schnellere Transformation vollziehen können.\r\nIm Rahmen der gemeinsamen Planung wird das Ergebnis eine zwischen den beteiligten Netzbetreibern in der Region vollumfänglich abgestimmte und konsistente regionale Transformationsplanung sein. Dabei wird die Transformationsplanung die noch bestehenden Unsicherheiten und unterschiedlichen Verbindlichkeiten angemessen aufzeigen und reflektieren.\r\n3\r\nDie Ergebnisse der regionalen Transformationsplanung werden als Eingangsgröße im bundesweiten NEP Gas und Wasserstoff und dessen Szenariorahmen (SR) berücksichtigt. Aus dem bundesweiten NEP Gas und Wasserstoff ergeben sich wiederum Erkenntnisse, die iterativ in die regionale Transformationsplanung zurückgespielt werden müssen (z.B. angepasste, jahresscharfe Umstellungsplanungen bzw. geänderte Inbetriebnahmetermine für Maßnahmen).\r\nDabei sollten auch die Szenariorahmen von Strom und Gas/Wasserstoff sowie die lokalen Pläne zur Transformation des Energiesystems berücksichtigt werden, da sich hieraus regionale und überregionale Bedarfe ergeben.\r\n3.\r\nGenehmigung durch die Regulierungsbehörde und Fristen\r\nGrundsätzlich sollten die unter den beteiligten Netzbetreibern abgestimmten regionalen Transformationsplanungen das Instrument darstellen, welches durch die zuständige Regulierungsbehörde genehmigt wird. Denn anders als bei den individuellen Transformationsplänen kann durch die regionale Bündelung der Planungen ein jeweils konsistentes Bild besser sichergestellt werden.\r\nVorgeschlagen wird ein 2-jähriger Abgabezyklus für die regionale Transformationsplanung. Ein 4-jähriger Abgabezyklus, wie in der EU-Gas RL aufgeführt, wird den zeitlichen Ansprüchen an die Transformation der Netze auf FNB- und VNB-Ebene nicht gerecht.\r\nRegionale Transformationsplanungen dürfen vor der Abgabefrist bei der Regulierungsbehörde eingereicht werden und sollten auch zeitnah genehmigt werden können, soweit die Konsistenz der Planung gewahrt ist. VNB individuelle Anpassungen an der regionalen Transformationsplanung bzw. Stilllegungen ohne Auswirkungen auf vorgelagerte oder benachbarte Netzbetreiber sollten von der Regulierungsbehörde jederzeit genehmigt werden können und werden im Folgeprozess der regionalen Transformationsplanung berücksichtigt.\r\nZu einem zu definierenden Stichtag sollten die jeweils aktuellen Stände der regionalen Transformationsplanungen in den NEP/ SR-Prozess der FNB eingehen. Gegenseitige Abhängigkeiten und Wechselwirkungen zwischen den regionalen Transformationsplanungen und dem NEP Gas und Wasserstoff sollten bei der jeweiligen Genehmigung und deren Fristenkette in geeigneter Form berücksichtigt werden."},"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":"2024-08-27"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007377","regulatoryProjectTitle":"Umsetzung des EU-Gas-/H2-Binnenmarktpaketes in nationales Recht","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/67/68/364403/Stellungnahme-Gutachten-SG2410110017.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":"Über FNB Gas:\r\nDie Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V. (FNB Gas) mit Sitz in Berlin ist der 2012 ge-gründete Zusammenschluss der deutschen Fernleitungsnetzbetreiber, also der großen überregionalen und grenzüberschreitenden Gastransportunternehmen. Ein inhaltlicher Schwerpunkt der Vereinigung ist die Netzentwicklungsplanung für Gas und Wasserstoff auf der Transportebene. Zudem vertritt die Vereinigung ihre Mitglieder auch als Ansprechpartner gegenüber Politik, Medien und Öffentlichkeit.\r\nMitglieder der Vereinigung sind die Unternehmen bayernets GmbH, Fluxys TENP GmbH, Ferngas Netz-gesellschaft mbH, GASCADE Gastransport GmbH, Gastransport Nord GmbH, Gasunie Deutschland Transport Services GmbH, GRTgaz Deutschland GmbH, Nowega GmbH, ONTRAS Gastransport GmbH, Open Grid Europe GmbH, terranets bw GmbH und Thyssengas GmbH. Sie betreiben zusammen ein rund 40.000 Kilometer langes Leitungsnetz.\r\nFNB Gas - Hinweispapier\r\nan das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz\r\nzur Umsetzung der Richtlinie des EU-Gas/H2-Marktpaketes in nationales Recht\r\nHorizontale Entflechtung\r\nBerlin, 01.10.2024\r\nFNB Gas hält die Umsetzung der EU-Gas- und Wasserstoff-Richtlinie (im Folgenden „RL 2024/1788“) in nationales Recht für eines der wichtigsten und dringlichsten Regelungsvorhaben der Bundesregie-rung im Bereich der Energiewirtschaft. Die Umsetzung in nationales Recht schafft die notwendigen entflechtungs- und gesellschaftsrechtlichen Voraussetzungen für einen schnellen Hochlauf der Was-serstoffinfrastruktur. In den Verhandlungen auf europäischer Ebene haben sich die deutschen Regie-rungsvertreter für die Schaffung von Spielräumen und Ausnahmeregelungen von der Pflicht zur ge-sellschaftsrechtlichen/horizontalen Entflechtung stark gemacht, die den spezifischen Gegebenheiten der deutschen Netzwirtschaft und gleichzeitig den Gesetzeszweck des Erhalts von Synergien in den Netzbereichen, der Kostentransparenz und der Trennung von Netz- und Marktbereichen Rechnung tragen. Bei der Umsetzung in nationales Recht sollten diese Spielräume nun auch national zur Umset-zung gebracht werden.\r\nHierfür hat FNB Gas dem BMWK bereits zwei Hinweispapiere (15.05.2024 und 27.08.2024) übermit-telt, die auf einzelne wichtige Aspekte in der Umsetzung in nationales Recht wie Entflechtung und den Zertifizierungsprozess für die Mitgliedschaft bei ENNOH eingehen. Mit diesem weiteren Hinweis-papier differenziert FNB Gas das Thema der horizontalen Entflechtung zwischen einem zertifizierten Fernleitungsnetzbetreiber und einem zertifizierten Wasserstofftransportnetzbetreiber insbesondere innerhalb eines vertikal integrierten Unternehmens weiter aus. Im Einzelnen werden auch Hinweise zur Zusammenarbeit zwischen eigentumsrechtlich entflochtenen zertifizierten Netzbetreibern (Erdgas und Wasserstoff) eines Unternehmens aufgenommen. FNB Gas plädiert jedoch wie bereits kommuni-ziert für die Ausnahme von der gesellschaftsrechtlichen Entflechtung nach Art. 69 Abs. 1 Gas- und Wasserstoff-Richtlinie.\r\nFür Rückfragen steht FNB Gas gern zur Verfügung.\r\nI. Horizontale Entflechtung: Gesellschaftsrechtliche Entflechtung (Bezug: Art. 69)\r\nWie schon im Hinweispapier vom 15. Mai 2024 erläutert, sprechen sich die FNB für eine Ausnahme von der gesellschaftsrechtlichen Entflechtung aus. Art. 69 Abs. 1 Gas- und Wasserstoff-Richtlinie sieht eine rechtliche Trennung auf horizontaler Ebene zwischen Wasserstoffnetzbetreibern und Netzbetrei-bern für Strom und/oder Gas innerhalb einer Unternehmensgruppe vor. Es sprechen gewichtige Argu-mente für die Erteilung einer entsprechenden Ausnahme, insbesondere:\r\n• Die gewünschte Kostentrennung zwischen Gas- und Wasserstoffnetzbetrieb würde vollstän-dig über die bereits in Art. 75 Gas- und Wasserstoff-Richtlinie vorgeschriebene buchhalteri-sche Entflechtung sichergestellt. Dies wird in der Gas- und Wasserstoff-Richtlinie flankiert durch weitreichende regulatorische Aufsicht und Transparenzvorgaben an die Netzbetreiber. Ein Mehrwert einer zusätzlichen, verpflichtenden rechtlichen Entflechtung ist nicht erkenn-bar.\r\n• Die Gründung einer neuen Gesellschaft sowie die durch die Entflechtungsvorgaben vorgese-hene Übertragung von Eigentumstiteln an den jeweiligen Leitungen kann bürokratisch\r\naufwändig sowie kosten- und zeitintensiv sein. Ein verpflichtender Prozess könnte entspre-chend zu einer Verzögerung bei der Realisierung des Wasserstoffnetzes sowie zu Mehrkosten bei den Netznutzern führen.\r\nSollte es aus überlagernden unternehmerischen Erwägungen dennoch eine gesellschaftsrechtliche Trennung zwischen einem Fernleitungsnetzbetreiber und einem Wasserstofffernleitungsnetzbetrei-ber auf freiwilliger Basis geben, ist für einen schnellen und effizienten Hochlauf der Wasserstoffinfra-struktur die Nutzung der Synergien unverzichtbar und entspricht den Zielsetzungen der neuen Gas- und Wasserstoff-Richtlinie.\r\nDazu im Einzelnen:\r\nII. Umsetzung der horizontalen Entflechtung bei einem Fernleitungsnetzbetreiber und einem Was-serstofffernleitungsnetzbetreiber desselben vertikal integrierten Unternehmens unter Berücksichti-gung der Zielsetzungen der RL 2024/1788\r\n1. Änderungsvorschlag\r\nNachfolgend schlagen wir folgende Ergänzung des § 10 EnWG um einen neuen Absatz 3 vor:\r\n§ 10 Abs. 3 (neu) Unabhängiger Transportnetzbetreiber\r\n(3) Die Bestimmungen der Absätze 1 und 2 sowie der §§ 10a bis 10e finden im unmittelbaren Verhältnis zwischen einem Fernleitungsnetzbetreiber und einem Wasserstofftrans-portnetzbetreiber, die jeweils als unabhängige Transportnetzbetreiber demselben vertikal integrierten Unternehmen angehören, keine Anwendung, soweit gewährleistet ist, dass die Bestimmungen der Absätze 1 und 2 sowie der §§ 10a bis 10e im Verhältnis zwischen dem Fernleitungsnetzbetreiber und Wasserstofftransportnetzbetreiber und deren Beteili-gungen einerseits und dem übrigen vertikal integrierten Unternehmen andererseits ein-gehalten werden. Zwischen Fernleitungsnetzbetreiber und Wasserstofftransportnetzbe-treiber, die jeweils als unabhängige Transportnetzbetreiber demselben vertikal integrier-ten Unternehmen angehören, ist insbesondere unter Wahrung der Vorgaben des § 6b EnWG die gegenseitige oder gemeinsame Nutzung technischer, kaufmännischer, materi-eller und personeller Mittel und Dienstleistungen zulässig.\r\n2. Begründung\r\nSowohl nach der Auslegung der einschlägigen Regelungen der RL 2024/1788 als auch nach ihrem Sinn und Zweck sind die bestehenden Regelungen zur horizontalen Entflechtung im Verhältnis zwischen einem Fernleitungsnetzbetreiber und einem Wasserstofftransportnetzbetreiber, die jeweils als unab-hängige Transportnetzbetreiber demselben vertikal integrierten Unternehmen angehören, nur inso-weit anzuwenden, als dass die beiden Netzbetreiber in separate Rechtsformen organisiert sind und\r\nihrerseits die Entflechtungsvorgaben gegenüber dem übrigen vertikal integrierten Unternehmen ein-halten. Eine Anwendung der Entflechtungsregelungen zwischen den beiden Netzbetreibern wäre eine die Mindestvorgabe der RL 2024/1788 überschießende nationale Umsetzung, die zu erheblichen Sy-nergieverlusten beim Betrieb von Fernleitungs- und Wasserstoffnetzen und damit zu erheblichen Kos-tensteigerungen führt.\r\na) Wahrung der Synergien durch Mindestvorgabe einer separaten Rechtsform und buchhalterischer Entflechtung\r\n§ 69 Abs. 1 RL 2024/1788 besagt zunächst Folgendes:\r\n(1) Ist ein Wasserstofffernleitungsnetzbetreiber Teil eines Unternehmens, das in einem der Bereiche Fernleitung bzw. Übertragung oder Verteilung von Erdgas oder Strom tätig ist, muss er zumindest hinsichtlich seiner Rechtsform unabhängig sein.\r\nDie Norm als spezialgesetzliche Regelung zur horizontalen Entflechtung der Wasserstofffernleitungs-netzbetreiber enthält keine weiten Anforderungen an die horizontale Entflechtung eines Wasserstoff-fernleitungsnetzbetreibers, der Teil eines Fernleitungsnetzbetreibers ist. Hintergrund der Regelung ist, dass der Richtliniengeber die Einhaltung von Entflechtungsvorgaben über den zertifizierten Netz-betreiber Gas/Strom, zu dem der Wasserstofffernleitungsnetzbetreibers gehört, grundsätzlich für ausreichend erachtet. So wird in ausreichender Form gewährleistet, dass es nicht zu Quersubventio-nen zwischen Gas- und Wasserstofffernleitungsnetzen kommt und im erforderlichen Umfang Transpa-renz geschaffen.\r\nDarüber hinaus ermöglicht § 69 Abs. 2 RL 2024/1788 dem Mitgliedsstaat, nach Durchführung einer entsprechenden Kosten-Nutzen-Analyse, die Organisation des Fernleitungsnetzbetreibers und des Wasserstofffernleitungsnetzbetreibers in derselben Rechtsform zuzulassen, so dass im Verhältnis zwi-schen den beiden Netzbetreibern zur Vermeidung von Quersubventionen und Herstellung von Trans-parenz ausschließlich die buchhalterische Entflechtung einzuhalten ist.\r\nDiese Vorgaben stehen im Einklang mit dem Erwägungsgrund 81 und 82 RL 2024/1788:\r\n(81) Der Betrieb von Wasserstoffnetzen sollte von Tätigkeiten der Energieerzeugung und -versorgung getrennt werden, um die Gefahr von Interessenkonflikten der Netzbetrei-ber zu vermeiden. Durch eine strukturelle Trennung des Eigentums an Wasserstoff-fernleitungsnetzen von der Beteiligung an der Energieerzeugung und -versorgung wird die Vermeidung solcher Interessenkonflikte garantiert. […] Die Mitgliedstaaten sollten auch die Möglichkeit haben, die Nutzung des Modells des unabhängigen Was-serstofffernleitungsnetzbetreibers zu gestatten, um vertikal integrierten Eigentümern von Wasserstofffernleitungsnetzen zu erlauben, die Eigentumsrechte an ihren Netzen zu behalten, und gleichzeitig den nichtdiskriminierenden Betrieb solcher Netze zu ge-währleisten.\r\n(82) Zwar kann der gemeinsame Betrieb von Wasserstoffnetzen und Erdgas- oder Strom-netzen Synergien schaffen und sollte daher zulässig sein, doch sollten die Tätigkeiten\r\nzum Betrieb des Wasserstofffernleitungsnetzes in einer separaten Rechtsperson orga-nisiert werden, um Transparenz in Bezug auf die Finanzierung und die Verwendung der Zugangsentgelte zu gewährleisten. Ausnahmen von dieser Anforderung der hori-zontalen rechtlichen Entflechtung sollten nur vorübergehend und nach Vorlage einer positiven Kosten-Nutzen-Analyse sowie einer Folgenabschätzung durch die Regulie-rungsbehörden gewährt werden. […] Gehört ein Wasserstoffnetzbetreiber zu einem Unternehmen, das im Bereich der Fernleitung oder Verteilung von Erdgas oder Elekt-rizität tätig ist, sollte der Netzbetreiber der Regulierungsbehörde eine Liste vorlegen, in der die Anlagen der Infrastruktur der Unternehmen im Hinblick auf die Zuweisung des Netzes für die Nutzung von Wasserstoff oder Erdgas im Einzelnen aufgeführt sind, um eine vollständige Transparenz hinsichtlich der Trennung des regulatorischen Anla-gevermögens zu gewährleisten. Diese Liste sollte im Einklang mit den üblichen Ver-fahren der Rechnungsprüfung aktualisiert werden.\r\nDie Erwägungsgründe 81 und 82 RL 2024/1788 zeigen, dass Sinn und Zweck der maßgeblichen Ent-flechtungsvorgaben darin bestehen, eine Einflussnahme der wettbewerblich organisierten Geschäfts-bereiche Erzeugung, Gewinnung und Vertrieb von Elektrizität bzw. Erdgas innerhalb einer durch Be-herrschung verbundenen Unternehmensgruppe auf die regulierten Netzbereiche zu verhindern. Dadurch soll ein diskriminierungsfreier Netzzugang für nicht mit dem vertikal integrierten Energiever-sorgungsunternehmen verbundene Unternehmen gewährleistet und der Wettbewerb auf den Netz-betrieb vor- und nachgelagerten Wertschöpfungsstufen gefördert werden. Bei den Entflechtungsvor-gaben geht es folglich um die Unabhängigkeit gegenüber Unternehmen des vertikal integrierten Un-ternehmens, die Funktionen in den Wettbewerbsbereichen Erzeugung, Gewinnung und Vertrieb wahrnehmen (§ 6 Abs. 1 S. 2 EnWG) und nicht um eine Unabhängigkeit von entflochtenen Netzbe-treibern untereinander.\r\nAuch der Spruchpraxis der BNetzA zur Beziehung zwischen entflochtenen Netzbetreibern folgend (z. B. BK7-12-188 Zertifizierung NEL Gastransport GmbH) soll der Betrieb von Fernleitungsnetzen und Wasserstofffernleitungsnetzen in einem vertikal integrierten Unternehmen ausdrücklich ermöglicht werden, da mangels Wettbewerb zwischen diesen beiden Netzbetreibern keine Interessenkonflikte bestehen.\r\nDie gesetzgeberische Intention für die Regelungen zur horizontalen Entflechtung (und deren Aus-nahme) lag in der Gewährleistung der Transparenz und eindeutigen Zuordnung von Kosten und Finan-zierung zwischen Erdgas- und Wasserstoffnetz. Dies wird durch den Erwägungsgrund 83 RL 2024/1788 verdeutlicht, auch wenn dieser weitere Aussagen zur Ausstattung des Wasserstofffernlei-tungsnetzbetreibers in der separaten Rechtsform trifft:\r\n(83) Um in Bezug auf die Kosten und die Finanzierung regulierter Tätigkeiten Transparenz zu gewährleisten, sollten Tätigkeiten des Wasserstofffernleitungsnetzes von anderen Tätigkeiten des Netzbetriebs für andere Energieträger getrennt werden, zumindest in Bezug auf die Rechtsform und die Rechnungslegung der Netzbetreiber. Zum Zweck der rechtlichen Entflechtung der Wasserstofffernleitungsnetzbetreiber sollte die Schaffung eines Tochterunternehmens oder einer separaten Rechtsperson innerhalb der Konzernstruktur eines Erdgasfernleitungs- oder Verteilernetzbetreibers als\r\nausreichend angesehen werden, ohne dass eine funktionelle Entflechtung der Unter-nehmensführung oder eine Trennung von Unternehmensleitung oder Personal vorge-nommen werden muss. Somit sollte Transparenz in Bezug auf die Kosten und die Fi-nanzierung regulierter Tätigkeiten erreicht werden, ohne dabei die Synergien und Kostenvorteile zu verlieren, die sich aus dem Betrieb mehrerer Netze ergeben könn-ten.\r\nNach diesem Erwägungsgrund ist Art. 69 Abs. 1 RL 2024/1788 derart auszulegen, dass die Transpa-renz hinsichtlich Kosten und Finanzierung gewährleistet ist und eine Quersubventionierung zwischen den Netzbereichen ausgeschlossen werden soll. Gleichzeitig soll die Trennung aber nicht dazu führen, dass die Synergien, die der Betrieb mehrere Netze durch Nutzung derselben Ressource ergeben, ver-loren gehen. Der Aufbau von doppelten Strukturen bei Erdgasfernleitungsnetzbetreiber und Wasser-stofffernleitungsnetzbetreiber der gleichen Unternehmensgruppe ist zu vermeiden. Insoweit stellt der Erwägungsgrund klar, dass keine funktionelle Entflechtung der Unternehmensführung oder eine Trennung der Unternehmensleitung oder des Personals zwischen dem Fernleitungsnetzbetreiber und dem Wasserstoffnetzbetreiber erfolgen soll. Für eine derartige Trennung sieht die RL 2024/1788 man-gels Interessenkonflikts zwischen den Netzbetreibern keinen Bedarf. Vielmehr müssen Doppelfunktio-nen bzw. Personalunion von Funktionen sowohl für den Erdgasfernleitungsnetzbetreiber als auch für den Wasserstofffernleitungsnetzbetreiber möglich sein.\r\nAuch das von der EU-Kommission durchgeführte Impact Assessment stützt diese Auslegung. So hat sie bei der Untersuchung des aus ihrer Sicht notwendigen Grads der horizontalen Entflechtung meh-rere Optionen betrachtet, unter anderem als Option 3 eine funktionale Trennung von Gas- und Was-serstofffernleitungsnetzbetreibern.1 Die EU-Kommission hat diese Option jedoch aufgrund der ver-gleichsweisen hohen Kosten ausdrücklich verworfen und sich für eine reine rechtliche bzw. buchhal-terische Trennung im Rahmen der Option 2b entschieden:\r\n„Therefore, legal and accounts unbundling (but without functional unbundling), as a low level of horizontal unbundling, can be considered sufficient. This allows for the combined opera-tion of natural gas and hydrogen networks within a group of undertakings (i.e. by creating a subsidiary). The possibility for gas TSOs to retain ownership of methane infrastructure in-tended for hydrogen transport within their group structure reduces regulatory costs and facil-itates infrastructure repurposing.”\r\nb) Anforderungen des Art. 68 Abs. 4 RL 2024/1788 stehen Auslegung des Art. 69 Abs. 1 RL 2024/1788 nicht entgegen\r\nDie Anforderungen des Art. 68 Abs. 4 RL 2024/1788 stehen der vorstehenden Auslegung des Art. 69 Abs. 1 RL 2024/1788 nicht entgegen.\r\n1 European Commission, Directorate-General for Energy, Cihlar, J., Krabbe, O., Deng, Y. et al., Assistance to the impact assessment for designing a regulatory framework hydrogen, Publications Office, 2021, https://data.eu-ropa.eu/doi/10.2833/025965.\r\nIn Art. 68 Abs. 4 Unterabsatz 1 RL 2024/1788 heißt es:\r\nGehört ein Wasserstofffernleitungsnetz einem oder mehreren zertifizierten Erdgas-fernleitungsnetzbetreibern oder gehört ein Wasserstofffernleitungsnetz am 4. August 2024 einem vertikal integrierten Unternehmen, das auf dem Gebiet der Wasserstoff-gewinnung oder -versorgung tätig ist, so können die Mitgliedstaaten beschließen, Ab-satz 1 nicht anzuwenden, und eine Rechtsperson unter der alleinigen Kontrolle des Fernleitungsnetzbetreibers oder unter der gemeinsamen Kontrolle von zwei oder mehr Fernleitungsnetzbetreibern oder unter der alleinigen Kontrolle des vertikal inte-grierten Unternehmens, das auf dem Gebiet der Wasserstoffgewinnung oder -versor-gung tätig ist, als integrierten Wasserstofffernleitungsnetzbetreiber zu benennen, der gemäß den in Abschnitt 3 dieses Kapitels festgelegten Vorschriften über unabhängige Erdgasfernleitungsnetzbetreiber entflochten ist.\r\nAus dieser Vorschrift könnte geschlossen werden, dass sich die Entflechtung nach dem Abschnitt 3 des Kapitels IX (Unabhängiger Fernleitungsnetzbetreiber (ITO)) auf das Verhältnis zwischen dem Erd-gasfernleitungsnetzbetreiber und dem Wasserstofffernleitungsnetzbetreiber derselben vertikal inte-grierten Unternehmen bezieht, auch wenn dies nicht explizit in Art. 68 Abs. 4 Unterabsatz 1 RL 2024/1788 formuliert ist. Diese Auslegung würde dazu führen, dass der Wasserstofffernleitungsnetz-betreiber auch im Verhältnis zum zertifizierten Fernleitungsnetzbetreiber derselben vertikal integrier-ten Unternehmen ohne wettbewerbliche Notwendigkeit vollumfänglich gemäß den ITO-Regelungen entflochten werden müsste, da auch der Fernleitungsnetzbetreiber Teil des vertikal integrierten Un-ternehmens ist. Eine derartige, rein formale Anwendung der Regelung entfernt sich so weit von dem Schutzzweck der Entflechtung, überschreitet die Anforderungen des Grundtatbestandes des Art. 60 RL 2024/1977 und widerspricht sowohl der Systematik als auch dem Sinn und Zweck der entflech-tungsrechtlichen Vorgaben der RL 2024/1788, dass eine finale bzw. dem Gesetzeszweck folgende Aus-legung der Norm zwingend geboten ist.\r\nSystematisch würde eine wörtliche Anwendung des Art. 68 Abs. 4 Unterabsatz 1 RL 2024/1788 dazu führen, dass der Ermessenspielraum, den Art. 69 Abs. 1 RL 2024/1788 den Mitgliedsstaaten aus-drücklich gewährt („zumindest hinsichtlich seiner Rechtsform“), auf Null reduziert würde und Art. 69 Abs. 1 RL 2024/1788 damit vollständig leerliefe. Für eine Vorgabe, dass eine separate Rechtsform zu bilden ist, hätte es nicht der gesonderten Regelung des Art. 69 Abs. 1 RL 2024/1788 bedurft, da sich diese auch schon aus dem 3. Abschnitt des Kapitel IX ergäbe. Die Auslegung einer Norm in dem Sinne, dass eine andere Norm in derselben Richtlinie obsolet wird, ist nicht nachvollziehbar. Um den durch die spezialgesetzliche Regelung des Art. 69 Abs. 1 RL 2024/1788 gewährten Ermessenspielraum zu erhalten, ist Art. 68 Abs. 4 Unterabsatz 1 RL 2024/1788 dahingehend auszulegen, dass die Einhaltung der Entflechtungsvorschriften nicht zwischen dem Fernleitungsnetzbetreiber und dem Wasserstoff-fernleitungsnetzbetreiber desselben vertikal integrierten Unternehmens zu gewährleisten ist, son-dern ausschließlich im Verhältnis zum sonstigen vertikal integrierten Unternehmen.\r\nDes Weiteren stellt der Richtliniengeber in Erwägungsgrund 82 und 83 ausdrücklich klar, dass er im Verhältnis von Fernleitungsnetzbetreiber und Wasserstofffernleitungsnetzbetreiber überhaupt keinen Bedarf sieht, strengere Entflechtungsregelungen als eine separate Rechtsform und buchhalterische Entflechtung vorzusehen. Selbst von der separaten Rechtsform kann, nach entsprechender\r\nEntscheidung des Mitgliedsstaates, abgesehen werden. Der Schutzzweck der Entflechtungsregelun-gen ist, wie bereits ausgeführt, die Verhinderung einer diskriminierenden Einflussnahme der wettbe-werblich organisierten Geschäftsbereiche Erzeugung, Gewinnung und Vertrieb auf die Netzbereiche und nicht die Verhinderung einer Einflussnahme eines Netzbetriebes auf den anderen.\r\nDiese Auslegung wird gestützt durch Art. 69 Abs. 2 RL 2024/1788, der eine Ausnahme für die Pflicht zur rechtlichen Trennung auf horizontaler Ebene vorsieht. Es wäre sehr widersprüchlich, wenn die Mitgliedsstaaten den Betrieb von Gas- und Wasserstoffnetzen einerseits innerhalb einer Gesellschaft regeln können. Netzbetreiber, die sich aber freiwillig und zulässigerweise für getrennte Gesellschaften entscheiden, wie es als gesetzlicher Regelfall in Art. 69 Abs. 1 RL 2024/1788 vorgesehen ist, diese dann anderseits gesondert u.a. mit getrennter Unternehmensleitung, eigenem Personal und eigenen Büroräumen ausstatten müssten.\r\nFür eine einschränkende Auslegung des Art. 68 Abs. 4 Unterabsatz 1 RL 2024/1788 im Verhältnis zwi-schen Fernleitungsnetzbetreiber und Wasserstofffernleitungsnetzbetreiber spricht auch, dass Art. 40 Abs. 1 RL 2024/1788 aufgrund des fehlenden Wettbewerbsverhältnisses zwischen den Netzbetrei-bern festlegt, dass wirtschaftlich sensible Informationen auch zwischen Fernleitungs-, Verteiler- und Wasserstoffnetzbetreibern ausgetauscht werden dürfen.\r\nAusschlaggebend für die Auslegung der entflechtungsrechtlichen Vorgaben und klarer Regelungswille des Richtliniengebers ist somit die Einhaltung der strengen Entflechtungsvorgaben zwischen dem Fernleitungsnetzbetreiber und dem Wasserstofffernleitungsnetzbetreiber und deren Beteiligungen auf der einen und dem wettbewerblichen Teil des vertikal integrierten Unternehmens auf der ande-ren Seite, nicht jedoch im direkten Verhältnis zwischen dem Fernleitungsnetzbetreiber und dem Was-serstofffernleitungsnetzbetreibern und deren Beteiligungen desselben vertikal integrierten Unterneh-mens.\r\nIII. Umsetzung der Entflechtungsvorgaben der RL 2024/1788 zwischen einem eigentumsrechtlich entflochtenen Fernleitungsnetzbetreiber und einem mit ihm verbundenen Wasserstofftrans-portnetzbetreiber, insb. Anforderung an die personellen Mittel\r\nAufgrund § 8 Abs.2 Satz 10 EnWG, der die (unveränderten) Anforderungen der Art. 60 RL 2024/1788 umsetzt, haben eigentumsrechtlich entflochtene Transportnetzbetreiber zu gewährleisten, dass sie über die finanziellen, materiellen, technischen und personellen Mittel verfügen, die erforderlich sind, um die Aufgaben eines Netzbetreibers (Teil 3, Abschnitte 1 bis 3 EnWG) wahrzunehmen. Hierzu zäh-len insbesondere alle für den Betreib des Transportnetzes erforderlichen Anlagen und personellen Ressourcen. Dabei muss der Transportnetzbetreiber nicht alle Aufgaben mit eigenem Personal erfül-len können. Dienstleistungsverträge sind grundsätzlich zulässig, allerdings muss eine qualifizierte Überwachung und Kontrolle der Dienstleister gewährleistet sein. Ausweislich u.a. des Beschlusses BK 6-15-045 (Zertifizierung der TenneT Offshore 9. Beteiligungsgesellschaft mbH) vom 16.03.2016 be-steht für den eigentumsrechtlich entflochtenen Fernleitungsnetzbetreiber die Anforderung und wird letztlich als ausreichend angesehen, dass der zu zertifizierende Netzbetreiber mit einer Geschäftsfüh-rung ausgestattet ist, die diese Kontrolle wahrnimmt. Im Übrigen werden die technischen und perso-nellen Mittel durch einen anderen zertifizierten Netzbetreiber mit Netzbetreibergenehmigung (in\r\ndem genannten Beschluss: der ÜNB TenneT TSO GmbH) gewährleistet. Die Anforderungen an die ver-tragliche Ausgestaltung der Dienstleistungsbeziehung sind ausweislich des Beschlusses so zu gestal-ten, dass der Einsatz von Dienstleistern es dem Transportnetzbetreiber bzw. also perspektivisch dem eigentumsrechtlich entflochtenen Wasserstofftransportnetzbetreiber im Ergebnis nicht unmöglich machen, letztverantwortlich die gesetzeskonforme Erfüllung seiner Netzbetreiberaufgaben gewähr-leisten zu können. Diese als entflechtungskonform anerkannte Ausgestaltung fand bereits unter den bisherigen Entflechtungsbestimmungen Anwendung und hat durch die Neufassung der RL 2024/1788 keine Änderungen erfahren. Folglich sind Dienstleistungen zwischen dem bestehenden eigentums-rechtlich entflochtenen Fernleitungsnetzbetreiber und dem Wasserstofftransportnetzbetreiber bzw. Betreiber von Leitungen des Kernnetzes mindestens entflechtungskonform, sofern und soweit die ge-forderte Kontrolle und Überwachung gewährleistet ist. Der Erwägungsgrund 83 geht sogar über die bisherige Spruchpraxis hinaus und beschreibt den möglichen Verzicht auf eine funktionelle Entflech-tung der Unternehmensführung.\r\nDiese Darstellung der durch die RL 2014/1788 allenfalls erleichterten Anforderungen an die Ausstat-tung eines zukünftigen, eigentumsrechtlich entflochtenen Wasserstofftransportnetzbetreibers wird als notwendig erachtet, da der Text des Art. 68 Abs.4 Satz 1 RL 2024/1788 demgegenüber bedauerli-cherweise zweideutig interpretiert werden kann. Um in Übereinstimmung mit den Anforderungen aus Art. 68 Abs.1, Art. 60 RL sowie Erwägungsgrund 83 der RL 2014/1788 zu bleiben, kann der Wort-laut des ersten Halbsatzes des Art. 68 Abs. 4 Unterabsatz nur derart gelesen werden, dass er aus-schließlich Anwendung findet auf ein Wasserstofffernleitungsnetz, das „einem oder mehreren [nach § 9 oder § 10 EnWG] zertifizierten Transportnetzbetreibern [gehört]“.\r\nEine andere Lesart führe zu dem nicht mit den Entflechtungsvorgaben im Einklang stehenden Ergeb-nis, dass ein eigentumsrechtlich entflochtener Wasserstofffernleitungsnetzbetreiber, dessen Wasser-stofffernleitungsnetz einem eigentumsrechtlich entflochtenen Fernleitungsnetzbetreiber gehört, und der unter dessen Kontrolle beispielsweise als Tochtergesellschaft gegründet werden soll, als sog. inte-grierter Wasserstofftransportnetzbetreiber zu gründen wäre mit allen daraus resultierenden Anforde-rungen, die für Wasserstofffernleitungsnetzbetreiber innerhalb eines vertikal integrierten Unterneh-mens nach Art. 68 Abs. 4 Unterabsatz 1 RL 2024/1788 gelten sollen. Eigentumsrechtlich entflochtene Fernleitungsnetzbetreiber unterliegen aber in keiner gesellschaftsrechtlichen Konstellation im Ver-hältnis zueinander entflechtungsrechtlichen Beschränkungen. Dies entspricht dem Willen des Unions-gesetzgebers, der dieses Grundmodell auch für den Wasserstofffernleitungsnetzbetrieb nicht weiter beschrieben, sondern nur durch Verweis auf Art. 60 RL 2024/1788 geregelt hat.\r\nEs wird daher angeregt, bei der Umsetzung der unionsrechtlichen Vorgaben in nationales Recht diese entflechtungskonforme Interpretation zu berücksichtigen und unter Umständen, sofern angestrebt wird, den Wortlaut der Bestimmung Art. 68 Abs. 4 Satz 1 RL 2024/1788 in den deutschen Regelungs-text zu übernehmen, eine wie zuvor dargestellte Klarstellung einzufügen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Art. 55 – 57 & 38\r\nIm Rahmen der „Koordinierungsstelle für die integrierte Netzentwicklungsplanung Gas und Wasserstoff“ (KO.NEP) haben Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) und Verteilnetzbetreiber (VNB) gemeinsam mit den Verbänden FNB Gas, BDEW, VKU, DVGW, GEODE und der Initiative H2vorOrt einen Arbeitskreis Netztransformation etabliert. In diesem erfolgt insbesondere eine Verzahnung der Netzentwicklungsplanung auf VNB- und auf FNB-Ebene, um ein abgestimmtes Prozessverständnis der Netzbetreiber zu erlangen.\r\nIm Folgend werden Ergänzungen zu den „Grundsätzen zur Verzahnung der Netzentwicklungsplanung auf VNB- und FNB-Ebene“ dargelegt.\r\nThema: Verpflichtung\r\n1. Wie ist das Verhältnis zwischen der regionalen Transformationsplanung und den individuellen Transformationsplänen?\r\nDas Verhältnis zwischen der regionalen Transformationsplanung (rTP) und der individuellen Transformationsplanung (iTP) ergibt sich aus den Eingangsgrößen. Diese sind von dem Verteilnetzbetreiber (VNB) auf das Netzgebiet der Region bezogene individuelle Transformationspläne, inklusive langfristiger Bedarfsanalysen entlang der Netzbetreiberkaskade. Grundlage dafür könnten entsprechend den europäischen Anforderungen weiterentwickelte Gasnetzgebietstransformationspläne (GTP) sein. Diese basieren auf den in der Region bestehenden und erhobenen Bedarfen (Ein- und Ausspeisung).\r\nDie regionale Transformationsplanung erfüllt die Anforderung der EU-Gas RL und verzahnt die Netzebenen VNB und FNB miteinander. Individuelle Transformationspläne sind Eingangsgrößen für die integrierten regionalen Transformationspläne nach Artikel 56 und 57 EU-Gas RL. Diese Pläne decken Wasserstoff und Methan (Erdgas, Biomethan und synthetisches Methan) ab.\r\n2. Inwieweit ist die Teilnahme an der regionalen Transformationsplanung freiwillig oder verbindlich?\r\nDie Abgabe der Transformationsplanung soll in Form einer integrierten regionalen Transformationsplanung erfolgen.\r\nAlle VNB sind zur Zusammenarbeit bei der regionalen Transformationsplanung verpflichtet. Die Zusammenarbeitspflicht bezieht sich auch auf den 2-jährigen Abgabezyklus für die regionale Transformationspläne. Ein 4-jähriger Abgabezyklus, wie er in der EU-Gas RL aufgeführt ist, wird den zeitlichen Ansprüchen an die Transformation der Netze auf FNB- und VNB-Ebene nicht gerecht, da die regionalen Transformationspläne und die Erstellung der Netzentwicklungsplanung (NEP) ineinandergreifen müssen und somit der zweijährige Turnus gelten muss.\r\n2\r\nDie VNB und FNB sind sich einig, dass eine 2-Jahresplanung bis auf absehbare Zeit unumgänglich ist. Eine rein freiwillige Teilnahme im 2-Jahres-Rhythmus birgt die erhebliche Gefahr, dass eine kohärente Netzentwicklungsplanung erschwert, wenn nicht sogar unmöglich gemacht wird – von daher wird dies ebenso als nicht zielführend bewertet. Den VNB ist bewusst, dass mit der verpflichtenden 2-jährigen Teilnahme an der regionalen Transformationsplanung zusätzliche Arbeit für die Bereitstellung der Inputgrößen verbunden ist.\r\n3. Hieran anknüpfend: Wie wird gewährleistet, dass der einzelne, an einer regionalen Planung interessierte VNB hinreichend berücksichtigt wird und sein Netzgebiet Teil eines regionalen Plans werden kann?\r\nAlle, auch kleinere VNB (insbesondere unter 45.000 Kunden) sind verpflichtet sich an der regionalen Transformationsplanung zu beteiligen. Die regionale Planung macht es diesen VNB einfacher eine Transformationsplanung abzugeben. Durch die Abbildung der individuellen Transformationspläne in den rTP kann die Erfüllung der Anforderungen aus Artikel 56 und 57 sichergestellt werden.\r\n4. Wer ist zur Abgabe der regionalen Transformationsplanung verpflichtet?\r\nDie Verpflichtung zur Erstellung einer Transformationsplanung liegt bei jedem einzelnen VNB. Der VNB hat sicherzustellen, dass jedes seiner Netzgebiete in einer regionalen Transformationsplanung enthalten ist. FNB haben eine Mitwirkungspflicht bei der regionalen Transformationsplanung.\r\nDie regionalen Transformationspläne werden gemeinschaftlich von allen in einer Region unmittelbar beteiligten FNB und VNB in einem Dokument erstellt und dieses an die Regulierungsbehörde abgegeben.\r\nThema Verantwortung\r\n1. Wer steuert den Prozess der regionalen Transformationsplanung?\r\nIm Rahmen der gemeinsamen Planung wird das Ergebnis eine zwischen den beteiligten Netzbetreibern in der Region vollumfänglich abgestimmte und konsistente regionale Transformationsplanung sein. Es erfolgt also eine gemeinschaftlich ausgestaltete Steuerung zwischen den beteiligten Netzbetreibern.\r\nDen Prozess wird die Netzbetreiberbranche in Eigenverantwortung steuern. Dies knüpft an die erfolgreiche Prozesssteuerung der Branche im Rahmen der etablierten Kooperationsvereinbarung Gas an.\r\n2. Wie werden die Interessen der Netzkunden und Konsultationen berücksichtigt?\r\nDie Interessen der Netzkunden werden über den betreffenden VNB sichergestellt. Der VNB hat diese gemäß seiner gaswirtschaftlichen Sorgfaltspflicht einzubinden. Hierfür steht ihm ein bundesweit standardisierter Fragebogen für die größere Netzkunden zur Verfügung (Anknüpfung GTP).\r\n3\r\nDie Interessen der Netzkunden und einschlägiger Interessensträger werden darüber hinaus durch eine Konsultation der regionalen Planung sichergestellt. Durch die regionale Bündelung werden es dem Netzkunden und den einschlägigen Interessenträgern einfacher gemacht, sich an der für ihn relevanten Konsultation zu beteiligten.\r\n3. Wie werden Rechtssicherheit, Planbarkeit und Verbindlichkeit gewährleistet?\r\nDas Ergebnis der gemeinsamen Planung zwischen den beteiligten Netzbetreibern ist eine vollumfänglich abgestimmte und konsistente regionale Transformationsplanung. Bestehende Unsicherheiten und unterschiedliche Verbindlichkeiten werden angemessen aufgezeigt und reflektiert. Die Ergebnisse der regionalen Transformationsplanung werden als Eingangsgröße im bundesweiten NEP Gas und Wasserstoff und dessen Szenariorahmen (SR) berücksichtigt. Aus dem bundesweiten NEP Gas und Wasserstoff ergeben sich Erkenntnisse, die iterativ in die regionale Transformationsplanung zurückgespielt werden müssen.\r\nDie rTP werden durch die Regulierungsbehörde genehmigt. Rechtssicherheit besteht durch die Genehmigung der rTP, die die Planungsverpflichtung der Netzbetreiber entlang der Netzbetreiberkaskade erfüllt. Planungssicherheit wird durch Verwendung der gleichen Betrachtungszeiträume wie im NEP (10-15 Jahre und 2045) erreicht.\r\n4. Wie sind hier die Verantwortlichkeiten definiert?\r\nDie Verantwortung für die Transformationsplanung trägt der jeweilige Verteilnetzbetreiber.\r\nThema Regionenzuschnitt\r\n1. Wird der Gebietszuschnitt fest sein oder kann er sich (u.a. mehrmals) ändern? Wer entscheidet letztverbindlich über den Gebietszuschnitt?\r\nÄhnlich wie bei der Umstellung von L- auf H-Gas wird es erforderlich sein, zu transformierende Regionen im Zeitablauf zu verändern bzw. anders zu sektionieren.\r\nDie letztendliche Entscheidung über den Gebietszuschnitt erfolgt eigenverantwortlich durch die Netzbetreiber.\r\n2. Wie und durch wen werden die Regionen voneinander abgegrenzt?\r\nDie Ausgestaltung der Regionen sollte auf Basis technisch-funktionaler Kriterien (z.B. Netzhydraulik, Druckstufe, usw.) der FNB- sowie der VNB-Ebene und nicht einer reinen Bündelung aller Netze der beteiligten VNB erfolgen. Konkrete Zuschnitte der Regionen nehmen die Netzbetreiber einvernehmlich vor.\r\nIn einer bundesweiten Initialphase legen die FNB mit den beteiligten VNB einen Entwurf des Regionenzuschnittes vor. Die in der jeweiligen Region betroffenen VNB haben die Möglichkeit, diesen Vorschlag innerhalb einer bestimmten Frist zu ergänzen."},"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":"2024-09-27"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007377","regulatoryProjectTitle":"Umsetzung des EU-Gas-/H2-Binnenmarktpaketes in nationales Recht","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/d5/7b/377028/Stellungnahme-Gutachten-SG2411280012.pdf","pdfPageCount":12,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"\r\n \t \t \t \t \t \r\n\r\nArgumentation für einen Zweijahresrhythmus des regionalen Transformationsplans (rTP) bei der Umsetzung von Art. 55 – 57 der EU-Gas RL\r\nBMWK Termin 18.11.2024\r\n \r\nEin Zweijahresrhythmus bei der Umsetzung von Art. 55 – 57 der EU-\r\nGas RL ist erforderlich, um …\r\n(1)\tadministrativen Aufwand gleichmäßiger zu verteilen, Aufbau von Ressourcen und\r\nLernprozesse zu ermöglichen,\r\n(2)\tdie für eine Klimaneutralität in 2045/40 notwendige Transformationsgeschwindigkeit zu erreichen,\r\n(3)\tPlanungssicherheit für Industrie und Endkunden im Verteilernetz zu ermöglichen,\r\n(4)\teine benachteiligungsfeie Ausgestaltung der Netzzugänge auf VNB- und FNB-Ebene durch eine Konsistenz mit den zweijährigen NEP-Zyklen zu erreichen.\r\n \r\n\r\n(1)\tAdministrativen Aufwand gleichmäßiger verteilen, Aufbau von Ressourcen und Lernprozesse ermöglichen:\r\n-\tAdministrativen Aufwand gleichmäßiger verteilen\r\no\tEin 2-jähriger Zyklus ermöglicht graduelle Anpassungen der Pläne und verhindert radikalere Umwälzungen.\r\no\tEin 2-jähriger Rhythmus reduziert organisatorische Belastungen durch gleichzeitige\r\nAbstimmung mit dem bundesweiten Netzentwicklungsplan (NEP).\r\n-\tAufbau von Ressourcen bei VNB, FNB und Regulierungsbehörde\r\no\tFür die Netztransformation werden auf allen Ebenen generell Ressourcen benötigt.\r\no\tFür alle Akteure herrscht bei dem 4-jährigen Rhythmus ein Ungleichgewicht in der\r\nPersonalplanung – punktueller/saisonaler hoher Einsatz von Ressourcen.\r\no\tEin 4-jähriger Planungsrhythmus führt auf Grund der Notwendigkeit tragbare Ergebnisse zu erzeugen, für alle Parteien zu einem höheren Konfliktpotenzial.\r\no\tFazit: Ein 4-jähriger Planungsrhythmus erhöht grundlegend den Druck für alle beteiligten Parteien / Ressourcen.\r\n \r\n\r\n(1)\tAdministrativen Aufwand gleichmäßiger verteilen, Aufbau von Ressourcen und Lernprozesse ermöglichen:\r\n-\tLernprozesse ermöglichen\r\no\tSukzessiver Aufbau der Planungskompetenz „gemeinsames Lernen“ & „kontinuierliche Verbesserung“.\r\no\tMit einem 4-jährigen Planungszyklus wird es erschwert, aus vorangegangenen\r\nPlanungsdurchläufen zu lernen.\r\no\tEin 2-jähriger Planungszyklus ermöglicht einen erfolgreichen Prozess und schafft damit Planungsgenauigkeit.\r\n \r\n\r\n(2)\tDie für eine Klimaneutralität in 2045/40 erforderliche Transformationsgeschwindigkeit  erreichen:\r\no\tIm Gegensatz zu anderen EU-Ländern ist Deutschland bestrebt Klimaneutralität bis 2045\r\nzu erreichen.\r\no\tIn einigen Bundesländern bereits im Jahr 2040, somit spricht für die Erreichung der frühzeitig gesteckten Klimaziele ein verkürzter 2-Jahres-Planungszyklus.\r\no\tAkut notwendige Bedarfe und Netzstilllegungen werden schneller erfasst.\r\no\tEin aktuelles Monitoring der nationalen Netztransformation wäre verfügbar und dient als Analyse-, Prognose- und Studienmaterial.\r\no\tSollte der rTP einen Zeithorizont von > 10 Jahren berücksichtigen, wird die Anzahl der möglichen Planungszyklen bei einem 4-jährgen Rhythmus stark eingeschränkt: die Anzahl der möglichen Planungszyklen reduziert sich auf 2 bis maximal 3 bis 2045 (siehe folgende Abbildungen).\r\n \r\n\r\n(2) Die für eine Klimaneutralität in 2045/40 erforderliche Transformationsgeschwindigkeit  erreichen:\r\n\r\n\r\nZielkonflikte: 2040 kommt nur ein vollständiger Zyklus zum Tragen, der 3. Zyklus\r\nkann bis 2045 nicht komplett umgesetzt werden.\r\n \r\n\r\n(2)\tDie für eine Klimaneutralität in 2045/40 erforderliche Transformationsgeschwindigkeit  erreichen:\r\n\r\nBis 2045 erfolgen insgesamt vier komplett abgeschlossene Planungszyklen.\r\n \r\n\r\n(3)\tPlanungssicherheit für Industrie und Endkunden im Verteilernetz ermöglichen\r\n-\tBerücksichtigung von H2-Bedarfen: Planungssicherheit für Industrie im Verteilernetz ermöglichen\r\no\tÄhnlich wie beim Netzanschluss müssen Industriekunden im Verteilernetz 4 Jahre warten, um ihre Bedarfe im rTP berücksichtigen zu lassen\r\no\tKann aufgrund von fehlender und unklarer Planungsparameter zu\r\nFehlinvestitionsentscheidungen bei der Industrie führen.\r\no\tDie Gefahr des Abwanderungspotenzials steigt.\r\no\tBeispiel: Wenn der rTP > 10 Jahren bis zur Umsetzung veranschlagt, wäre eine Wasserstoffbereitstellung für Industriekunden im Verteilernetz erst nach 15+ Jahren nach der 1. Bedarfsmeldung möglich (4 Jahre Zeitversatz + Konsultation und Genehmigung + 10 Jahre Planungshorizont) – die Transformation der Netze wird unnötig ausgebremst.\r\n \r\n\r\n(3)\tPlanungssicherheit für Industrie und Endkunden im Verteilernetz zu steigern\r\n\r\n-\tKommunale Wärmeplanung\r\no\tOhne den 2-jährigen Rhythmus gibt es keine Basis für eine operative Umsetzung.\r\n-\tHohes Maß an Transparenz: Endkunden den Pfad der Entwicklungen frühzeitig aufzeigen\r\no\tJe früher den Endkunden, somit auch Kommunen, Informationen bereitstehen, können\r\ndiese sich auf Infrastrukturänderungen einstellen.\r\no\tUnd je kontinuierlicher bedarfsbasierte Planungen erstellt werden, umso schneller können Nachfragen mit einem benötigten Infrastrukturangebot bedient werden.\r\n \r\n\r\n(4)\teine benachteiligungsfreie Ausgestaltung der Planungsgeschwindigkeiten auf VNB- und FNB- Ebene durch eine Konsistenz mit den NEP-Zyklen zu erreichen\r\n-\tBenachteiligungsfreiheit über alle Netzebenen bedarf eine 2-jährige Planung\r\no\tEin Endkunde am Fernleitungsnetz wartet maximal 2 Jahre auf den entsprechenden Anschluss, ein Endkunde des Verteilernetzes müsste bis zu 4 Jahren warten.\r\no\tDie Irritation aufgrund des Ungleichgewichts der Planungszyklen ist nicht abzuschätzen. Ein 2- jähriger Planungszyklus bietet diese Angriffsfläche nicht, sondern ermöglicht gleichermaßen einen benachteiligungsfreier Netzzugang über alle Netzebenen.\r\n \r\n\r\n(4) Eine diskriminierungsfreie Ausgestaltung der Planungsgeschwindigkeiten auf VNB- und FNB- Ebene durch eine Konsistenz mit den NEP-Zyklen zu erreichen\r\n-\tIterative Verknüpfung & Konsistenz zwischen NEP und rTP\r\no\tDer rTP muss Eingangsgröße für den Szenariorahmen und NEP Gas & Wasserstoff sein.\r\no\tDie RL fordert in Art. 55 die Berücksichtigung eines gemeinsamen Szenarios sowie der Planungen nach Artikel 56 und 57 (rTP) im NEP.\r\no\tIm 4-jährigen Rhythmus würde folglich aktuelle Erkenntnisse aus dem bundesweiten NEP erst nach 4 Jahren in den zu aktualisierenden rTP zurückgespielt. Der Verbraucherschutz und die Industrieunterstützung werden durch fehlende Erkenntnisse somit nicht ausreichend bedient.\r\n-\tIterative Verknüpfung mit dem Netzausbauplan Strom und dem rTP\r\no\tÜbertragungsnetzbetreiber und Stromverteilernetzbetreiber legen alle zwei Jahre einen\r\nNetzentwicklungsplan bzw. Netzausbauplan vor.\r\no\tDie Notwendigkeit des Zweijahresrhythmus in der Gassparte ergibt sich aus der gesetzlichen Zusammenarbeitspflicht und den bestehenden Zweijahreszyklen der Stromsparte. Er ermöglicht den besseren Abgleich der Netzentwicklungen und das optimale Ineinandergreifen der Planungen.\r\n \r\n\r\nWeiterhin: Erfolgreiche Beispiele mit kurzen Planungszyklen aus der Branche\r\n\r\n-\tAnderer Vorlaufprozess mit 1-jährigem Planungszyklus – GTP\r\no\tDie Erfahrungen haben gezeigt, dass ein kurzer Planungsrhythmus eine iterative Weiterentwicklung der Pläne sichtbar macht, somit sinnvoll ist.\r\n-\tL-/H-Gas Umstellung hatte 1-jährigen Planungszyklus im NEP Gas & Umsetzungsbericht\r\no\tAnpassungen von Zeitplan und Umstellungsbereichen waren jährlich möglich,\r\nerforderliche Baumaßnahmen wurden alle 2 Jahre über den NEP eingebracht.\r\no\tIm Vergleich einer Transformation von Verteilernetzen auf Wasserstoff ist die Umstellung von L- auf H-Gas technisch einfacher und weniger einschneidend für die Kunden, dennoch war ein jährliches Planungsupdate erforderlich und hat in der Praxis zu einem erfolgreichen Prozess geführt.\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":"2024-11-12"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007377","regulatoryProjectTitle":"Umsetzung des EU-Gas-/H2-Binnenmarktpaketes in nationales Recht","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ed/fe/377030/Stellungnahme-Gutachten-SG2411280013.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 regionale Transformationsplanung innerhalb der Netzkaskade\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n \r\n\r\nalle 2 Jahre\r\n \r\nRückkopplung NEP-Ergebnisse in nächsten rTP\r\n \r\nDie regionale Transformationsplanung innerhalb der Netzkaskade in unterschiedliche Planungskonstellationen\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n \r\nalle 2 Jahre\r\n \r\n\r\n \r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nRückkopplung NEP-Ergebnisse in nächsten rTP\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":"2024-11-12"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007377","regulatoryProjectTitle":"Umsetzung des EU-Gas-/H2-Binnenmarktpaketes in nationales Recht","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c7/ab/377032/Stellungnahme-Gutachten-SG2411280014.pdf","pdfPageCount":1,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Appell der deutschen Fernleitungsnetzbetreiber an die Fraktionen im Deut-schen Bundestag: Verabschiedung des § 118 Abs. 3 EnWG ist eilbedürftig und muss noch in dieser Legislaturperiode umgesetzt werden. Andere Regelungen bedürfen eines geordneten parlamentarischen Verfahrens.\r\nDas Kabinett hat am 13.11.2024 noch eine Novelle zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Be-reich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung auf den Weg gebracht. Eine Vielzahl der enthaltenen Maßnahmen im EnWG-Entwurf sind von hoher Wichtigkeit und sollten aber mit der gebotenen Sorgfalt in einem geordneten parlamentarischen Verfahren in der neuen Legisla-turperiode diskutiert werden. Dazu gehört insbesondere das wichtige Thema der Höherauslastung im Stromübertragungsnetz und die damit verbundenen Auswirkungen auf andere leitungsgebundene Infrastrukturen wie die Gasnetze. Die aktuell im EnWG-E vorgesehene Regelung zur Kostentragung entsprechender Schutzmaßnahmen (§ 49a Absatz 6) ist eine Abkehr von der bisherigen Regulierungs-praxis und würde in eklatanter Weise gegen das Prinzip der Verursachungsgerechtigkeit verstoßen. Die durch die Energiewende verursachten Anforderungen an das Stromübertragungsnetz sollten nicht zulasten der Gasnetzkunden gehen dürfen. Wir sind zuversichtlich, dass im Rahmen eines geordneten parlamentarischen Verfahrens in der nächsten Legislaturperiode ein für alle Parteien tragfähiger Kom-promiss für eine Neuregelung gefunden werden kann.\r\nGleichzeitig gibt es Neuregelungen im EnWG-E, die keinen Aufschub dulden. Dazu gehört ein techni-scher aber hoch relevanter Artikel (§ 118 Abs. 3), der es den deutschen Fernleitungsnetzbetreibern ermöglichen soll, an der Gründung und am Aufbau des Europäischen Verbandes der Wasser-stofftransportnetzbetreiber (ENNOH) in Brüssel mitwirken zu können. Die Gründung dieses Verban-des im Frühjahr 2025 ist durch das EU-Gasmarktpaket vorgeschrieben. Im Rahmen von ENNOH arbei-ten Wasserstofffernleitungsnetzbetreiber auf Unionsebene zusammen, um die Entwicklung und das reibungslose Funktionieren des Wasserstoffbinnenmarkts sowie den grenzüberschreitenden Handel zu fördern und eine optimale Verwaltung, einen koordinierten Betrieb und die sachgerechte techni-sche Weiterentwicklung des europäischen Wasserstofffernleitungsnetzes zu gewährleisten. Als Land mit dem größten Wasserstoffnetz in Europa ist es daher von zentraler Bedeutung, dass die deutschen Wasserstofffernleitungsnetzbetreiber an der Gründungsphase mitwirken, da hier wesentliche Ent-scheidungen und Weichenstellungen als Voraussetzung für den Wasserstoff-Hochlauf getroffen wer-den. Ohne eine entsprechende Verankerung der Zertifizierungsmöglichkeit (gem. § 118 Abs. 3) als Wasserstofffernleitungsnetzbetreiber im EnWG liegen die Bedingungen für die deutsche Mitglied-schaft bei ENNOH nicht vor und die deutschen Wasserstofffernleitungsnetzbetreiber könnten nicht als vollwertige Gründungsmitglieder agieren bzw. wären von der Mitgliedschaft so lange ausgeschlos-sen, bis das EnWG eine solche Zertifizierungsmöglichkeit vorsieht. Das kann nicht im Interesse Deutschlands sein. Daher ist die Verabschiedung dieses Artikels noch in dieser Legislaturperiode zwin-gend! Die FNB appellieren daher an die im deutschen Bundestag vertretenen Fraktionen, den Weg für eine Beteiligung Deutschlands an der Gründung von ENNOH zu ebnen."},"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":"2024-11-20"},{"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":"2024-11-20"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007377","regulatoryProjectTitle":"Umsetzung des EU-Gas-/H2-Binnenmarktpaketes in nationales Recht","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/bc/8a/587459/Stellungnahme-Gutachten-SG2507180025.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":"2.\r\nRegionen sind planungsrelevante Unterteilungen des deutschen Gasverteilnetzes. Die Ausgestaltung der Regionen sollte auf Basis technisch-funktionaler Kriterien (z.B. Netzhydraulik, Druckstufe, usw.) der FNB- sowie der VNB-Ebene erfolgen. Konkrete Zuschnitte der Regionen nehmen die Netzbetreiber einvernehmlich vor.\r\n3.\r\nDie Netzbetreiber sind verpflichtet, alle Informationen untereinander zur Verfügung zu stellen, die zur sachgerechten Erstellung der regionalen Transformationsplanung erforderlich sind. Hierzu zählen insbesondere Informationen zur Transformation und deren zeitliche Entwicklung.\r\n4.\r\nAlle Netzbetreiber sind berechtigt im Rahmen einer Kooperationsvereinbarung untereinander verbindlich zusammenzuarbeiten, um die regionale Transformationsplanung auszugestalten."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-16"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0007377","regulatoryProjectTitle":"Umsetzung des EU-Gas-/H2-Binnenmarktpaketes in nationales Recht","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/3f/25/643660/Stellungnahme-Gutachten-SG2511250014.pdf","pdfPageCount":33,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"zur Verbändeanhörung des Bundesministeriums für\r\nWirtschaft und Energie\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Änderung des\r\nEnergiewirtschaftsgesetzes und weiterer\r\nenergierechtlicher Vorschriften zur Umsetzung des\r\nEuropäischen Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets\r\nBerlin, 24. November 2025\r\nFNB Gas - Stellungnahme\r\nÜber FNB Gas:\r\nFNB Gas e.V. ist der Zusammenschluss der überregionalen deutschen Fernleitungsnetzbetreiber. Seine Mitglieder betreiben zusammen ein rund 40.000 Kilometer langes Leitungsnetz für den Transport von Erdgas und errichten gemeinsam das rund 9.000 Kilometer lange Wasserstoff-Kernnetz. Die Vereinigung unterstützt ihre Mitglieder bei der Erfüllung ihrer gesetzlichen und regulatorischen Verpflichtungen. Zudem koordiniert sie die integrierte Netzentwicklungsplanung für Gas und Wasserstoff auf der Transportnetzebene. Darüber hinaus tritt die Vereinigung für die aktive Förderung eines sicheren, wirtschaftlichen, umweltgerechten und klimafreundlichen Betriebs der Gastransportinfrastruktur sowie für ihre kontinuierliche Weiterentwicklung an die Bedarfe des zukünftigen Energiesystems ein.\r\nMitglieder der Vereinigung sind die Unternehmen bayernets GmbH, Fluxys TENP GmbH, Ferngas Netzgesellschaft mbH, GASCADE Gastransport GmbH, Gastransport Nord GmbH, Gasunie Deutschland Transport Services GmbH, NaTran Deutschland GmbH, Nowega GmbH, ONTRAS Gastransport GmbH, Open Grid Europe GmbH, terranets bw GmbH und Thyssengas GmbH.\r\nVereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V. • Georgenstr. 23 • 10117 Berlin • www.fnb-gas.de Lobbyregister-Nr.: R002747\r\nFNB Gas dankt für die Möglichkeit der Stellungnahme im Rahmen der Verbändeanhörung zur Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) zur Umsetzung des Europäischen Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets. Die Novelle ist eine wichtige Grundlage für die Transformation des Gasmarktes hin zu einem klimaneutralen Energiesystem. Wasserstoff und andere erneuerbare Gase werden in diesem klimaneutralen Energiesystem eine zentrale Rolle mit Blick auf die Versorgungssicherheit, aber auch die Resilienz spielen und sie ermöglichen die Dekarbonisierung ganzer Industriezweige und weiterer Sektoren.\r\nDarum fordern die Fernleitungs- und Wasserstofftransportnetzbetreiber (FNB/WTNB) ganz ausdrücklich auch weiterhin ein klares und engagiertes politisches Bekenntnis für Wasserstoff ein, das sich auch in den Regelungen des EnWG niederschlagen muss. Der allgemeine Programmsatz in § 1b Abs. 3, wonach die Verwendung von Wasserstoff insbesondere auf Kunden in schwer zu dekarbonisierenden Sektoren ausgerichtet werden soll, könnte zu Verunsicherungen bei den Investoren in dem noch entstehenden Wasserstoffmarkt führen. Daher sollte klargestellt werden, dass dieser Programmsatz keine Maßgabe für die Netzentwicklungsplanung auf der Transport- und der Verteilernetzebene ist und auch keine Beschränkungen oder Priorisierung bei der Vergabe von Transportkapazitäten nach sich zieht.\r\nNeben der Umsetzung des Europäischen Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets bietet die vorliegende Novelle die Möglichkeit, Anpassungen am Rechtsrahmen für den Aufbau der Wasserstoffinfrastruktur vorzunehmen. Dabei schlagen die FNB/WTNB die Schaffung von mehr Flexibilität bei der Umsetzung von Maßnahmen des Kernnetzes sowie die Anpassung der Finanzierungsbedingungen für das Wasserstoff-Kernnetz vor. Um die Kapitalmarktfähigkeit des Finanzierungssystems sicherzustellen, muss die Risikodisposition der Netzbetreiber verringert und an die aktuelle Marktentwicklung angepasst werden. Gleichzeitig sollen die Investitionskosten der Netzbetreiber die Kosten für die Netzkunden nicht signifikant erhöhen. Mit Blick auf die umzusetzenden Entflechtungsregelungen und den Zertifizierungsprozess für die Wasserstofftransportnetzbetreiber begrüßt FNB Gas die eröffnete Möglichkeit der Inanspruchnahme der in der Richtlinie vorgesehen Ausnahmeregelung von der horizontalen Entflechtung. Für den damit verbundenen Prozess der Zertifizierung mahnen die FNB jedoch die Vermeidung von unnötigen bürokratischen Verfahren und eine Beschleunigung der Verfahrensschritte an. Dies ist nicht nur vor dem Hintergrund des allgemeinen Versprechens der Bundesregierung zu Bürokratieabbau angezeigt, sondern soll den WTNB die Möglichkeit eröffnen, bei der Gründung und der Arbeit des Verbandes der Europäischen Transportnetzbetreiber (ENNOH) frühzeitig mitzuwirken.\r\nMit Blick auf die zukünftigen Netzentwicklungspläne auf der Transport- und auf der Verteilernetzebene weist FNB Gas darauf hin, dass eine Vielzahl neuer Anforderungen und Aufgaben auf die Netzbetreiber aber auch die genehmigenden Behörden zukommen, die die Komplexität und die gegenseitigen Abhängigkeiten weiter erhöhen. Die Verzahnung der neuen Planungsinstrumente auf der Verteilernetzebene mit der Transportebene ist eine sinnvolle und notwendige Voraussetzung für eine erfolgreiche Transformationsplanung auf allen Ebenen, die dem übergeordneten politischen Ziel der Klimaneutralität dienen muss. Gleichzeitig vermissen die FNB eine klare Zielvorstellung, wie die verschiedenen Prozesse und Vorgaben der europäischen Netzentwicklungsplanung TYNDP, der nationalen integrierten Netzentwicklungsplanung (NEP Gas und Wasserstoff), der integrierten Verteilernetzentwicklungsplan und der Regionalplanung sowie der Systementwicklungsstrategie sinnvoll und konsistent ineinandergreifen sollen.\r\nAnregen möchte FNB Gas auch die Überprüfung und Klarstellung einer Reihe von Begrifflichkeiten.\r\n2\r\n3\r\n1. Allgemeine Vorschriften\r\nFNB Gas weist auf Unklarheiten, Inkonsistenzen und Widersprüchlichkeiten in Verständnis und Gebrauch unterschiedlicher Begriffe entwurfsübergreifend hin und regt eine Überprüfung, die Klarstellung und die Einführung neuer Begriffsdefinitionen ein. Eine stringente Implementierung von Begriffen im EnWG schafft Rechtssicherheit und dient außerdem der besseren Lesbarkeit.\r\nDie nachstehende Auswahl an Begriffen ist nicht erschöpfend und soll nur einen Einblick in die Problematik geben.\r\nVerwendung von „Gas“ und „erneuerbares Gas“ klarstellen: § 3 Nr. 19a EnWG-E\r\nDie Begriffe stellen nun nicht mehr auf die Erzeugung des Gases ab. Allerdings bleiben die Begriffe unbestimmt und werden nicht genauer erläutert. Der Begriff „Gas“ übernimmt identisch die Definition von Erdgas aus der Richtlinie. Die Anpassung des Begriffs „Gas“ führt dazu, dass unter Gas nunmehr Erdgas, Biomethan und Wasserstoff zu fassen ist. Mit dem neu eingeführten unbestimmten Rechtsbegriff „andere Gase“ können weitere Gase ins Gasnetz eingespeist werden, solange dies technisch möglich ist. Im Gasversorgungsnetz darf aktuell - und auch weiterhin - ein Anteil von u.a. Biomethan beigefügt sein. Das EnWG enthält weiterhin das Wort „Erdgas“, welches nun zwingend stringent durch das Wort „Gas“ ersetzt werden sollte.\r\nGleichzeitig wird der Begriff „Biogas“ nach § 3 Nr. 10g EnWG gestrichen und der neue Begriff\r\n„erneuerbares Gas“ in § 3 Nr. 18d EnWG-E eingefügt. Die Definition nach § 3 Nr. 10g EnWG enthielt den Begriff „Biomethan“, welcher nun nicht mehr im EnWG-E definiert ist und nur einmalig im EnWG-E, und zwar bei der Begriffsdefinition „Gas“, auftaucht. „Biogas“ wiederrum wird im EnWG verwendet, jedoch nicht definiert bzw. ist nunmehr „erneuerbares Gas“.\r\nEigene Begriffsdefinition für Biogas\r\nHinsichtlich der Streichung des § 3 Nr. 10g EnWG wird die darin liegende Aufhebung der Gleichstellung von Wasserstoff mit Biomethan begrüßt. Die Gleichstellung stammt noch aus einer Zeit, als ein dezidiertes Wasserstoff(kern)netz nicht absehbar war. Die Aufrechterhaltung der Definition hätte insofern zu Fehlanreizen geführt, als damit weiterhin die Biogasprivilegien auf eine Beimischung von Wasserstoff in das Erdgasnetz anwendbar gewesen wären. Mit dem in Entstehung befindlichen Wasserstoff(kern)netz und auch mit der politischen Wertung der Verordnung (vgl. Erwägungsgrund Nr. 74 der Verordnung (EU) 2024/1789, Beimischung als „letztes Mittel“) wäre die Gleichstellung nicht länger vereinbar gewesen.\r\nAllerdings wurde im Gesetzestext lediglich der Biogasbegriff durch den Begriff der „erneuerbaren Gase“ aus der Richtlinie/der Verordnung ersetzt und zusätzlich noch der Begriff kohlenstoffarmer Gase/Wasserstoff aufgenommen. Die Übernahme der Begriffe erneuerbarer und kohlenstoffarmer Gase mag europarechtlich geboten sein. Dies schließt jedoch nicht aus, dass zusätzlich national separate Begriffsdefinitionen für Biogas (Biomethan und synthetisches Methan i. S. d. bisherigen Begriffsdefinition) einerseits sowie für Wasserstoff andererseits in das EnWG aufgenommen\r\n4\r\nwerden. Somit würde ermöglicht, hinsichtlich der Förderregelungen, der Netzanschlussregelungen sowie der Netzzugangsbedingungen etc. spezifische, zielgenaue Regelungsregime schaffen zu können, wie das bereits in der Systematik der Regelungen zum Netzzugang und -anschluss und den neuen Kompetenzen der Bundesnetzagentur angelegt ist. Damit wäre ein Anknüpfungspunkt vorhanden, um einerseits einen eingeschwungenen, aber tendenziell zurückgehenden Markt und andererseits den im Hochlauf befindlichen neuen Wasserstoffmarkt jeweils zielgenau und wirksam zu regeln. Jedenfalls wäre für Biogas eine eigene Begriffsdefinition weiterhin sehr zu begrüßen, knüpfen doch bereits erlassene Festlegungen der BNetzA an den Biogasbegriff des EnWG an, ohne dass dies im Widerspruch zum Unionsrecht stünde (siehe z. B. Rz. 28 der Begründung der Festlegung BK7-24-01-010 ZuBio). Dies gilt ebenso für die noch fortlaufenden Regelungen zu Biogas in der GasNEV sowie in § 118 Abs. 4 EnWG-E.\r\n„Wasserstoff“ in Abgrenzung zu „Gas“ als neuen Begriff in das EnWG-E einführen\r\nAuffällig ist, dass der Begriff „Wasserstoff“ nicht im Entwurf definiert wird. Gleichwohl nennt die Begründung zu § 3 Nr. 19a EnWG-E die aus der EU-Richtlinie stammenden Begriffe Erdgas, Wasserstoffsystem, erneuerbares Gas, kohlenstoffarmes Gas und kohlenstoffarmer Wasserstoff. Weil eine Definition von Wasserstoff oder zumindest Wasserstoffsystem fehlt, bleibt unklar, ab wann „Wasserstoff“ Wasserstoff ist, ab wann ein Wasserstoffsystem vorliegt und ob z. B. kohlenstoffarmer Wasserstoff unter den oft verwendeten Begriff „Wasserstoff“ fällt. Die Widersprüchlichkeit erkennt man z. B. an den Ausführungen in § 42c Abs. 2 S. 1 Nr. 4 EnWG-E, nach denen Wasserstoff aus „Wasserstoff aus erneuerbaren Quellen“, „kohlenstoffarmem Wasserstoff“ und „Wasserstoff aus nicht-erneuerbaren und aus nicht-kohlenstoffarmen Quellen in einem Restenergieträgermix“ bestehen kann und entsprechend anzugeben ist. Alle Arten von Wasserstoff sollten unter den zu definierenden Begriff „Wasserstoff“ zu fassen und somit in der Definition enthalten sein.\r\nWidersprüchlichkeiten im gesamten Entwurf aufheben\r\nAus den vorgenannten Unklarheiten ergeben sich über den gesamten Entwurf hinweg viele Beispiele für Widersprüchlichkeiten, die in der Überarbeitung des Referentenentwurfes aufgelöst werden sollten. Nach der aktuellen Definition von „Fernleitung“ (§ 3 Nr. 19 EnWG) wären die Fernleitungsnetzbetreiber keine Fernleitungsnetzbetreiber im Sinne dieser Definition, weil ihre Netze Gas enthalten und eben nicht nur Erdgas wie es die Definition vorgibt. Dass die Verengung des Begriffes „Gas“ auf Methangas (siehe Begründung zu § 3 Nr. 19a EnWG-E) zu Widersprüchlichkeiten führt, lässt sich daran erkennen, dass andere Gasarten – unter dem Vorbehalt der Netzsicherheit – weiterhin in das Gasnetz eingespeist werden dürfen und auch Wasserstoff erfasst ist. Wollte man den Gasbegriff, wie im ersten Teil der Gesetzesbegründung angedeutet, auf Methan einschränken, müsste eine Überprüfung des gesamten EnWG auf die gesetzlichen Auswirkungen vorgenommen werden. So müsste sich u. a. die steuerneutrale Übertragung in § 6 Abs. 2 S. 1 EnWG-E (Punkt 11b des Gesetzentwurfs) dann auf den Strom-, Gas-und Wasserstoffbereich beziehen. Ein weiteres Beispiel findet sich in § 16d Abs. 3 Nr. 1 EnWG-E, welcher den Begriff „Erdgas“ enthält, obwohl hier „Gas“ gemeint sein muss.\r\n5\r\nBegriffe „Versorgung“ und „Belieferung“ einheitlich nutzen: §§ 3 Nr. 39a und 39f EnWG-E\r\nIm Zuge der Überarbeitung der Begriffsbestimmungen des EnWG sollte eine Vereinheitlichung der Verwendung der Begrifflichkeiten „Versorgung“ und „Belieferung“ im Rahmen des Netzbetriebs erfolgen. Die bisherige, nicht konsistente Verwendung der Begrifflichkeiten im Rahmen des Netzbetriebs wird anhand der Unterschiede im Wortlaut der Definition von Fernleitung (§ 3 Nr. 19 EnWG), Übertragung (§ 3 Nr. 32 EnWG) sowie Verteilung (§ 3 Nr. 37 EnWG) deutlich und setzt sich in den Begriffsbestimmungen des „Wasserstoffnetzes“ (§ 3 Nr. 39a EnWG-E) und des\r\n„Wasserstofftransports“ (§ 3 Nr. 39f EnWG-E) fort. Es sollte klargestellt werden, dass – wie bei der Definition von „Verteilung“ (§ 3 Nr. 37 EnWG) – der Netzbetrieb stets die Versorgung von Kunden ermöglichen soll, jedoch nicht der Belieferung der Kunden (i. S. v. Verkauf von Energie) selbst dient. Die Begriffsbestimmungen sind dementsprechend anzupassen.\r\nDefinition für „Arbeitstage“ in § 3 EnWG aufnehmen\r\nDer in §§ 4a ff. EnWG-E verwendete Begriff „Arbeitstage“ ist nicht legaldefiniert. Der Begriff\r\n„Arbeitstage“ muss entweder in § 3 EnWG definiert werden oder es muss der Begriff „Werktag“ oder „Kalendertag“ verwendet werden, weil diese legaldefiniert sind. Zudem stellt sich die Frage, warum für Übertragungsnetzbetreiber vier Monate und für Fernleitungsnetzbetreiber bzw. Wasserstofftransportnetzbetreiber 100 Tage gelten. Hier sollte gesetzgeberisch ein Gleichlauf erzielt werden.\r\nBisherige Verwaltungspraxis auch für Wasserstoffversorgungsnetze beibehalten: § 4 Abs. 6 EnWG-E\r\nFNB Gas begrüßt, dass die Genehmigung zum Betrieb eines Gasversorgungsnetzes nach § 4 Abs. 6 EnWG-E auch als Genehmigung für den umgestellten Betrieb als Wasserstoffversorgungsnetz gelten soll. Diese Regelung vermeidet zusätzliche Bürokratie. Dem Wortlaut nach erfasst § 4 Abs. 6 EnWG-E allerdings nur solche Netzbetreiber, die über eine Genehmigung nach § 4 Abs. 1 EnWG verfügen. Vielen Fernleitungsnetzbetreibern liegt jedoch keine ausdrückliche Genehmigung im Sinne des § 4 Abs. 1 EnWG vor, da zu dem Zeitpunkt, zu dem diese Fernleitungsnetzbetreiber den Betrieb ihres Gasversorgungsnetzes aufgenommen haben, keine Genehmigungspflicht nach den dann geltenden Regelungen (z. B. § 5 EnWG 1935 oder § 3 EnWG 1998) für den Betrieb eines Energieversorgungsnetzes bestand.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„(6) Genehmigungen nach Absatz 1 für den Betrieb eines Gasversorgungsnetzes oder der rechtmäßige Betrieb eines Gasversorgungsnetzes ohne Genehmigung nach Absatz 1 gelten auch als Genehmigungen für den umgestellten Betrieb dieses Gasversorgungsnetzes oder von Teilen davon als Wasserstoffversorgungsnetz. Die §§ 49 und 113c bleiben unberührt.“\r\n6\r\n2. Entflechtungs- und Zertifizierungsvorschriften\r\nFernleitungsnetz- und Wasserstoffnetzbetreiber als Transporteure von Gas und Wasserstoff bezeichnen: § 4b Abs. 3 Nr. 3 EnWG-E\r\nIn § 4b Abs. 3 Nr. 3 EnWG-E wird auf Anreize und die Fähigkeit Bezug genommen, dass Fernleitungsnetzeigentümer oder -betreiber bzw. Wasserstofftransportnetzeigentümer oder-betreiber Gas oder Wasserstoff an die Bundesrepublik Deutschland oder an die Union liefern. FNB Gas weist ausdrücklich darauf hin, dass Fernleitungsnetzbetreiber und Wasserstofftransportnetzbetreiber kein Gas oder Wasserstoff liefern, sondern lediglich transportieren. Vor diesem Hintergrund ist der Regelungsinhalt entsprechend anzupassen.\r\nSteuerneutrale Übertragung von Vermögenswerten auch für Wasserstoffhochlauf sicherstellen:\r\n§ 6 Abs. 2 und 3 EnWG-E\r\nDie Änderungen in § 6 Abs. 2 und 3 EnWG-E zur steuerneutralen Übertragung von Vermögenswerten im Rahmen der gesellschaftsrechtlichen Entflechtung sind nicht hinreichend ausgestaltet. Durch die missverständliche Neufassung des § 3 Nr. 19a EnWG-E und die Verwendung des nicht definierten Begriffes „Gasbereich“ in § 6 Abs. 2 EnWG-E ist nicht sichergestellt, dass von der Regelung des § 6 Abs. 2 EnWG-E auch der Wasserstoffbereich umfasst ist.\r\nBei der Ausgestaltung muss darüber hinaus berücksichtigt werden, dass die steuerneutrale Übertragung für den Wasserstoffbereich auch im Falle einer gesetzlichen Ausnahme von der gesellschaftsrechtlichen Entflechtung gewährt werden muss, falls ein Unternehmen aus anderen Gründen eine gesellschaftsrechtliche Trennung von Methan- und Wasserstoff-Netzbetrieb durchführt. Vor allem aber muss der Tatsache Rechnung getragen werden, dass der Übergang von Wirtschaftsgütern, anders als damals bei der Entflechtung der Strom- und Gas-Unternehmen, für die § 6 Abs. 2 bis 4 EnWG formuliert wurde, der Eigentumsübergang im Wasserstoff-Hochlauf nicht einmalig, sondern über mehrere Jahre verteilt und schrittweise voranschreiten wird. Um den Übertrag einzelner Vermögenswerte steuerlich neutral zu ermöglichen, muss die Fiktion des Teilbetriebes daher auf einzelne Assets Anwendung finden. Daher schlägt der FNB Gas folgende Anpassung und Ergänzung des § 6 Abs. 2 und 3 EnWG-E und § 6 Abs. 4 EnWG vor.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„(2) Die in engem wirtschaftlichen Zusammenhang mit der rechtlichen und operationellen Entflechtung eines Verteilernetzes im Strom- und Gasbereich, eines Transportnetzes im Strom- und Gasbereich oder eines Betreibers von Gasspeicheranlagen nach § 7 Absatz 1 und den §§ 7a bis 10e oder im Rahmen bzw. infolge der rechtlichen oder operationellen Entflechtung eines Wasserstoffnetzbetreibers nach § 10f übertragenen Wirtschaftsgüter gelten als Teilbetrieb im Sinne der §§ 15, 16, 18, 20 und 24 des Umwandlungssteuergesetzes. Satz 1 gilt nur für diejenigen Wirtschaftsgüter, die unmittelbar auf Grund des Organisationsakts der Entflechtung eines Verteilernetzes, eines Transportnetzes oder eines Betreibers von Gasspeicheranlagen nach § 7 Absatz 1 und §§ 7a bis 10e übertragen werden sowie für alle Wirtschaftsgüter, die im Rahmen bzw. infolge der Entflechtung eines\r\n7\r\nWasserstoffnetzbetreibers nach § 10f auf einen Wasserstoffnetzbetreiber übertragen werden. Für die Anwendung des § 15 Absatz 1 Satz 1 des Umwandlungssteuergesetzes gilt auch das Vermögen als zu einem Teilbetrieb gehörend, das der übertragenden Körperschaft im Rahmen des Organisationsakts der Entflechtung sowie nach Übertragungen im Sinne von Satz 2, 2. Halbsatz verbleibt. § 15 Absatz 2 und § 22 des Umwandlungssteuergesetzes, § 34 Absatz 7a des Körperschaftsteuergesetzes sowie § 6 Absatz 3 Satz 2 und Absatz 5 Satz 4 bis 6 sowie § 16 Absatz 3 Satz 3 und 4 des Einkommensteuergesetzes sind auf Maßnahmen nach Satz 1 nicht anzuwenden, sofern diese Maßnahme von Transportnetzbetreibern im Sinne des § 3 Nummer 31h oder Betreibern von Gasspeicheranlagen bis zum 3. März 2012 ergriffen worden sind oder im Rahmen bzw. infolge der Entflechtung eines Wasserstoffnetzbetreibers nach § 10f oder bei der Übertragung von Wirtschaftsgütern auf einen Wasserstoffnetzbetreiber bis zum 31. Dezember 2055 ergriffen werden. Satz 4 gilt bezüglich des § 22 des Umwandlungssteuergesetzes und der in § 34 Absatz 7a des Körperschaftsteuergesetzes genannten Fälle für Verteilernetzbetreiber, Transportnetzbetreiber oder eines Betreibers von Gasspeicheranlagen nach § 7 Absatz 1 und §§ 7a bis 10f nur für solche mit der siebenjährigen Sperrfrist behafteten Anteile, die zu Beginn der rechtlichen oder operationellen Entflechtung bereits bestanden haben und deren Veräußerung unmittelbar auf Grund des Organisationsakts der Entflechtung erforderlich ist. Für den Erwerber der Anteile gilt Satz 4 nicht und dieser tritt bezüglich der im Zeitpunkt der Veräußerung der Anteile noch laufenden Sperrfrist unter Besitzzeitanrechnung in die Rechtsstellung des Veräußerers ein. Bei der Prüfung der Frage, ob die Voraussetzungen für die Anwendung der Sätze 1 und 2 vorliegen, leistet die Regulierungsbehörde den Finanzbehörden Amtshilfe (§ 111 der Abgabenordnung).\r\n(3) Erwerbsvorgänge im Sinne des § 1 des Grunderwerbsteuergesetzes, die sich für Verteilernetzbetreiber im Strom- und Gasbereich, Transportnetzbetreiber im Strom- und Gasbereich oder Betreiber von Gasspeicheranlagen aus der rechtlichen oder operationellen Entflechtung nach § 7 Absatz 1 und den §§ 7a bis 10e oder die sich im Rahmen bzw. Infolge der Entflechtung eines Wasserstoffnetzbetreibers nach § 10f ergeben, sind von der Grunderwerbsteuer befreit. Absatz 2 Satz 4 und 7 gelten entsprechend.\r\n(4) Die Absätze 2 und 3 gelten nicht für diejenigen Unternehmen, die eine rechtliche Entflechtung auf freiwilliger Grundlage vornehmen. Satz 1 gilt nicht für die rechtliche Entflechtung eines Wasserstoffnetzbetreibers nach § 10f Absatz 1.“\r\nAustausch von wirtschaftlich vorteilhaften und wirtschaftlich sensiblen Informationen zwischen Netzbetreibern klarstellend ermöglichen: § 6a EnWG-E\r\nDie vorgesehene Ergänzung von § 6a Abs. 2 EnWG-E greift zu kurz und behebt ein weiterhin bestehendes, redaktionelles Problem nicht. Daher sollte die EnWG-Überarbeitung genutzt werden, um sowohl eine die wirtschaftlich sensiblen als auch vorteilhaften Informationen umfassende Regelung zu schaffen. Diese sollte sich aber nicht nur auf die genannten Netzbetreiber des vertikal integrierten Unternehmens beziehen, sondern spartenübergreifend auf alle Netzbetreiber, einschließlich Übertragungsnetzbetreiber, da diese zur Zusammenarbeit gesetzlich verpflichtet sind. Um dabei aber dem in Absatz 2 vorgesehenen Umgang mit wirtschaftlich vorteilhaften\r\n8\r\nInformationen gerecht zu werden, sollte die Entscheidung über die Offenlegung bei dem Netzbetreiber verbleiben, von dem diese Informationen stammen, und daher alle empfangenden Netzbetreiber diese so vertraulich wie wirtschaftlich sensiblen Informationen behandeln.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„(2) Legen das vertikal integrierte Unternehmen, Transportnetzeigentümer, Netzbetreiber, ein Gas- oder Wasserstoffspeicheranlagenbetreiber oder ein Betreiber von LNG-Anlagen oder von Wasserstoffterminals über die eigenen Tätigkeiten Informationen offen, die wirtschaftliche Vorteile bringen können, so stellen sie sicher, dass dies in nicht diskriminierender Weise erfolgt. Sie stellen insbesondere sicher, dass wirtschaftlich sensible Informationen gegenüber anderen Teilen des Unternehmens vertraulich behandelt werden. Eine Weitergabe an andere Teile des Unternehmens ist zulässig, sofern es sich bei den anderen Teilen des Unternehmens um Fernleitungsnetzbetreiber, Verteilernetzbetreiber oder Wasserstoffnetzbetreiber handelt.\r\n(3) In Bezug auf die Informationen im Sinn der Absätze 1 und 2 ist insbesondere sicherzustellen, dass wirtschaftlich sensible Informationen gegenüber anderen Teilen des vertikal integrierten Unternehmens vertraulich behandelt werden. Eine Weitergabe dieser Informationen an andere Teile des Unternehmens, aber auch an sonstige Dritte ist zulässig, sofern es sich bei den Dritten um Fernleitungsnetzbetreiber, Übertragungsnetzbetreiber, Verteilernetzbetreiber oder Wasserstoffnetzbetreiber handelt. Diese Dritten haben die erhaltenen Informationen wie wirtschaftlich sensible Informationen zu behandeln.“\r\nDefinition für Energieversorgungsunternehmen nutzen: § 6b Abs. 1 S. 1 EnWG-E\r\nIn § 6b Abs. 1 S. 1 EnWG-E soll der Begriff der „Elektrizitäts- oder Gasunternehmen“ durch\r\n„Energieunternehmen“ ersetzt werden. Der Begriff des Energieunternehmen ist jedoch nicht definiert. Um deutlich zum Ausdruck zu bringen, dass unter Energieunternehmen Elektrizitäts-, Gas-und Wasserstoffunternehmen zu subsumieren sind, ist auf die verfügbare Definition des Energieversorgungsunternehmens gemäß § 3 Nr. 18 EnWG zurückzugreifen.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„(1) Vertikal integrierte Unternehmen im Sinne des § 3 Nummer 38, einschließlich rechtlich selbständiger Unternehmen, die zu einer Gruppe verbundener Energieunternehmen Energieversorgungsunternehmen gehören und mittelbar oder unmittelbar energiespezifische Dienstleistungen erbringen, und rechtlich selbständige Netzbetreiber sowie Betreiber von Gas- oder Wasserstoffspeicheranlagen haben ungeachtet ihrer Eigentumsverhältnisse […].“\r\n9\r\nKernnetzbetreibern die Zertifizierung für Wasserstofftransportnetze ermöglichen: § 10f Abs. 1 Nr. 1 EnWG-E\r\n§ 10f Abs. 1 Nr. 1 EnWG-E formuliert als Voraussetzung für die Zertifizierung als Unabhängiger Betreiber eines Wasserstoffnetzes das Eigentum an einem Wasserstoffnetz. Diese Parallelformulierung zum § 10 Abs. 1 Nr.1 EnWG aus der Entflechtung des Erdgasnetzes passt nicht auf den anders gelagerten Sachverhalt im Hochlauf des Wasserstoffnetzes, da dieses – anders als damals das Erdgasnetz – zum Zeitpunkt der Zertifizierung noch gar nicht oder nur teilweise aufgrund von bereits auf Wasserstoff umgestellten Leitungen existiert. Trotzdem sind die Wasserstoff-Kernnetzbetreiber nach § 28q Abs. 7 S. 5 EnWG bereits zur Umsetzung der entsprechenden Projekte aus der Genehmigung des Wasserstoff-Kernnetzes verpflichtet und unterliegen nach § 28j Abs. 1 EnWG der Regulierung. Daher ist folgende Ergänzung notwendig:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„(1) Ein Unabhängiger Betreiber eines Wasserstofftransportnetzes als Teil eines vertikal integrierten Unternehmens kann nach Maßgabe dieser Vorschrift benannt werden\r\n1. von einem bis zum Ablauf des [einsetzen: Datum des Tags vor dem Inkrafttreten dieses Gesetzes nach Artikel 6] nach § 4a zertifizierten Betreiber eines Fernleitungsnetzes, der einzeln oder gemeinsam mit anderen bis zum Ablauf des [einsetzen: Datum des Tags vor dem Inkrafttreten dieses Gesetzes nach Artikel 6] nach § 4a zertifizierten Betreibern von Fernleitungsnetzen, unmittelbar oder vermittelt durch Beteiligungen, Eigentümer eines Wasserstofftransportnetzes ist oder Adressat der Genehmigung des Wasserstoff-Kernnetzes nach § 28r Absatz 8 Satz 1 ist, oder“\r\nIn der Richtlinie vorgesehene Synergien zwischen entflochtenen Wasserstofftransportnetz- und Fernleitungsnetzbetreibern umsetzen: § 10f Abs. 1 S. 2 Nr. 4 und § 10f Abs. 1 S. 3 EnWG-E\r\nDie Erwägungsgründe 81 bis 83 der Richtlinie (EU) 2024/1788 heben hervor, dass die festgelegten Entflechtungsvorgaben dazu dienen sollen, „Transparenz in Bezug auf die Finanzierung und die Verwendung der Zugangsentgelte zu gewährleisten“ (Erwägungsgrund 82). Um dieses zu erreichen,\r\n„sollten Tätigkeiten des Wasserstofffernleitungsnetzes von anderen Tätigkeiten des Netzbetriebs für andere Energieträger getrennt werden, zumindest in Bezug auf die Rechtsform und die Rechnungslegung der Netzbetreiber“ (Erwägungsgrund 83, aber auch in Erwägungsgrund 82 angesprochen).\r\nDabei soll aber berücksichtigt werden, dass „Fernleitungsnetzbetreiber im Erdgassektor, für die eine Ausnahme gemäß dieser Richtlinie gilt, (...) für die Zwecke der Feststellung, ob sie für die Verwendung des Modells des integrierten Wasserstofffernleitungsnetzbetreibers in Betracht kommen, als zertifiziert gelten“ sollten (Erwägungsgrund 81). Ausdrücklich wird aufgezeigt, dass\r\n„die Schaffung eines Tochterunternehmens oder einer separaten Rechtsperson innerhalb der Konzernstruktur eines Erdgasfernleitungs- oder Verteilernetzbetreibers als ausreichend angesehen werden, ohne dass eine funktionelle Entflechtung der Unternehmensführung oder eine Trennung von Unternehmensleitung oder Personal vorgenommen werden muss. Somit sollte Transparenz in Bezug auf die Kosten und die Finanzierung regulierter Tätigkeiten erreicht werden, ohne dabei die\r\n10\r\nSynergien und Kostenvorteile zu verlieren, die sich aus dem Betrieb mehrerer Netze ergeben könnten.“ (Erwägungsgrund 83).\r\nMit den nachfolgend vorgeschlagenen Ergänzungen wird, auch für die Durchführung der Zertifizierungsverfahren, klargestellt, dass im Rahmen der erforderlichen Zertifizierung eines Unabhängigen Betreibers eines Wasserstofftransportnetzes nicht ausschließlich auf diesen abzustellen ist, wenn er mit einem im Sinne von § 10 Abs. 1 EnWG zertifizierten Betreiber eines Fernleitungsnetzes verbunden ist. Wenn diese gemeinschaftlich alle Voraussetzungen erfüllen, besteht für diese verbunden Netzbetreiber die Möglichkeit, Synergien und Kostenvorteile, z.B. durch die Erbringung von erforderlichen Dienstleistungen, zu heben, die wiederum auch dem Markt zugutekommen, ohne dabei die Unabhängigkeit dieser Netzbetreiber gegenüber dem vertikal integrierten Unternehmen zu verringern.\r\nFormulierungsvorschlag\r\n„(1) (…) Der Unabhängige Betreiber eines Wasserstofftransportnetzes ist neben den Aufgaben nach Teil 3 Abschnitt 1 bis 3, 3b und 3c mindestens für folgende Bereiche verantwortlich:\r\n(…)\r\n(4) die Einrichtung und den Unterhalt solcher Einrichtungen, die üblicherweise für mehrere Teile des vertikal integrierten Unternehmens tätig wären, insbesondere eine eigene Rechtsabteilung und eigene Buchhaltung sowie die Betreuung der beim Unabhängigen Betreiber eines Wasserstofftransportnetzes vorhandenen In-formationstechnologie-Infrastruktur, soweit diese nicht durch einen nach den §§ 10 bis 10g entflochtenen Transportnetzbetreiber des vertikal integrierten Unternehmens zur Verfügung gestellt werden, sowie […]“\r\nFNB Gas schlägt des Weiteren vor, § 10f Abs. 1 S. 3 EnWG-E wie folgt zu ändern und um einen Satz 4 zu ergänzen:\r\nFormulierungsvorschlag\r\n„(1) (…) Im Übrigen sind die Vorgaben in § 10 Absatz 2 sowie die §§ 10a bis 10e für Unabhängige Transportnetzbetreiber im Sinne von § 10 Absatz 1 Satz 1 auf Unabhängige Betreiber eines Wasserstofftransportnetzes entsprechend anzuwenden, soweit sie das Verhältnis des Unabhängigen Betreibers eines Wasserstofftransportnetzes zum vertikal integrierten Unternehmen betreffen. Soweit sie das Verhältnis zu weiteren nach §§ 10 bis 10g entflochtenen Transportnetzbetreibern des vertikal integrierten Unternehmens betreffen, sind lediglich § 10 Absatz 2 Satz 2 und §10a Abs. 1, ausgenommen der personellen Mittel, anwendbar.“\r\n11\r\nForderung nach Zertifizierung einer eigenständigen Rechtspersönlichkeit streichen:\r\n§ 10f Abs. 2 S. 2 EnWG-E\r\nDie Regelung in § 10f Abs. 2 S. 2 EnWG-E suggeriert, dass zukünftig alle Wasserstofftransportnetzbetreiber, die Bruchteilseigentümer einer Wasserstofftransportleitung sind, ausschließlich zum Zweck der Zertifizierung jeweils eine eigenständige Rechtspersönlichkeit gründen müssen. Dies folgt daraus, dass der Entwurf – anders als der Art. 68 Abs. 4 Unterabsatz 2 der Richtlinie (EU) 2024/1788 – lediglich auf das gemeinsame Eigentum am Wasserstofftransportnetz abstellt, um die Pflicht zur Zertifizierung einer eigenständigen Rechtspersönlichkeit aufzuerlegen. Diese Forderung würde damit zunächst alle i. R. d. Errichtung des Wasserstoff-Kernnetzes umzustellenden Leitungen, die im Bruchteilseigentum stehen, betreffen und zu einem erheblichen administrativen und finanziellen Mehraufwand für die Bruchteilseigentümer führen. Im Wasserstoff-Kernnetz befinden sich ca. 10 Leitungen in Bruchteilseigentum. Dies würde bei Umsetzung der Regelung bedeuten, dass zusätzlich zu den 23 Wasserstoff-Kernnetzbetreibern weitere 10 hinzukommen würden. Außerdem entspricht eine solche Vorgabe nicht den bestehenden kreditvertraglichen Bestimmungen der Wasserstoff-Kernnetzbetreiber zur Finanzierung des Kernnetzes und würde Änderungen an bestehenden Kreditverträgen erforderlich machen, was wiederum das Risiko birgt, den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft zu verzögern. Unklar ist zudem, welche Auswirkungen die Gründung einer eigenständigen Rechtspersönlichkeit zum Zweck der Zertifizierung auf die Rechte und Pflichten im Zusammenhang mit dem Amortisationskonto hat. Unabhängig vom Wasserstoff-Kernnetz wären zukünftig auch weitere zu errichtende Wasserstofftransportnetze mit Leitungen, die im Bruchteilseigentum stehen, verpflichtet, eine separate Gesellschaft für die Zertifizierung zu gründen. Unklar bleibt auch, ob und welche Funktionen diese separate Gesellschaft außerdem ausüben und wie die weitere, z. B. auch personelle Ausstattung dieser Gesellschaft, aussehen soll. Die Regelung wirft damit weitere Fragen auf, die in der EnWG-Novelle bislang nicht geklärt sind.\r\nGemäß Artikel 68 Abs. 4 Unterabsatz 2 der Richtlinie (EU) 2024/1788, dessen Umsetzung diese Regelung dient, besteht diesbezüglich kein Regelungszwang. Vielmehr ermöglicht die Vorschrift, dass (Erdgas)Fernleitungsnetzbetreiber, die Gemeinschaftseigentum an Wasserstoffleitungen haben, sich nicht selbst als Wasserstofffernleitungsnetzbetreiber gemäß Artikel 68 Abs. 1 der Richtlinie (EU) 2024/1788 zertifizieren lassen müssen, sondern eine Rechtsperson unter gemeinsamer Kontrolle dieser (Erdgas)Fernleitungsnetzbetreiber. Dies soll ungeachtet dessen gelten, ob der Mitgliedstaat eine Ausnahme von der horizontalen Entflechtung erteilt hat. Zudem besteht keine zwingende Notwendigkeit für diese Regelung, da diese als Kann-Vorschrift ausgestaltet ist („…können die Mitgliedstaaten beschließen…“). Aus Gründen der Vermeidung weiteren bürokratischen Aufwands für die Wasserstofftransportnetzbetreiber schlägt FNB Gas daher vor, § 10f Abs. 2 S. 2 EnWG-E ersatzlos zu streichen.\r\nSeparaten Antrag auf Gewährung der Ausnahme vermeiden: § 10g Abs. 2 EnWG-E\r\nFNB Gas begrüßt ausdrücklich die Einführung der Möglichkeit einer Ausnahme von der horizontalen Entflechtung entsprechend den Regelungen von Art. 69 Abs. 2 ff. der Richtline 2024/1788 und die Verpflichtung der Fernleitungsnetzbetreiber, die Kosten-Nutzen-Analyse, zu erstellen. Jedoch sollte\r\n12\r\ndas Verfahren entsprechend der Intention der Art. 69 Abs. 2 ff. der Richtlinie 2024/1788 dahingehend angepasst werden, dass nicht jeder Fernleitungsnetzbetreiber einen separaten Antrag auf Gewährung der Ausnahme zu stellen hat. Vielmehr ist es ausreichend, wenn die Bundesnetzagentur bei Vorliegen ihrer positiven Bewertung zu der Kosten-Nutzen-Analyse feststellt, dass eine Ausnahme entsprechend zu den Vorgaben gewährt wird. Dies würde zum einen unnötige bürokratische Verfahren vermeiden und zum anderen das Verfahren beschleunigen. Eine Beschleunigung ist auch vor dem Hintergrund sinnvoll, da ein Abschluss des Zertifizierungsverfahrens innerhalb von 24 Monaten erfolgen muss, um die noch zu beantragende frühzeitige Mitgliedschaft der deutschen Wasserstofftransportnetzbetreiber bei dem Europäischen Netzwerk für Wasserstoffnetzbetreiber (ENNOH) nicht zu gefährden (s. Art 57 Abs. 3 lit. a) der Verordnung (EU) 2024/1789).\r\nIn § 10g Abs. 2 Nr. 1 lit. a) EnWG-E wird das in der Kosten-Nutzen-Analyse zu berücksichtigende Kriterium der Transparenz ergänzt durch den Zusatz „des Zugangs zu Wasserstoffnetzen“. Diese Ergänzung ist in den Richtlinienvorgaben nach Art. 69 Abs. 2 bis 4 der Richtlinie (EU) 2024/1788 nicht enthalten und sollte bei der EnWG-Umsetzung auch nicht hinzugefügt werden. Die Transparenz für die Netznutzer wird hinsichtlich des Netzzugangs dadurch sichergestellt, dass die netzzugangsbezogenen Transparenzvorschriften des Anhangs I der Verordnung (EU) 2024/1789 aus dem Erdgasbereich auf den Wasserstoffnetzbereich übertragen wurden (vgl. Ziff. 4 des Anhangs I der Verordnung (EU) 2024/1788). Es ist nicht ersichtlich, inwiefern die Ausnahme von der Gründung einer eigenen Gesellschaft hierauf einen Einfluss haben soll.\r\n§ 10g Abs. 2 Satz 7 EnWG-E regelt die zeitliche Überprüfung der Bewertung der Bundesnetzagentur der Ausnahme zur horizontalen Entflechtung. Demnach überprüft die Bundesnetzagentur die Bewertung hinsichtlich der Kosten-Nutzen-Analyse nach § 10g Abs. 2 Satz 1 Nr. 2 EnWG-E mindestens alle sieben Jahre oder auf begründeten Antrag der Europäischen Kommission. Das heißt, dass die Bundesnetzagentur die Bewertung spätestens alle sieben Jahre – aber auch früher – überprüfen muss. In Verbindung mit § 10g Abs. 2 Satz 8 EnWG-E kann die Bundesnetzagentur zudem jederzeit unverzüglich jegliche Informationen verlangen, die für die Bewertung der Kosten-Nutzen-Analyse nach § 10g Abs. 2 Satz 1 Nr. 2 EnWG-E oder die Aktualisierung der Bewertung erforderlich sind.\r\nDiese Regelung führt dazu, dass ein Fernleitungsnetzbetreiber zu keiner Zeit Rechtssicherheit darüber hat, ob die gewährte Ausnahme nach § 10g Abs. 2 Satz 1 EnWG-E längeren Bestand hat. Bereits jetzt ist festzustellen, dass die Kosten-Nutzen-Analyse einen enormen Aufwand bedeutet. Im Strom- und Erdgasbereich besteht die Ausnahme nach § 7 Abs. 2 EnWG, welche deutlich weniger Zeitaufwand erfordert und weniger komplex ist. Des Weiteren ist nicht zu erwarten, dass sich bei der Etablierung der Wasserstoffinfrastruktur innerhalb kürzester Zeit Änderungen ergeben, die Auswirkungen auf die Kosten-Nutzen-Analyse und deren Bewertung hätten. Eine, z. B. jährliche, Überprüfung der Bewertung würde demnach nur erhöhten Verwaltungsaufwand bedeuten. Um die Mindestanforderung der Richtlinie im Sinne der Vermeidung unnötiger bürokratischer Anforderungen umzusetzen, genügt eine Überprüfung alle sieben Jahre.\r\nFormulierungsvorschlag\r\n„(2) Die Bundesnetzagentur stellt fest, dass erteilt Unternehmen, die nach Absatz 1 zur Entflechtung verpflichtet sind, auf deren Antrag eine Ausnahme von dieser Verpflichtung zu gewähren ist, wenn\r\n13\r\n1. eine von einem Fernleitungsnetzbetreiber Unternehmen, einer Gruppe von oder allen Fernleitungsnetzbetreibern unter Berücksichtigung des aktuellen Stands der Wissenschaft erstellte Kosten-Nutzen-Analyse zu dem Ergebnis kommt, dass der Nutzen der Gewährung einer Ausnahme von einer Entflechtung nach Absatz 1 sich nicht negativ auswirkt auf:\r\na) die Transparenz des Zugangs zu Wasserstoffnetzen,\r\nb) die getrennte Finanzierung oder Refinanzierung des regulierten Anlagevermögens des Wasserstoff- und des Gasnetzbetriebs,\r\nc) die Entgelte für den Zugang zu Gas- oder Wasserstoffnetzen sowie\r\nd) den grenzüberschreitenden Handel mit Gas oder Wasserstoff, und\r\n2. die Bundesnetzagentur im Rahmen einer Bewertung, die innerhalb von [3] Monaten nach Veröffentlichung der Kosten-Nutzen-Analyse durchzuführen ist, die Ergebnisse der Kosten-Nutzen-Analyse nach Nummer 1 teilt.\r\nEine nach Satz 1 ergangene Feststellung erteilte Ausnahme kann mit Auflagen und Nebenbestimmungen versehen werden. Die Kosten-Nutzen-Analyse hat auch Angaben hinsichtlich des Zeitplans der erwarteten Übertragung von Vermögenswerten aus dem Erdgassektor auf den Wasserstoffsektor zu enthalten und die Bewertung der Bundesnetzagentur nach Satz 1 Nummer 2 diesen Zeitplan mit einzubeziehen. Die Fernleitungsnetzbetreiber sind verpflichtet, bei der Erstellung der Kosten-Nutzen-Analyse im erforderlichen Umfang zusammenzuarbeiten und die zur Erstellung der Kosten-Nutzen-Analyse erforderlichen Daten und Informationen untereinander auszutauschen. Die Fernleitungsnetzbetreiber veröffentlichen die Kosten-Nutzen-Analyse auf ihrer jeweiligen Internetseite unter Wahrung der Vertraulichkeit wirtschaftlich sensibler Informationen. Die Bundesnetzagentur kann im Wege einer Festlegung nach § 29 Absatz 1 Vorgaben hinsichtlich des Inhalts und der Methodik der Kosten-Nutzen-Analyse treffen. Die Bundesnetzagentur überprüft ihre nach Satz 1 Nummer 2 durchgeführte Bewertung hinsichtlich der Auswirkungen im Sinne von Satz 1 Nummer 1 Buchstabe a bis d mindestens alle sieben Jahre oder auf begründeten Antrag der Europäischen Kommission. Die Fernleitungsnetzbetreiber und die Ersteller einer Kosten-Nutzen-Analyse sind verpflichtet, der Bundesnetzagentur auf Verlangen unverzüglich alle Informationen, die für die Bewertung der Kosten-Nutzen-Analyse nach Satz 1 Nummer 2 oder die Aktualisierung der Bewertung erforderlich sind, zur Verfügung zu stellen.\r\n(3) Die Bundesnetzagentur widerruft eine nach Absatz 2 Satz 1 erteilte Ausnahme, wenn\r\n1. sie bei ihrer Überprüfung der Bewertung nach Absatz 2 Satz 7 zu dem Ergebnis kommt, dass sich die weitere Anwendung einer gewährten Ausnahme nach Absatz 2 Satz 1 negativ auf die Transparenz des Zugangs zu Wasserstoffnetzen, die getrennte Finanzierung des regulierten Anlagevermögens des Wasserstoff- und des Gasnetzbetriebs, die Entgelte für den Zugang zu Gas- oder Wasserstoffnetzen oder den grenzüberschreitenden Handel mit Gas oder Wasserstoff auswirkt, oder\r\n2. die Übertragung von Vermögenswerten aus dem Erdgassektor auf den Wasserstoffsektor regulierten Anlagevermögen des Betreibers des Fernleitungs-, Übertragungs-, Elektrizitäts- oder Erdgasverteilernetzes in das regulierte Anlagevermögen des Betreibers eines Wasserstofftransportnetzes abgeschlossen ist.“\r\n14\r\n3. Integrierte Netzentwicklungsplanung Gas- und Wasserstoff Entbürokratisierung in der Netzplanung umsetzen: § 15b Abs. 3 S. 4 EnWG-E\r\nGemäß § 15b Abs. 3 S. 4 EnWG-E hat der Szenariorahmen „die Festlegungen der Systementwicklungsstrategie sowie Wärmepläne und die Verteilernetzentwicklungspläne nach den §§ 16b bis 16e angemessen zu berücksichtigen, dabei können auch geeignete Transformationspläne der Verteilernetzbetreiber berücksichtigt werden.“\r\nFNB Gas schlägt im Sinne der Entbürokratisierung vor, die Verweise auf die Wärmepläne und die Transformationspläne zu streichen, da diese bereits im Zuge der Verteilernetzentwicklungspläne berücksichtigt werden.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„[…] Der Szenariorahmen hat die Festlegungen der Systementwicklungsstrategie sowie Wärmepläne und die Verteilernetzentwicklungspläne nach den §§ 16b bis 16e angemessen zu berücksichtigen, dabei können auch geeignete Transformationspläne der Verteilernetzbetreiber berücksichtigt werden.“\r\nInbetriebnahme von Maßnahmen als zentrale Informationsgröße: § 15c Abs. 2 S. 2 EnWG-E\r\n§ 15c Abs. 2 S. 2 EnWG-E sieht vor, dass „Insbesondere […] in den Netzentwicklungsplan ein Zeitplan für die Durchführung aller Netzausbaumaßnahmen sowie eine Liste der Maßnahmen, die in den nächsten drei Jahren durchgeführt werden müssen, aufzunehmen [ist].“\r\nDiese Formulierung ist in Bezug auf den Zeitplan zu unspezifisch. FNB Gas schlägt daher vor, den Satz wie folgt zu konkretisieren:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„Insbesondere ist in den Netzentwicklungsplan ein Zeitplan für die Durchführung aller Netzausbaumaßnahmen für jede Netzausbaumaßnahme das voraussichtlich geplante Inbetriebnahmejahr, sowie eine Liste der Maßnahmen, die in den nächsten drei Jahren durchgeführt werden müssen, aufzunehmen.“\r\nEuropäische und nationale Risikoberichte bereits im Szenariorahmen berücksichtigen: § 15c Abs. 2 S. 4 Nr. 2 EnWG-E\r\nIm neuen § 15c Abs. 2 S. 4 Nr. 4 EnWG-E ist vorgesehen, dass bei der Erstellung des Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff „die Ergebnisse der gemeinsamen und der nationalen Risikobewertungen nach Artikel 7 der Verordnung (EU) 2017/1938 in der Fassung vom 13. Juni 2024\r\n15\r\nzu berücksichtigen“ sind. Die FNB weisen darauf hin, dass die nationalen und europäischen Risikoberichte nicht veröffentlicht werden und somit nicht durch die FNB berücksichtigt werden können.\r\nSollten die Risikoberichte für die Zwecke der Netzentwicklungsplanung in Zukunft zugänglich sein, schlagen die FNB aus Gründen der Systematik vor, dass diese Anforderung bei der Erstellung des Szenariorahmens in § 15b EnWG aufgenommen wird, da es sich bei den Ergebnissen der Risikobewertungen vorrangig um Einflussgrößen auf die im Netzentwicklungsplan anzusetzenden Szenarien handelt.\r\nVolkswirtschaftlich ineffizienten Weiterbetrieb von Leitungsinfrastruktur vermeiden: § 15c Abs. 2\r\nS. 8 EnWG-E\r\n§ 15c Abs. 2 S. 7 EnWG-E sieht vor, dass der „Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff [...] insbesondere die Fernleitungen ausweisen [muss], die in den Betrachtungszeiträumen nach § 15b Absatz 2 auf Wasserstoff umgestellt oder die dauerhaft außer Betrieb genommen werden können.” Diese Regelung ist essenziell für die Transformation und die effiziente leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Gas und Wasserstoff (vgl. § 1 EnWG). Ebenso stellt die Möglichkeit der Anschlusstrennung eines Letztverbrauchers oder unmittelbar betroffenen Netznutzers im Gasbereich auf die Genehmigung der Umstellung oder dauerhaften Außerbetriebnahme der für die Versorgung des Netzanschlusses erforderlichen Leitungen eines Fernleitungsnetzes über den bestätigten Netzentwicklungsplan ab (vgl. § 17k Abs. 1 EnWG-E).\r\nGleichzeitig dürfen nach § 15c Abs. 2 S. 8 EnWG-E „Fernleitungen [...] nur umgestellt oder dauerhaft außer Betrieb genommen werden, wenn das verbleibende Fernleitungsnetz die Anforderungen des nach § 15b Absatz 5 genehmigten Szenariorahmens erfüllt und die zum Zeitpunkt der Umstellung oder dauerhaften Außerbetriebnahme voraussichtlich verbleibenden Erdgastransportbedarfe decken kann.” Damit kann bereits ein durch einen Letztverbraucher oder nachgelagerten Netzbetreiber signalisierter minimaler Gasbedarf an einer Fernleitung im Betrachtungszeitraum ausreichen, um die Umstellung oder dauerhafte Außerbetriebnahme dieser Fernleitung zu verhindern. Dies sorgt sowohl im Gas- als auch im Wasserstoffbereich zu steigenden Netzentgelten. Ursächlich hierfür ist im Gasnetz ein unwirtschaftlicher Weiterbetrieb dieser Fernleitungen und im Wasserstoffnetz der unnötige Neubau von Wasserstofftransportleitungen parallel zu bestehenden Gas-Fernleitungen. Um dies zu vermeiden, schlägt FNB Gas folgende Änderung in § 15c Abs. 2 S. 8 EnWG-E vor. Die Fristen bzw. der Prozess in § 17k EnWG-E sind dabei zu berücksichtigen.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„Fernleitungen dürfen nur umgestellt oder dauerhaft außer Betrieb genommen werden, wenn das verbleibende Fernleitungsnetz die Anforderungen des nach § 15b Absatz 5 genehmigten Szenariorahmens erfüllt und die zum Zeitpunkt der Umstellung oder dauerhaften Außerbetriebnahme voraussichtlich verbleibenden Erdgastransportbedarfe decken kann. Fernleitungen dürfen auch dann umgestellt oder dauerhaft außer Betrieb genommen werden, wenn nachgewiesen wird, dass die Aufrechterhaltung des Gastransports über die umzustellende oder außer Betrieb zu nehmende Fernleitung unter Berücksichtigung des Zwecks des § 1 nicht zumutbar ist. Von der Umstellung oder der\r\n16\r\ndauerhaften Außerbetriebnahme einer Fernleitung betroffene Netznutzer sind nach Maßgabe von § 17k zu informieren.“\r\nAlternativenbetrachtung von Maßnahmen im Hinblick auf die Treibhausgasemissionen muss im Szenariorahmen erfolgen: § 15c Abs. 2 S. 11 EnWG-E\r\nIm § 15c Abs. 2 S. 11 EnWG-E ist vorgesehen, dass auf „das Potential zur Verringerung der Treibhausgasemissionen und die Energie- und Kosteneffizienz“ bei der Prüfung von Alternativen von Maßnahmen einzugehen ist. Während die Kosteneffizienz zweifelsohne ein integraler Bestandteil einer Alternativenprüfung sein sollte, sind die Punkte „Energieeffizienz“ und „Potential zu Verringerung der Treibhausgasemissionen“ zu überdenken. Bei der Bewertung dieser Punkte käme es vorrangig auf den verwendeten Energieträger und die Art und Weise der Energieverwendung an. Zunächst sei vorangestellt, dass der direkte Bezug von Netzausbaumaßnahmen im Fernleitungsnetz zu einzelnen Bedarfsträgern nicht immer möglich ist. Für die Fälle, in denen dieser Bezug möglich wäre, ist dennoch eine vollständige, sinnvolle Alternativbewertung ohne aufwendige Analysen, welche außerhalb der eigentlichen Sphäre der Fernleitungsnetzbetreiber liegen, nicht möglich. So wäre ein vollständiges Umweltaudit für die Maßnahme und deren Alternativmaßnahmen zu erstellen. Beispielsweise wäre beim Ersatz von Kohlekraftwerken durch Gaskraftwerke eine bilanzielle Einsparungsermittlung der Treibhausgasemissionen der Maßnahme zum aktuell verwendeten Energieträger notwendig.\r\nBei der Auswahl der Maßnahme besteht in der Regel allerdings kein Unterschied bei den Emissionen im Energiesystem, denn die Ausbaumaßnahmen und die alternativen Ausbaumaßnahmen dienen im Rahmen der Netzplanung jeweils der Erfüllung der gleichen Szenarien nach §15b EnWG – die Umsetzung der Klimaziele wird maßgeblich durch die Festlegung der Szenarien bestimmt. Für die Ermittlung des Anteils der Maßnahme an Emissionen wäre eine Jahressimulation der Nutzungsstruktur notwendig und das Ergebnis ist von der Simulationsdurchführung abhängig. Eine Unterscheidung der anfallenden Emissionen wäre im Hinblick auf Errichtung, Betrieb und Entsorgung der Maßnahme zu treffen. Dies erfordert einen erhöhten Mehraufwand. Eine vollständige Alternativenprüfung über verschiedene Energieträger kann nicht Teil des Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff sein, sondern die Alternativenbetrachtung von Maßnahmen im Hinblick auf die Treibhausgasemissionen kann, wenn überhaupt, nur im Szenariorahmen erfolgen.\r\n4. Verteilernetzentwicklungsplanung\r\nKooperationsvereinbarung Gas als Grundlage der gemeinsamen Transformationsplanung aufnehmen: § 16b Abs. 4 EnWG-E\r\nDie Artikel 56 und 57 der Richtlinie (EU) 2024/1788 lassen die Möglichkeit der regionalen Verteilernetzplanungen zu. Dafür sollen die Verteilernetzbetreiber, die in derselben Region tätig sind, einen gemeinsamen regionalen Netzentwicklungsplan erstellen können. Der Regionenzuschnitt soll dabei durch die Netzbetreiber erfolgen. Hierfür wäre hilfreich, den Bezug zur\r\n17\r\nKooperationsvereinbarung Gas der Verbände BDEW, VKU und GEODE in das EnWG aufzunehmen. FNB Gas schlägt daher folgende Anpassung von § 16b Abs. 4 EnWG-E vor:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„(4) Betreiber von Wasserstoffverteilernetzen und von Gasverteilernetzen, die in benachbarten Netzgebieten demselben regionalen Gebiet tätig sind, können für ihre Wasserstoff- und Gasverteilernetze einen gemeinsamen netzübergreifenden Entwicklungsplan unter den Voraussetzungen der Absätze 1 bis 3 erstellen. Betreiber von Wasserstoffversorgungsnetzen und von Gasversorgungsnetzen sind berechtigt, insbesondere im Rahmen einer Kooperationsvereinbarung untereinander in dem Ausmaß verbindlich zusammenzuarbeiten, das erforderlich ist, um die regionale Verteilernetzentwicklungsplanung zu ermöglichen.“\r\nWiderspruchsfreie Pläne entlang der Netzbetreiberkaskade sicherstellen: § 16d Abs. 1 EnWG-E\r\nIn den in § 16d Abs. 1 EnWG-E formulierten Anforderungen an Verteilernetzentwicklungspläne ist zusätzlich aufzunehmen, dass Verteilernetzentwicklungspläne mit den Plänen von Betreibern von Wasserstoffverteilernetzen und von Gasverteilernetzen, die in demselben regionalen Gebiet tätig sind, abgestimmt sein müssen und keine Widersprüche aufweisen dürfen. Mit Hinblick auf die Vielzahl der Verteilernetzbetreiber in Deutschland ist ansonsten davon auszugehen, dass inkonsistente Pläne mit sich entgegenstehenden Anforderungen an vorgelagerte Netze zur Genehmigung vorgelegt werden, je nach Zuständigkeit sogar bei unterschiedlichen Regulierungsbehörden.\r\nDie Liste der Anforderungen an Verteilernetzentwicklungspläne in § 16d Abs. 1 EnWG-E sollte daher ergänzt werden.\r\nFormulierungsvorschlag\r\n„8. müssen mit Plänen von Betreibern von Wasserstoffverteilernetzen und von Gasverteilernetzen, die in demselben regionalen Gebiet tätig sind, abgestimmt sein und dürfen untereinander keine Widersprüche aufweisen.“\r\nKonsistente Planungszeiträume auf Verteilernetzbetreiber- und Fernleitungsnetzbetreiber-Ebene gewährleisten: § 16d Abs. 1 Nr. 1 EnWG-E\r\nGemäß §16d Abs. 1 Nr. 1 EnWG-E müssen sich Verteilernetzentwicklungspläne auf einen Zeitraum von mindestens zehn und höchstens 15 Jahren erstrecken.\r\nIm Sinne der Konsistenz zwischen den Verteilernetzentwicklungsplänen und den Netzentwicklungsplänen der Fernleitungs- und Wasserstofftransportnetzbetreiber sollten diese Zeiträume im Einklang zueinanderstehen und wie im Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff einen Ausblick auf die Klimaneutralität liefern.\r\n18\r\nEntbürokratisierung in der Netzplanung umsetzen: § 16d Abs. 1 Nr. 6 EnWG-E\r\nIn § 16d Abs. 1 Nr. 6 EnWG-E ist gefordert, dass Verteilernetzentwicklungspläne im Einklang stehen müssen „mit dem unionsweiten Netzentwicklungsplan für Erdgas nach Artikel 32 der Verordnung (EU) 2024/1789 und mit dem unionsweiten Netzentwicklungsplan für Wasserstoff nach Artikel 60 der Verordnung (EU) 2024/1789“. Das Herunterbrechen von europaweiten Betrachtungen auf eine regionale Ebene ist praktisch herausfordernd und insbesondere im Einzelfall nicht erforderlich. Denn in § 16d Abs. 1 Nr. 5 EnWG-E ist bereits gefordert, dass Verteilernetzentwicklungspläne „mit dem integrierten Netzentwicklungsplan und dem Szenariorahmen nach den §§ 15a bis 15d“ im Einklang stehen müssen. Der Verweis auf die jeweils höhere Ebene ist ausreichend, da bereits in § 15b EnWG der Bezug auf Netzentwicklungsplanung auf europäischer Ebene gegeben ist. Der Netzentwicklungsplan würde demnach als Bindeglied zwischen regionalen Verteilernetzentwicklungsplänen und der Netzentwicklungsplanung auf europäischer Ebene fungieren.\r\nDaher schlägt FNB Gas vor, § 16d Abs. 1 Nr. 6 EnWG-E zu streichen. Die in Artikel 56 und 57 der Richtlinie (EU) 2024/1788 enthaltenen Anforderungen an die Konsistenz der Verteilernetzentwicklungspläne mit den unionsweiten Netzentwicklungsplänen sind durch den Verweis auf den bundesweiten Netzentwicklungsplan als Bindeglied bereits erfüllt.\r\n5. Netzanschlussregelungen\r\nAnschlussvorrang klarstellen: § 17 Abs. 1a EnWG-E\r\nDie Festlegung eines Anschlussvorrangs von Biomethanaufbereitungsanlagen an das Erdgasnetz ist zu begrüßen. In der Gesetzesbegründung wird hierzu näher ausgeführt, dass es sich um einen zeitlichen Anschlussvorrang handelt, allerdings nicht wovor. Gemeint ist sicherlich, dass Biomethananlagen vorrangig gegenüber Produktionsanlagen fossilen Erdgases an das Erdgasnetz angeschlossen werden sollen. Dies sollte ausdrücklich so klargestellt werden.\r\nNachfolgeregelung zur Förderung von Biomethan und sachgerechte Übergangsregelung ergänzen: § 17 Abs. 1b EnWG-E\r\nDem Begleitschreiben zur Verbändeanhörung war zu entnehmen, dass eine Nachfolgeregelung zur Förderung von Biomethan noch geprüft wird. Der FNB Gas begrüßt dies und setzt sich nachdrücklich für eine Nachfolgeregelung im Sinne der bewährten Umlageförderung ein, die jedoch hinsichtlich der Frage, welche Anlagen zu welchen Bedingungen ans Netz angeschlossen werden, effizienter ausgestaltet werden sollte. Insofern verweisen wir auf das Konzept, das im Positionspapier\r\n„Effizienter Anschluss von Biogasaufbereitung an Gasnetze“ des BDEW vorgeschlagen wurde und an dessen Erarbeitung die Fernleitungsnetzbetreiber maßgeblich beteiligt waren. Es setzt auf ein flexibles System, das die Clusterung von Anlagen und damit die Nutzung von Skaleneffekten durch die gemeinsame Nutzung von Aufbereitungs- und Einspeiseanlagen setzt. Mindestens ein grundlegender Rahmen sowie ein Auftrag und eine Rechtsgrundlage zur Festlegung der Details sollten im EnWG zeitnah geregelt werden. Die Privilegierung von Biomethan-Anschlüssen\r\n19\r\ngegenüber anderen Netzanschlüssen - wie es die EU-Richtlinie vorsieht – sollte in das deutsche Rechtssystem als gesamtgesellschaftliche Aufgabe überführt werden. Aus Sicht des FNB Gas ist es zwingend erforderlich, dass der Gesetzgeber dies sicherstellt, indem – sowohl für die bestehenden Biomethan-Anschlüsse als auch für die neu zu errichtenden Biomethan-Anschlüsse - die deutschlandweite Umlage der daraus resultierenden Kosten dauerhaft fortgeführt wird.\r\nEine wesentliche Regelung wäre, die Beteiligung des Anschlussnehmers generell auf 25% der Netzanschlusskosten festzulegen. Dies würde den Betrieb und den Anschluss von größeren und gegenüber Preisschwankungen resilienteren Erzeugungsanlagen anreizen und gleichzeitig den Betrieb und den Anschluss von gesamtwirtschaftlich ineffizienten Biomethananlagen erschweren, die nur durch die aktuelle Kostendeckelung auf 250.000 Euro wirtschaftlich zu betreiben wären.\r\nDie derzeit noch in der GasNZV garantierte Verfügbarkeit des Netzanschlusses von 96% erfordert hohe Investitionen und führt zu zusätzlichen Folgekosten für den Netzbetreiber durch z. T. redundante Ausführung von Verdichtern, Gebäuden und weiteren Anlagen. Mit der Flexibilisierung der Regelungen zur Verfügbarkeit von Einspeisung und Netzanschluss bei Aufhebung der strikten Vorgabe einer 96%igen Verfügbarkeit des Netzanschlusses können die in der Vergangenheit teilweise erhöhten Kosten wegen erforderlicher redundanter Systeme gesenkt werden.\r\nBesonderes Augenmerk ist auf die rechtssichere Ausgestaltung einer Übergangsregelung zu legen. Grundsätzlich sollte dabei versucht werden, zu einem Stichtag die derzeitigen Bedingungen übergangsweise festzuschreiben, um die momentan in Bearbeitung befindlichen Anschlussanfragen bestandsschützend und den Vertrauensschutz wahrend abarbeiten zu können. Die Kosten, die nach den derzeit und übergangsweise festgeschriebenen Bedingungen anfallen, sollten wie bisher auch, nach dem Stichtag weiter gewälzt werden können. Nach der derzeit ebenfalls im Gesetzgebungsprozess befindlichen Novelle zur Anpassung des EnWG ist dies nur unzureichend der Fall. Insbesondere werden kapazitätserhöhende Maßnahmen nach § 33 Abs. 10 i. V. m. § 34 Abs. 2\r\nS. 3 (und S. 4) GasNZV aus der Übergangsvorschrift ausgeklammert, obwohl dies – entgegen der Gegenäußerung der Bundesregierung auf die Forderung des Bundesrats – in dieser Absolutheit nicht vom Europarecht verlangt wird. Nach den Art. 20 Abs. 2 und Art. 36 Abs. 2 der Verordnung (EU) 2024/1789 sind Netzbetreiber nicht in jedem Fall in der Lage, Netznutzern aus Gründen der wirtschaftlichen Effizienz bedingte Kapazitätsprodukte anzubieten. Sofern dies ein „unangemessenes Markthindernis“ darstellen würde, worüber die nationalen Regulierungsbehörden zu wachen haben (so geschehen in Tenorziffer 1 lit. c) der Festlegung ZuBio, BK7-24-01-010), sind Investitionen europarechtlich gemäß Art. 20 Abs. 1 und Art. 36 Abs. 1 der Verordnung (EU) 2024/1789 angezeigt. Lediglich „größere“ bzw. „umfangreichere“ Investitionen sind auch in die Netzentwicklung einzubringen. Jedenfalls kapazitätserhöhende Maßnahmen, die erfolgen, weil ein Angebot bedingter Kapazitäten den Markteintritt unangemessen erschweren würden, sollten daher weiterhin möglich und die Kosten im Rahmen der Umlage der Bestandskosten auch künftig nach Außerkrafttreten der GasNEV gewälzt werden können. Auf Seiten der Kunden und Netzbetreiber bestehen bereits seit längerem erhebliche Rechtsunsicherheiten mit Blick auf die anzuwendenden Regelungen und hinsichtlich der künftigen Ausgestaltung des Förderregimes. Die Fernleitungsnetzbetreiber setzen sich daher nachdrücklich für eine konsistente und nachhaltige Nachfolgeregelung ein. Außerdem bedarf es einer Übergangsregelung, die rechtssicher klarstellt, dass die bis zum Stichtag angeschlossenen Anlagen sowie unter die Übergangsregelung fallenden Anlagen nach dem bisherigen Regime abgewickelt werden können sowie sämtliche Kosten des\r\n20\r\n§ 20b GasNEV weiterhin für wälzbar erklärt (inklusive für kapazitätserhöhende Maßnahmen, sofern ein Angebot bedingter Kapazitäten nicht in Betracht kommt).\r\nDarüber hinaus enthält der Entwurf des § 17 Abs. 1b EnWG-E ein offensichtliches Versehen, da hier Kosten für Wartung und Betrieb von Biomethanerzeugungsanlagen genannt sind, die in die Sphäre der Erzeuger und nicht in den Verantwortungsbereich der Netzbetreiber fallen.\r\nFristen zur Anschlusstrennung angemessen verkürzen: § 17k Abs. 1 EnWG-E\r\nIn § 17k Abs. 1 EnWG-E soll geregelt werden, dass Betreiber eines Gasversorgungsnetzes einen Netzanschluss ohne Zustimmung des betroffenen Letztverbrauchers oder des unmittelbar betroffenen Netznutzers trennen dürfen, wenn zehn bzw. fünf Jahre vor dem geplanten Termin zur Trennung des Anschlusses über die beabsichtigte Trennung informiert wurde.\r\nDie Fristen von 5 bzw. 10 Jahren werden nicht dem Umstand gerecht, dass die Transformation ein komplexer Prozess ist und der Wasserstoff-Hochlauf sehr dynamisch verläuft. FNB Gas plädiert daher für eine angemessene Verkürzung der Fristen unter Berücksichtigung der Interessen aller Beteiligten.\r\n6. Transparenzanforderungen und Berichtspflichten\r\nUnnötige Veröffentlichungspflichten vermeiden: § 23c Abs. 4 Nr. 1 bis 5 EnWG\r\nDie in § 23c Abs. 4 Nr. 1 bis 5 EnWG adressierten Angaben sind lediglich für die BNetzA von Bedeutung. Vor dem Hintergrund des angedachten Bürokratieabbaus regt FNB Gas an, dass diese Angaben zukünftig nicht mehr zu veröffentlichen, sondern der BNetzA im Rahmen des jährlichen Monitorings zu übermitteln sind.\r\nVertragliche Verantwortlichkeiten klarstellen: § 23c Abs. 4 Nr. 7 EnWG und § 23c Abs. 7 Nr. 6 EnWG-E\r\nDer Betreiber eines Gasversorgungsnetzes oder eines Wasserstoffnetzes ist lediglich für Ein- und Ausspeiseverträge, nicht aber für Bilanzkreisverträge zuständig. Die sachliche Zuständigkeit für Bilanzkreisverträge liegt beim Marktgebietsverantwortlichen. Die Mindestanforderungen an allgemeine Geschäftsbedingungen für Ein- oder Ausspeiseverträge und Kooperationsvereinbarungen zum Netzzugang wird von Verbänden veröffentlicht. Netzbetreiber veröffentlichen lediglich ihre Allgemeinen Geschäftsbedingungen, die sie auf Basis der Kooperationsvereinbarungen erstellen.\r\n21\r\nAufwendige Veröffentlichung vermeiden und kritische Infrastrukturen schützen: § 23c Abs. 4 Nr. 8 EnWG\r\nDie Verpflichtung in § 23c Abs. 4 Nr. 8 EnWG, eine laufend aktualisierte, übersichtliche Darstellung der Netzauslastung im gesamten Netz einschließlich der Kennzeichnung tatsächlicher oder zu erwartender Engpässe veröffentlichen zu müssen, ist nicht zielführend. Dem Wortlaut der Veröffentlichungspflicht nach zu urteilen, müsste der betreffende Fernleitungsnetzbetreiber eine interaktive Netzkarte, auf der stets Netzauslastung, Lastflüsse, Engpässe, etc. auf allen Leitungsabschnitten in seinem Netz ersichtlich sind, veröffentlichen – wohl, um einen potenziellen Anschlussnehmer zu informieren. Netzauslastung, Lastflüsse, Engpässe etc. können sich stündlich ändern. Für die Beantragung eines neuen Netzanschlusses hat die Netzsituation, wie sie der potenzielle Anschlussnehmer in der interaktiven Karte am Tag X in der Stunde Y gesehen hat, somit nur eine sehr bedingte Aussagekraft. Die Umsetzung einer interaktiven Netzkarte mit einer unverzüglichen oder täglichen Anpassung ist mit einem erheblichen personellen Aufwand und mit sehr hohen Kosten verbunden. Die Angaben sind lediglich für die BNetzA von Bedeutung. Vor dem Hintergrund des angestrebten Bürokratieabbaus möchten wir anregen, dass diese Angaben zukünftig nicht mehr zu veröffentlichen sind, sondern der BNetzA im Rahmen des jährlichen Monitorings zu übermitteln sind. Eine interaktive Netzkarte würde darüber hinaus dem notwendigen Schutz von KRITIS zuwiderlaufen.\r\nFerner ist der Begriff „erneuerbare Gasanlage“ unzutreffend, denn es geht nicht darum, dass eine Gasanlage erneuerbar ist, sondern darum, dass in einer Anlage erneuerbares Gas erzeugt wird. Aus den vorgenannten Gründen sollte § 23c Abs. 4 Nr. 8 EnWG-E wie folgt geändert werden.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„für den Netzanschluss von erneuerbarem Gas - und LNG- Anlagen zur Erzeugung von erneuerbarem Gas und LNG-Anlagen neben den in § 19 Absatz 2 aufgeführten Angaben ferner, unter Wahrung von Betriebs- und Geschäftsgeheimnissen, die für die Prüfung des Netzanschlussbegehrens erforderlichen Angaben, und die standardisierten Bedingungen für den Netzanschluss und eine laufend aktualisierte, übersichtliche Darstellung der Netzauslastung in ihrem gesamten Netz einschließlich der Kennzeichnung tatsächlicher oder zu erwartender Engpässe.“\r\nAufwendige Veröffentlichung vermeiden und KRITIS schützen: § 23c Abs. 7 Nr. 5 EnWG-E\r\nDer neue Abs. 7 für Wasserstoff beinhaltet Anforderungen aus § 23c Abs. 4 EnWG. Darüber hinaus enthält er jedoch die Verpflichtung nach § 23c Abs. 7 Nr. 5 EnWG-E, Ermittlung und Berechnung von Lastflusssimulationen sowie eine Dokumentation von kapazitätserhöhenden Maßnahmen und deren Kosten durchzuführen. Diese Angaben sind jedoch lediglich für die BNetzA von Bedeutung und werden zum Teil bereits im Rahmen des Netzentwicklungsplanes mitgeteilt. Vor dem Hintergrund des angestrebten Bürokratieabbaus und dem notwendigen Schutz von KRITIS möchten wir anregen, dass diese Angaben nach § 23c Abs. 7 Nr. 5 EnWG-E nicht zu veröffentlichen sind, sondern der BNetzA im Rahmen des jährlichen Monitorings zu übermitteln sind soweit sie nicht bereits Gegenstand des Netzentwicklungsplanverfahrens sind.\r\n22\r\nAusgewogenes Verhältnis bei Berichtspflichten zu Leckagen, Ausblasungen und betrieblichen Emissionen schaffen: § 28k Abs. 5 S. 2 EnWG-E\r\nAus Sicht der FNB ist es von zentraler Bedeutung, bei der Festlegung der Berichtspflichten für die Wasserstoffdichtheitsprüfung und ggf. notwendige Reparatur- oder Austauschprogramme ein ausgewogenes Verhältnis zu schaffen, um den bürokratischen Aufwand für Unternehmen und Behörden möglichst gering zu halten. Eine jährliche Berichtspflicht über detektierte und behobene Leckagen, Ausblasungen sowie betriebliche Emissionen wird als sachgerecht erachtet. Durch die jährliche Berichterstattung wird gewährleistet, dass sämtliche Emissionen, Leckagen und durchgeführte Reparaturen vollständig erfasst und dokumentiert werden, ohne den administrativen Aufwand unverhältnismäßig zu erhöhen.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„(5) Betreiber von Wasserstoffnetzen, Wasserstoffspeicheranlagen oder Wasserstoffterminals haben alle angemessenen Maßnahmen zu ergreifen, um bei ihren Tätigkeiten Wasserstoffemissionen zu vermeiden und zu minimieren, und in regelmäßigen Abständen alle relevanten Komponenten in ihrer Verantwortung auf Wasserstoffdichtheit und notwendige Reparaturen hin zu überprüfen. Sie haben den zuständigen Behörden jährlich einen Bericht über die Wasserstoffdichtheitsprüfung und gegebenenfalls ein Reparatur- oder Austauschprogramm vorzulegen, wobei jährlich statistische Informationen über die Wasserstoffdichtheitsprüfung und die notwendigen Reparaturen veröffentlicht werden.“\r\nBerichtspflichten im Rahmen der Systemverantwortung beschränken: § 28k Abs. 6 S. 1 EnWG-E\r\nIm Rahmen der Systemverantwortung wertet FNB Gas die Klarstellungen in § 28k Abs. 1 Satz 3 EnWG-E zur verpflichtenden Mitwirkung für notwendige Handlungen für Anpassungsmaßnahmen nach S. 2 für den Bereich Wasserstoff als positiv und als Fortschritt gegenüber der aktuellen Rechtslage im Erdgas. Jedoch sieht FNB Gas die Regelung in § 28k Abs. 6 EnWG-E kritisch. Die aktuelle Formulierung würde verlangen, dass die täglichen Eingriffe zur Aufrechterhaltung der Netzstabilität zu ständigen und sehr kurzfristigen Berichtspflichten führen. Auch im Krisenfall wäre die Berichterstattung für alle netzbezogenen Maßnahmen nicht sachdienlich. Das würde den Umfang neuer Berichtspflichten erheblich erhöhen. Auch im Erdgasbereich hat sich etabliert, dass nur zu Maßnahmen nach § 16 Abs. 2 EnWG berichtet wird. Daher sollte in § 28k Abs. 6 EnWG-E nur der Bezug zu § 28k Abs. 1 S. 2, nicht aber zu S. 1 erfolgen.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„(6) Über die Gründe von durchgeführten Anpassungen und Maßnahmen nach Absatz 1 Satz 1 bis 2 sind die hiervon unmittelbar Betroffenen und die Regulierungsbehörde unverzüglich zu informieren. Auf Verlangen sind die vorgetragenen Gründe zu belegen.“\r\n23\r\n7. Anpassung von Kernnetzmaßnahmen Kernnetzmaßnahmen flexibel umsetzen: § 28r Abs. 8 EnWG-E\r\nDer aktuelle Rechtsrahmen erlaubt nur in einem sehr begrenzten Umfang Anpassungen an bestehenden Projekten des genehmigten Wasserstoff-Kernnetzes. Eine hierüber hinausgehende Anpassung des Wasserstoff-Kernnetzes ist bei einer strengen, wortlautgetreuen Auslegung selbst dann nicht möglich, wenn die Anpassungen innerhalb des veranschlagten Kostenrahmens bleiben bzw. diesen unterschreiten und gleichzeitig die Beibehaltung der vollständigen Funktionsfähigkeit des Wasserstoff-Kernnetzes in Bezug auf die Deckung des bei der Planung angenommenen Transportbedarfs gewährleisten. Vor dem Hintergrund, dass das Wasserstoff-Kernnetz in einem kurzen Zeitraum entworfen, abgestimmt und genehmigt worden ist, kann es nicht überraschen, dass bei detaillierterer Planung vermehrt Projekte identifiziert werden, die nicht Teil des genehmigten Wasserstoff-Kernnetzes sind, aber genehmigte Projekte sinnvoll ersetzen könnten, ohne den Kostenrahmen der ursprünglich vorgesehenen Projekte zu übersteigen. Wichtig ist in diesem Zusammenhang, dass die Möglichkeit, Projekte zu ersetzen, nur dann gegeben werden soll, wenn der Zweck der zu ersetzenden Projekte weiterhin aufrechterhalten bleibt. Dies soll insbesondere für Netzbetreiber und deren Kapitalgeber sowie für potentielle Netzanschlussnehmer weiterhin Planungssicherheit gewährleisten. Um die Möglichkeit einer solch sinnvollen, nachträglichen Anpassung des Wasserstoff-Kernnetzes über den Prozess der Netzentwicklungsplanung zu ermöglichen, schlägt FNB Gas die folgende Ergänzung des § 28r Abs. 8 EnWG-E (aktuell § 28q Abs. 8 EnWG) vor.\r\n„Ein Projekt, das nach Satz 1 als Teil des Wasserstoff-Kernnetzes genehmigt wurde, kann durch ein anderes Projekt ersetzt werden, wenn\r\n1. das ersetzende Projekt dem gleichen energiewirtschaftlichen Zweck wie das ersetzte Projekt dient,\r\n2. das ersetzende Projekt eine Erhöhung der Transportkapazität des Wasserstoff-Kernnetzes gemäß § 28r Absatz 1 EnWG zu gleichbleibenden oder geringeren Kosten im Vergleich zum ersetzten Projekt bewirkt oder das ersetzende Projekt den gleichen energiewirtschaftlichen Zweck wie das ersetzte Projekt zu geringeren Kosten erfüllt,\r\n3. das ersetzte Projekt im integrierten Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff nach\r\n§§ 15a ff. EnWG nicht mehr bestätigt ist und\r\n4. die Bundesnetzagentur das Vorliegen der Voraussetzungen der Nummern 1 bis 3 feststellt\r\nund die Ersetzung im Rahmen des Netzentwicklungsplans nach § 15d EnWG genehmigt.“\r\nEnergiewirtschaftliche Notwendigkeit und überragendes öffentliches Interesse für Projekte im Wasserstoff-Kernnetz nicht befristen: § 28r Abs. 8 S. 5 EnWG-E\r\nIn der „lex specialis“ zum Wasserstoff-Kernnetz (bisher § 28q Abs. 8 S. 5 EnWG) gelten für die energiewirtschaftliche Notwendigkeit und die Vordringlichkeit sowie das überragende öffentliche Interesse und die Dienlichkeit für die öffentliche Sicherheit von Kernnetzleitungen eine Befristung bis Ende 2030. Diese Regelung ist aus planungsrechtlicher Sicht für diejenigen Verfahren problematisch, die noch im Planfeststellungsverfahren befindlich sind, wenn der Netzentwicklungsplan verbindlich wird bzw. wo durch etwaigen Zeitverzug im Rahmen der Planfeststellungsverfahren die Prognose, dass die Leitungen noch bis 2030 in Betrieb genommen\r\n24\r\nwerden können, mit weiterem Zeitablauf immer schwieriger fällt. Schlimmstenfalls würde eine weiterhin erforderliche Leitung angesichts negativer Inbetriebnahmeprognose und damit Entfall der\r\nFeststellung des überragenden öffentlichen Interesses nicht mehr in der vorliegenden Zeit und bis dato genehmigt werden können. Da das Kernnetz einen Realisierungszeitraum bis 2032 hat bzw. nach EnWG-Anpassungen in Teilen sogar bis 2037 haben kann, sollte hier die Frist komplett gestrichen werden. Alternativ wäre auch eine Verlängerung der Frist bis 2037 möglich.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„Für die genehmigten Projekte gilt, sofern in einem zukünftigen Netzentwicklungsplan nicht etwas anderes festgestellt wird und sie bis 2030 in Betrieb genommen werden, dass sie energiewirtschaftlich notwendig und vordringlich sind sowie, dass sie im überragenden öffentlichen Interesse liegen und der öffentlichen Sicherheit dienen.“\r\n8. Finanzierungsbedingungen für Wasserstoff-Kernnetz und Wasserstoffleitungen darüber hinaus\r\nDie EnWG-Novelle eröffnet dem Gesetzgeber die Möglichkeit, die regulatorischen Rahmenbedingungen für das Wasserstoff-Kernnetz gezielt weiterzuentwickeln und an die realen Marktentwicklungen anzupassen.\r\nPlanungsgrundsatz für das Kernnetz war die politische Entscheidung, dem Wasserstoffmarkt mit einer Transportinfrastruktur die Grundlage für seine Entwicklung zur Verfügung zu stellen. Dieser Grundsatz ist und bleibt richtig und wichtig. Die reale Entwicklung des Wasserstoffmarktes erfolgt allerdings deutlich langsamer als erhofft. Mehrere strategisch relevante Projekte im Bereich der Erzeugung und auf der Abnehmerseite wurden auf Eis gelegt. Fördermittel aus dem Bundeshaushalt sind gekürzt worden, obwohl die Marktakteure gerade jetzt die staatliche Unterstützung in Form von Förderung oder finanzieller Absicherung brauchen. Gleichzeitig gibt es eine Erwartungshaltung seitens der potenziellen Marktakteure und auch in den Bundesländern im Vertrauen auf das politische Versprechen zur Schaffung der Wasserstoff-Transportinfrastruktur.\r\nDer Aufbau der Transportinfrastruktur, zu dem sich die Kernnetzbetreiber verpflichtet haben, schreitet voran. Im Rahmen ihrer Möglichkeiten werden die Kernnetzbetreiber die bestehenden Flexibilisierungsoptionen bei der Umsetzung des Kernnetzes nutzen (z. B. die zeitliche Streckung bis 2037). Die verzögerte Marktentwicklung und die aktuelle politische Prioritätensetzung mit Blick auf Wasserstoff sind aus Sicht der Kapitalgeber für das Wasserstoff-Kernnetz allerdings besorgniserregend, da sich das Risiko für Realisierung der Kernnetzmaßnahmen und deren spätere Nutzung des Kernnetzes seit seiner Genehmigung deutlich erhöht hat.\r\nFNB Gas hat daher Vorschläge zur Weiterentwicklung des EnWG erarbeitet und schlägt konkrete Anpassungen vor. Im Fokus steht dabei die adäquate Berücksichtigung der beschriebenen spezifischen Risiken für die Kernnetzbetreiber, insbesondere im Vergleich zu anderen Netzen wie Strom und Gas, um die Kapitalmarktfähigkeit des Finanzierungsmodells sicherzustellen. Nur so lassen sich die notwendigen Investitionsanreize für den Aufbau des Kernnetzes schaffen.\r\nÜber die Anpassungen im EnWG hinaus sind weitere Anpassungen im Regulierungsregime erforderlich (z. B. Festlegung einer angemessenen Höhe der Eigenkapitalverzinsung spätestens ab 2028, rückwirkende Gleichstellung der EK II-Verzinsung für Wasserstoff-Kernnetzinvestitionen,\r\n25\r\nangemessene Genehmigungspraxis bei der Kostenanerkennung), die in die Regelungskompetenz der Bundesnetzagentur fallen und die hier nicht in den Gesetzgebungsprozess eingebracht werden\r\nSelbstbehalt für Wasserstoff-Kernnetz absenken: § 28t Abs. 3 S. 3 / § 28t Abs. 3 S. 4a EnWG-E\r\nDer Selbstbehalt ist ein zentrales Element zur Bewertung des Chancen-Risiko-Verhältnisses aus Sicht der Kapitalgeber. Bereits bei seiner Einführung im Rahmen der gesetzlichen Verankerung des Finanzierungsmodells für das Kernnetz haben die Netzbetreiber darauf hingewiesen, dass dieses Verhältnis vor dem Hintergrund der spezifischen Risiken im Bereich Wasserstoff nicht ausgewogen ist und angepasst werden muss, um ein weitergehendes finanzielles Commitment der Kapitalgeber für das Kernnetz sicherzustellen. Aufgrund der nun noch deutlich höheren Risikobewertung mit Blick auf die Marktentwicklung und in Verbindung mit einer zu geringen Risikorendite auf das eingesetzte Kapital, ist ein Selbstbehalt in der Höhe von 24% nicht (mehr) tragbar.\r\nDie Kernnetzbetreiber tragen mit dem sehr hohen Selbstbehalt einen erheblichen Teil des Ausfallrisikos, obwohl sie den Markthochlauf und damit die Auslastung des Netzes nicht beeinflussen können. Gleichzeitig stellt der Selbstbehalt an sich die Kernnetzbetreiber gegenüber anderen Netzbetreibern, etwa im Strom oder im Gasbereich, für deren Netzinvestitionen es einen solchen Selbstbehalt nicht gibt, bei der Risikobewertung grundsätzlich schlechter. Daher müssten sich solche erhöhten Risiken im Vergleich zu einer Alternativanlage im Wagniszuschlag der Eigenkapitalverzinsung widerspiegeln. Abfedernd wirkt aber auch eine Reduzierung des Risikos über eine Absenkung des Selbstbehaltes. Daher wird eine Absenkung des Selbstbehaltes auf 15 Prozentvorgeschlagen, wie es auch bereits der Bundesrat in seiner “Stellungnahme zum Entwurf eines Dritten Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes” vom 15.12.2023 gefordert hatte (Drucksache 590/23 (Beschluss)). Zudem sollten Umstellungsleitungen grundsätzlich vom Selbstbehalt ausgenommen werden, um den gesetzlichen Vorrang der Umstellung vor Neubau nicht finanziell entgegenzuwirken. Die Leitungen sind im regulierten Erdgastransportnetz keinem Selbstbehaltsrisiko ausgesetzt und erzeugen eine regulierte Rendite. Mit der Entscheidung zur Umstellung werden diese mit einem Selbstbehaltsrisiko versehen. Damit stellt sich der Netzbetreiber mit einer Umstellungsleitung im Wasserstoff-Kernnetz gegenüber einem Betrieb im Erdgasnetz schlechter.\r\nFormulierungsvorschlag zu Anpassungen des § 28s Abs. 3 Satz 3 (künftig § 28t) EnWG-E:\r\n„Der Selbstbehalt beträgt bei Beendigung der Hochlauffinanzierung zum Ablauf des 31. Dezember 2055 insgesamt 24 15 Prozent des von der Bundesrepublik Deutschland auszugleichenden Fehlbetrages des Amortisationskontos und wird zum 31. Oktober 2057 fällig.“\r\nFormulierungsvorschlag zur Einfügung des folgenden Satzes nach § 28s Abs. 3 S. 4 (künftig § 28t) EnWG-E:\r\n„4a (neu): „Dabei wird der jeweilige Anteil des Wasserstoff-Kernnetzbetreibers um die kumulierten genehmigten Netzkosten für umgestellte Leitungsinfrastruktur des jeweiligen Wasserstoff-Kernnetzbetreibers reduziert.“\r\n26\r\nSpezifische Risiken für Wasserstoff-Kernnetzbetreiber bei der Neufestlegung des EK-Zinses in 2028 berücksichtigen\r\nKlarstellen möchte FNB Gas an dieser Stelle, dass die Absenkung des Selbstbehaltes eine notwendige, aber keine hinreichende Anpassung des Finanzierungsrahmens ist. Zudem muss der ab dem Jahr 2028 von der Bundesnetzagentur neu festzulegende Eigenkapitalzins gem. § 28r Abs. 6 EnWG für die Kernnetzmaßnahmen einen adäquaten Risikoaufschlag im Vergleich zu andern regulierten Energienetzen (Strom und Gas), die sich deutlich geringeren Risiken für ihre Investitionen in ihre Infrastruktur und keiner zusätzlichen Risikoposition aus einem Selbstbehalt gegenübersehen, berücksichtigen.\r\nFormulierungsvorschlag zur Ergänzung § 28r Abs. 6 (künftig § 28s) EnWG:\r\n„Die Bundesnetzagentur hat bei der Neufestlegung der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung die zusätzlichen Risiken aus dem Markthochlauf und dem Selbstbehalt nach § 28s EnWG im Vergleich zu den anderen regulierten Energienetzen (Strom und Gas) angemessen zu berücksichtigen.“\r\nFinanzierung grenzüberschreitender Wasserstoffinfrastruktur - EU-Richtlinie im Bezug zu grenzüberschreitenden Projekten wortgetreu umsetzen: § 28q EnWG-E\r\n§ 28q EnWG-E setzt Artikel 59 der Richtline (EU) 2024/1788 um und befasst sich mit der möglichen Anwendung der grenzüberschreitenden Kostenaufteilung (Cross-Border Cost Allocation, CBCA) auf grenzüberschreitende Wasserstoffinfrastrukturprojekte, bei welchen es sich nicht um Vorhaben von gemeinsamem Interesse gemäß Verordnung (EU) 2022/869 (TEN-E VO) handelt. Grundsätzlich ist § 28q EnWG-E sehr an den Formulierungen der Richtlinie ausgerichtet. Auffallendster Unterschied ist unter § 28q Abs. 1 EnWG-E zu finden: Die Richtlinie spricht von Projektkosten, welche benachbarte und betroffene Wasserstoffnetzbetreiber zu tragen haben, während diese im Referentenentwurf als Errichtungs- und Betriebskosten aufgeführt sind. Zudem unterscheiden sich die Titel der Vorschrift. Während die Richtline von \"Finanzierung grenzüberschreitender Wasserstoffinfrastruktur“ spricht, wird in der nationalen Umsetzung der Begriff\r\n„Wasserstoffverbindungsleitungen“ vorgeschlagen. Der FNB Gas spricht sich für eine wortgetreue Umsetzung des Artikels ins nationale Recht aus.\r\nZudem weist FNB Gas darauf hin, dass die Anwendung der CBCA im Falle eines noch nicht entwickelten Marktes zur Finanzierung grenzüberschreitender Infrastruktur ungeeignet ist. Primär für ausgereifte Märkte mit bestehender Nutzerbasis konzipiert, kann die CBCA nicht die notwendige Zwischenfinanzierung sowie die Risikoabsicherung in der Marktanlaufphase leisten. Es bedarf daher der Einführung passender Mechanismen für den Aufbau einer grenzüberschreitenden Infrastruktur, welche über die rein räumliche Allokation von Kosten hinausgehen, da ansonsten lediglich Kosten und damit Investitionsrisiken auf andere Länder verlagert werden, ohne jedoch die Kernproblematik prohibitiver Netzentgelte zu adressieren.\r\n27\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„(1) Handelt es sich bei einer Wasserstoffverbindungsleitung mit einem Mitgliedsstaat nicht um ein Vorhaben von gemeinsamem Interesse nach der Verordnung (EU) 2022/869 in der Fassung vom 30. Mai 2022, so tragen die benachbarten und betroffenen Wasserstofftransportnetzbetreiber die Errichtungs- und Betriebskosten Projektkosten und können diese, vorbehaltlich der Genehmigung durch die jeweiligen nationalen Regulierungsbehörden, über ihre Netzentgeltsysteme verrechnen. Stellen die Wasserstofftransportnetzbetreiber eine erhebliche Kosten-Nutzen-Lücke fest, so können sie einen Projektplan einschließlich eines Antrags auf grenzüberschreitende Kostenaufteilung erstellen und diesen gemeinsam den betreffenden nationalen Regulierungsbehörden zur gemeinsamen Genehmigung vorlegen.“\r\nFinanztransfers für Wasserstoffleitungen über das Kernnetz hinaus nach Art. 5 Abs. 4 und 5 der Verordnung (EU) 2024/1789 ermöglichen\r\nArt. 5 der Verordnung (EU) 2024/1789 schreibt zwar grundsätzlich die Trennung des regulierten Anlagevermögens vor, was durch § 6b EnWG-E vollständig umgesetzt werden soll, ermöglicht es den Mitgliedstaaten jedoch in den Abs. 3 bis 5 unter den dort beschriebenen Voraussetzungen, die sog. intertemporale Kostenallokation sowie den Finanztransfer zu gestatten. Der Einsatz der intertemporalen Kostenallokation ist bereits heute für Wasserstoffnetze in § 28o Abs. 2 Nr. 3 EnWG ermöglicht, wobei die aktuell vorgesehene Verordnungsermächtigung durch den Referentenentwurf durch eine Festlegungsermächtigung der Bundesnetzagentur ersetzt werden soll, was nachvollziehbar ist. Weder das aktuelle EnWG noch der Referentenentwurf sehen allerdings darüber hinaus die Möglichkeit des Einsatzes des Finanztransfers nach Art. 5 Abs. 4 und 5 der Verordnung (EU) 2024/1789 vor. Über dieses Instrument kann unter den dort geregelten Voraussetzungen eine Querfinanzierung zwischen den Nutzern der jeweiligen Energienetze gestattet werden. Für die Finanzierung insbesondere von Wasserstoffnetzen außerhalb des Wasserstoff-Kernnetzes könnte ein Rückgriff auf das Instrument des Finanztransfers notwendig werden, um die Tragfähigkeit des Netzentgelts herzustellen. Daher sollte schon jetzt eine Festlegungskompetenz für die Bundesnetzagentur vorgesehen werden, einen Finanztransfer unter Einhaltung der Regelungen des Art. 5 Abs. 4 und 5 der Verordnung (EU) 2024/1789 einzuführen. Umgesetzt werden könnte dies in § 6 EnWG oder aber auch als neuer Paragraf nach § 6b EnWG.\r\n9. Anpassungen in der Wasserstoffregulierung\r\nBilanzierungsvorschriften in der Wasserstoffkostenregulierung angleichen: § 21b Abs. 1 EnWG\r\nRegulierte Wasserstoffnetzbetreiber unterliegen bis auf weiteres einem kostenbasierten Regulierungssystem, bei dem Kosten über einen jährlich durchzuführenden Plan-Ist-Kosten-Abgleich ermittelt werden. In diesem System können regulatorische Ansprüche entstehen. Damit Investitionen in Wasserstoff für Investoren eine vergleichbare Ausschüttungsperspektive und Investitionssicherheit wie im Erdgas bieten, ist eine Angleichung der Bilanzierungsvorschriften in der Wasserstoffkostenregulierung an die Erdgaskostenregulierung notwendig.\r\n28\r\nFormulierungsvorschlag für eine Anpassung des § 21b Abs. 1 EnWG:\r\n„(1) Bei Betreibern von Transportnetzen gilt im Rahmen des Anreizregulierungssystems der regulatorische Anspruch, der sich aus einer negativen Differenz auf dem Regulierungskonto zwischen den tatsächlich erzielbaren Erlösen und den geplanten Kosten eines Kalenderjahres einerseits sowie den zulässigen Erlösen und den tatsächlich entstandenen Kosten eines Kalenderjahres andererseits ergibt, als Vermögensgegenstand im Sinne von § 246 Absatz 1 Satz 1 des Handelsgesetzbuchs. “\r\n10. Sonstige EnWG-Anpassungen\r\nFristen im EnWG für gleiche Vorgänge angleichen: § 43b Abs. 7 EnWG-E\r\nIn § 43b Abs. 7 Satz 1 EnWG-E wird festgelegt, dass die nach Landesrecht zuständige Behörde einen Planfeststellungsbeschluss in den Fällen des § 43 Abs. 1 S. 1 Nr. 5 und 6 EnWG innerhalb von 24 Monaten fasst. Aus Sicht des FNB Gas ist diese Regelung kritisch zu sehen, da über diese Regelung zu befürchten ist, dass im Vergleich zum Wasserstoff entsprechende Verfahren mit Verweis auf die unterschiedlichen Zeiten (WassBG = 1 Jahr) zeitlich gestreckt werden, da hier 2 bzw. 3 Jahre denkbar sind. Ein Gleichlauf mit der Jahresregelung in § 43l Abs. 2 EnWG wäre zu begrüßen. Darüber hinaus ist mit Blick auf die anstehende Umsetzung der Kraftwerksstrategie eine Beschleunigung der Planfeststellungverfahren auch im Gasbereich erforderlich.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„(7) Die nach Landesrecht zuständige Behörde fasst einen Planfeststellungsbeschluss in den Fällen des § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 5 und 6 innerhalb von 24 12 Monaten. Sie kann die Frist um bis zu zwölf Monate verlängern, wenn dies wegen der Schwierigkeit der Prüfung oder aus Gründen, die dem Antragsteller zuzurechnen sind, erforderlich ist. Die Fristverlängerung ist gegenüber dem Antragsteller zu begründen. Die Frist nach Satz 1 beginnt mit Auslegung der Planunterlagen gemäß § 43a Absatz 3.“\r\nBeschleunigte Reparatur ermöglichen: § 43p EnWG-E und § 14 Abs. 1 BNatSchG\r\nArt. 14 Abs. 9 der Verordnung (EU) 2024/1787 über die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und zur Änderung der Verordnung (EU) 2019/942 enthält folgende Regelung:\r\n„Die Reparatur oder der Austausch der in Absatz 8 genannten Komponenten erfolgt unmittelbar nach der Erkennung des Lecks. Kann die Reparatur nicht unmittelbar nach der Erkennung durchgeführt werden, so ist sie abweichend von Unterabsatz 1 so bald wie möglich, spätestens jedoch fünf Tage nach der Erkennung, zu versuchen und innerhalb von 30 Tagen nach der Erkennung abzuschließen.\r\nKann ein Betreiber nachweisen, dass die Reparatur oder der Austausch beim ersten Reparaturversuch innerhalb von fünf Tagen nicht erfolgreich oder nicht möglich ist, oder geht der Betreiber davon aus, dass eine vollständige Reparatur innerhalb von 30 Tagen aus\r\n29\r\nSicherheitsgründen oder aufgrund von verwaltungstechnischen oder technischen Erwägungen nicht möglich ist, so unterrichtet er die zuständigen Behörden davon und legt ihnen spätestens 12 Tage nach Erkennung des Lecks zusammen mit den Reparatur- und Überwachungszeitplänen, die mindestens die in Anhang II genannten Angaben enthalten, einen Nachweis dafür vor.“\r\nAufgrund vorstehender Regelung bedarf es für die Gasversorgungsnetzbetreiber einer gesetzlichen Neuregelung, um eine unverzügliche Reparatur, spätestens jedoch innerhalb von fünf Tagen, in der Regel auch tatsächlich durchführen zu können. Die Einhaltung dieser kurzen Frist wird im Hinblick auf vielfach erforderliche Genehmigungen, insb. naturschutzfachliche Eingriffsgenehmigungen, absehbar nicht einzuhalten sein. Angesichts des mit der Reparatur verfolgten Schutzzwecks und mit einem durch die Reparatur üblicherweise einhergehendem unwesentlichen Eingriff, sollte zur grundsätzlichen Ermöglichung der Reparaturfristen folgende Neuregelung in § 43p EnWG neu getroffen werden.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n“Reparaturen zur Beseitigung von Leckagen an Gasversorgungsleitungen müssen den zuständigen Behörden unverzüglich angezeigt werden. Ein Antrag auf Genehmigung ist nur erforderlich, wenn die jeweilige Behörde einen solchen nach Anzeige der Reparatur fordert.“\r\nDarüber hinaus sollte § 14 Abs. 1 BNatSchG wie folgt geändert werden. Formulierungsvorschlag:\r\n„Die land-, forst- und fischereiwirtschaftliche Bodennutzung sowie die Leckreparatur nach Art. 14 der Verordnung (EU) 2024/1787 sind nicht als Eingriff anzusehen, soweit dabei die Ziele des Naturschutzes und der Landschaftspflege berücksichtigt werden.“\r\nVerweis auf die landesrechtlichen Vorschriften der Enteignungsgesetze für Verfahren der vorzeitigen Besitzeinweisung streichen: § 44b Abs. 8 EnWG-E\r\nIn der aktuell im Gesetzgebungsprozess befindlichen Novelle des „EnWG zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften“ ist vorgesehen, einen neuen Abs. 8 in § 44b EnWG aufzunehmen. Damit soll für die Verfahren der vorzeitigen Besitzeinweisung ergänzend auf die landesrechtlichen Vorschriften der Enteignungsgesetze verwiesen werden. Diese Ergänzung ist vor dem Hintergrund des von der Bundesregierung angekündigten Bürokratieabbaus und der zwischen Bund und Ländern vereinbarten Beschleunigung von Planungs- und Genehmigungsverfahren, insbesondere von länderübergreifenden Infrastrukturvorhaben, nicht nachvollziehbar und sollte gestrichen werden. Darüber hinaus konterkariert der Verweis eine durch das BVerwG bestätigte bundeseinheitliche Regelung, die unbedingt Bestand haben sollte.\r\n30\r\nMit dem Beschluss des Bundesverwaltungsgerichts (Beschluss vom 06.02.2025 – 11 B 4.24)1 ist mit der durch das BVerwG bestätigten Sperrwirkung (vgl. Art. 74 Abs. 1 Nr. 11 und 14 GG sowie Art. 72 Abs. 1 GG) eine bundeseinheitliche Regelung für alle Enteignungsbehörden geschaffen worden. Dies betrifft insbesondere die Vereinheitlichung von Rechtsbehelfsbelehrungen sowie die Vereinheitlichung der Bestimmung des Streitwertes für das Besitzeinweisungsverfahren nach § 44b EnWG.\r\nIn der Vergangenheit hat es vielfach voneinander abweichende länderspezifische Ausgestaltungen der Rechtsbehelfsbelehrungen und der Streitwertfestsetzung gegeben. Selbst innerhalb desselben Landes hatten einzelne Enteignungsbehörden teilweise sogar verfahrensspezifisch unterschiedliche Ansätze zur Streitwertfestsetzung. Auch die Rechtsbehelfsbelehrungen unterlagen bei Enteignungsbehörden einem stetigen Wandel. Gerade diese länder- bzw. behörden- bzw. verfahrensspezifischen Ansätze waren in der Vergangenheit der Grund für Fehleranfälligkeiten, Rückfragen und insbesondere eine uneinheitliche Rechtsprechung, mit den damit verbundenen Risiken sowie Kosten- und Personalmehraufwand bei Vorhabensträgern und Behörden.\r\nDem entsprechend hätte die Ergänzung von § 44b Abs. 8 EnWG-E zur Folge, dass gerade kein einheitlicher Rechtsrahmen geschaffen würde und es gerade keine Entlastung der Vollzugsbehörden sowie der weiteren Verfahrensbeteiligten gäbe.\r\nAnstatt mit einem § 44b Abs. 8 EnWG-E auf die Enteignungsgesetze der Länder zu verweisen, wäre es stattdessen vielmehr folgerichtig, diesen Verweis auch aus den Parallelvorschriften des § 18f FStrG (dort Abs. 8) und § 21 AEG (dort Abs. 9) ersatzlos zu streichen und damit auch dort eine Sperrwirkung wie im aktuellen § 44b EnWG bundeseinheitlich zu normieren.\r\nDuldungspflicht für dauerhaft außer Betrieb genommene Erdgasleitungen und Einrichtungen auf Grundstücken klarstellen: § 48b EnWG-E\r\nMit der im Referentenentwurf eingeführten Regelung zur Duldungspflicht stillgelegter Leitungen wird eine Abwägung zwischen Kosten für die Netznutzer und dem tatsächlichen Nutzen eines anlasslosen Rückbaus des deutschen Gasnetzes getroffen, um übermäßige gesamtgesellschaftliche Kosten zu vermeiden und Umwelteingriffe zu reduzieren. So würde der anlasslose Rückbau des deutschen Gasnetzes Milliarden an Mehrkosten erforderlich machen, die in weiten Teil über die Netzentgelte und somit durch die zukünftigen Netznutzer zusätzlich zu tragen wären. Der vorliegende Entwurf beziffert die Kosten für den Rückbau auf rund 220 Milliarden Euro. Sollten (sicherheits-) technische Bedingungen oder Umweltfaktoren dies erlauben, stellt eine Leitungsstilllegung somit eine weitaus kosteneffizientere Lösung dar, die die Kostenbelastung der Netzkunden zukünftig auf das Notwendigste beschränkt.\r\nDer tatsächliche Nutzen eines Rückbaus ist, vor dem Hintergrund des Aufwands, kaum verhältnismäßig. Für einen flächendeckenden Rückbau wären umfangreiche bauliche Tiefbaumaßnahmen deutschlandweit notwendig. Eingriffe in die Umwelt aufgrund von Bauarbeiten\r\n1 Hinsichtlich der materiellrechtlichen Erwägungen wird auf die zutreffenden Ausführungen in den Beschlüssen des BVerwG vom 06.02.2025 – 11 B 4.24 (BVerwG 11 B 4.24, Beschluss vom 06. Februar 2025 | Bundesverwaltungsgericht) sowie des OVG NRW vom 14.08.2024 – 21 E 702/23 (Oberverwaltungsgericht NRW, 21 E 702/23) verwiesen.\r\n31\r\nund Bodenwiederherstellung sind bei einem Rückbau um ein Vielfaches höher, ebenso die damit verbundenen CO2-Emissionen. In ländlichen Gebieten würde ein Rückbau im Gegensatz zur Stilllegung die Bodennutzung weitaus mehr beeinträchtigen. In Stadtgebieten würden Rückbaumaßnahmen Risiken für naheliegende Wasser-, Strom- und Kommunikationsnetze bergen und die Verkehrsinfrastruktur zeitweise negativ beeinflussen. Die im vorliegenden Entwurf enthaltene Regelung schafft somit Planungssicherheit für Gasnetzbetreiber und Gaskunden, ermöglicht eine kosteneffiziente Transformation des Gassektors und vermeidet Beeinträchtigungen für Bürger und Umwelt.\r\nFNB Gas begrüßt daher im Grundsatz die vorgesehene Regelung zur Duldungspflicht im EnWG ausdrücklich. Die Regelung in § 48b Abs. 1 EnWG-E sollte jedoch nicht auf „außer Betrieb genommene Erdgasleitungen“ abstellen, sondern auf stillgelegte Leitungen. Nach dem DVGW-Regelwerk wird unterschieden zwischen 1. außer Betrieb gesetzten Leitungen, 2. außer Betrieb genommenen Leitungen und 3. endgültig stillgelegten Leitungen. Nur die Stilllegung ist gleichbedeutend mit der endgültigen Beendigung der Nutzung der Leitung. Daher sollte der Begriff an dieser Stelle in „endgültig stillgelegte Leitungen“ geändert werden. Außer Betrieb genommene Leitungen sind vom Grundstückseigentümer ohnehin zu dulden, da hier das berechtigte Interesse an der Ausübung der Dienstbarkeit fortbesteht, denn es besteht grundsätzlich die Möglichkeit, die Leitungen wieder in Betrieb zu nehmen. Auch rein vertragliche Sicherungen stellen in der Regel auf eine Beendigung des Vertrags bei endgültiger Stilllegung ab.\r\nHier verbirgt sich allerdings auch das Risiko, dass unter Verweis auf diesen Paragrafen Duldungspflichten aus Vertrag oder sonstigen gesetzlichen Regelungen für alle Leitungen ausgehebelt würden, die nicht explizit im Netzentwicklungsplan ausgewiesen sind. In diesem Fall könnte bei Stilllegungen von Leitungen, die nicht im Netzentwicklungsplan enthalten sind (z. B. im Eigentum vom Fernleitungsnetzbetreiber liegende Anschlussleitungen), im Umkehrschluss zu dieser Regelung die Rechtsauffassung entstehen, dass die bisherigen aus dem BGB und/oder Vertrag abgeleiteten Duldungspflichten nicht mehr gelten. Dieser Umkehrschluss sollte in jedem Fall vermieden werden. Die Anknüpfung an den Netzentwicklungsplan ist ferner kritisch, weil im Hinblick auf die Duldungspflicht nur die Leitungen erfasst werden, die ab Inkrafttreten der EnWG-Novellierung durch einen Netzentwicklungsplan außer Betrieb oder stillgelegt werden, und nicht solche Leitungen, die schon zuvor außer Betrieb oder stillgelegt worden sind. Außerdem wird die Anknüpfung an den Netzentwicklungsplan voraussichtlich dazu führen, dass für Leitungen, die sofort stillgelegt werden könnten, weiterhin OPEX anfallen, weil auf den nächsten Netzentwicklungsplan gewartet wird, um in den Anwendungsbereich der Vorschrift zu gelangen. Überdies fällt durch diese Regelung zusätzlicher, nicht erforderlicher Bürokratieaufwand bei oder gegenüber der BNetzA für Überprüfung (und Überwachung) an.\r\nDie Regelung in § 48b Abs. 2 EnWG-E sieht überdies vor, dass der betroffene Eigentümer sowie der sonstige Nutzungsberechtigte durch den Eigentümer der Leitung über deren dauerhafte Außerbetriebnahme zu benachrichtigen sind. Diese Verpflichtung läuft der aktuellen Praxis zuwider und geht mit erheblichen Aufwänden einher.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„(1) Der Eigentümer sowie der sonstige Nutzungsberechtigte eines Grundstücks müssen den Verbleib von Fernleitungen sowie von Leitungen, die der Verteilung von Erdgas dienen, auf diesen Grundstücken im Falle einer für Zwecke des Transports oder der Verteilung von Erdgas erfolgten endgültigen Stilllegung dauerhaften Außerbetriebnahme dieser\r\n32\r\nLeitungen unentgeltlich dulden, wenn diese Außerbetriebnahme infolge der Umsetzung eines bestätigten Netzentwicklungsplans nach den §§ 15a bis 15e oder eines genehmigten Verteilernetzentwicklungsplanes nach §§ 16b bis 16e nach dem [einsetzen: Datum Inkrafttreten dieses Gesetzes nach Artikel 6] erfolgt. Eine entgegenstehende vertragliche Regelung ist insoweit unwirksam. Satz 1 ist nicht anzuwenden,\r\n1. soweit anderweitige öffentliche Interessen oder private Eigentumsinteressen in Bezug auf das betroffene Grundstück überwiegen,\r\n2. wenn eine künftige Nutzung der Leitungen mit hinreichender Wahrscheinlichkeit ausgeschlossen werden kann und an der betroffenen Stelle ohnehin umfangreiche Erdarbeiten stattfinden, bei denen die Leitung unter einfachem Aufwand zu entfernen ist, oder\r\n3. wenn für den bisherigen Verbleib der Leitungen im Grundstück kein rechtlicher Grund bestand.\r\n(2) Der betroffene Eigentümer sowie der sonstige Nutzungsberechtigte sind durch den Eigentümer der Leitung in geeigneter Weise über die dauerhafte Außerbetriebnahme im Sinne des Absatz 1 und die damit verbundene veränderte Rechtslage unverzüglich zu benachrichtigen.“\r\nUmsetzung von Schutz- und Sicherungsmaßnahmen zur Höherauslastung des Stromübertragungsnetzes beschleunigen: § 49c EnWG\r\nDie durch § 49c EnWG beabsichtigte beschleunigte Umsetzung von Schutz- und Sicherungsmaßnahmen im Rahmen der Höherauslastung des Stromübertragungsnetzes hat sich nicht in der Praxis realisiert. Weder ist ersichtlich, dass die zuständigen Behörden Genehmigungen entsprechend § 49c Abs. 4 EnWG beschleunigt bearbeiten, noch genügt lediglich die Duldung nur von Vorarbeiten nach § 49c Abs. 5 EnWG.\r\nDie Möglichkeit der Höherauslastung des deutschen Stromübertragungsnetzes ist eine wichtige Maßnahme für eine kosteneffiziente Umsetzung der Energiewende (Einsparung von Redispatchkosten). Die Fernleitungsnetzbetreiber unterstützen ausdrücklich die Umsetzung dieser netztechnischen Maßnahme. Um die dazu im Vorfeld zu realisierenden technischen Schutzmaßnahmen am Fernleitungsnetz möglichst schnell umzusetzen, ist eine Nachschärfung der bestehenden Regelungen notwendig. Hierzu sollte nachstehender Abs. 2a in § 49c EnWG ergänzt werden:\r\n„(2a) Erforderliche Schutz- und Sicherungsmaßnahmen stellen in der Regel keinen erheblichen Eingriff gemäß § 14 BNatSchG dar. Eingriffe, die einer artenschutzrechtlichen Ausnahme oder einer Befreiung bedürfen, müssen nur einer speziellen artenschutzrechtlichen Prüfung (Stufe I) anhand vorhandener Datengrundlagen, beziehungsweise anhand der Biotopstrukturen (sog. Potentialabschätzung), unterzogen werden.“\r\n33\r\nSowie Abs. 5 § 49c EnWG neu formuliert werden:\r\n„(5) Die Schutz- und Sicherungsmaßnahmen der Betreiber technischer Infrastrukturen sind, soweit möglich, im Schutzstreifen der eigenen Infrastruktur umzusetzen. Ist die Umsetzung dieser außerhalb des Schutzstreifens erforderlich, haben Eigentümer und sonstige Nutzungsberechtigte die erforderlichen Schutz- und Sicherungsmaßnahmen und die dazu erforderlichen Vorarbeiten durch den Betreiber technischer Infrastrukturen oder von ihm Beauftragte zu dulden. Im Übrigen gilt § 44 Abs. 2 bis 4 entsprechend. Für den Fall, dass eine einvernehmliche Regelung über erforderliche dingliche Sicherungen zwischen den Betroffenen und dem Betreiber technischer Infrastrukturen zu angemessenen Bedingungen nicht zustande kommt, sind diese nach den jeweiligen Landesenteignungs-und -entschädigungsgesetzen beizubringen.“\r\nDie FNB weisen zudem darauf hin, dass eine stringente Anwendung der Fristvorgaben aus § 49c Abs. 4 EnWG durch die zuständigen Landesbehörden erfolgen muss. Eine Nichtanwendung seitens der Landesbehörden würde die Beschleunigungsmaßnahmen des Bundes auf dieser Ebene ins Leere laufen lassen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-11-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011576","regulatoryProjectTitle":"Vorschläge zur Ausgestaltung eines Kraftwerkssicherheitsgesetzes","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/2d/01/367201/Stellungnahme-Gutachten-SG2410240003.pdf","pdfPageCount":61,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Die Bundesregierung hat im Rahmen des Wachstumspakets für die Wirtschaft am 11.\r\nSeptember 2024 Eckpunkte für ein Kraftwerkssicherheitsgesetz (KWSG) zur Umsetzung der\r\nKraftwerksstrategie vorgelegt. Diesbezüglich wurden zwei Konsultationsdokumente durch das\r\nBMWK veröffentlicht.\r\nIm ersten Konsultationsdokument \"Neue Ausschreibungen für wasserstofffähige Gaskraftwerke\r\nund Langzeitspeicher für Strom\" skizziert das BMWK u.a. wie im Rahmen von\r\nDekarbonisierungsmaßnahmen der Bau und die Umrüstung von insgesamt 7 GWel\r\nGaskraftwerken ausgeschrieben werden könnte sowie die geplanten Rahmenbedingungen für\r\ndie Ausschreibungen für 0,5 GWel Wasserstoffsprinterkraftwerke, die direkt mit Wasserstoff\r\nbetrieben werden sollen und 0,5 GWel Langzeitstromspeicher.\r\nDas zweite Konsultationsdokument \"Ausschreibungen für steuerbare Kapazitäten für einen\r\nBeitrag zur Versorgungssicherheit\" beschreibt die Eckpunkte eines vorgezogenen\r\nKapazitätsmechanismus mit dem weitere 5 GWel Kraftwerkskapazität ausgeschrieben werden\r\nsollen.\r\n\r\nFNB Gas nimmt zu den Eckpunkten für ein Kraftwerkssicherheitsgesetz (KWSG) für seine\r\nMitglieder wie folgt Stellung:\r\n\r\nWie bewerten Sie die vorgenommene Definition des „netztechnischen Südens“, vgl. Abschnitt\r\nA.I.4.d, Rn. 17 ff? Sind Ihnen besser geeignete Vorschläge bekannt, einen systemdienlichen\r\nZubau anzureizen?\r\n\r\nGrundsätzlich kann die Regionalisierung aufgrund der Priorisierung der ÜNB („netzdienlicher\r\nSüden“) mitgegangen werden."},"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":"2024-10-23"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011576","regulatoryProjectTitle":"Vorschläge zur Ausgestaltung eines Kraftwerkssicherheitsgesetzes","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/70/83/367203/Stellungnahme-Gutachten-SG2410240004.pdf","pdfPageCount":89,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Die Bundesregierung hat im Rahmen des Wachstumspakets für die Wirtschaft am 11.\r\nSeptember 2024 Eckpunkte für ein Kraftwerkssicherheitsgesetz (KWSG) zur Umsetzung der\r\nKraftwerksstrategie vorgelegt. Diesbezüglich wurden zwei Konsultationsdokumente durch das\r\nBMWK veröffentlicht.\r\nIm ersten Konsultationsdokument \"Neue Ausschreibungen für wasserstofffähige Gaskraftwerke\r\nund Langzeitspeicher für Strom\" skizziert das BMWK u.a. wie im Rahmen von\r\nDekarbonisierungsmaßnahmen der Bau und die Umrüstung von insgesamt 7 GWel\r\nGaskraftwerken ausgeschrieben werden könnte sowie die geplanten Rahmenbedingungen für\r\ndie Ausschreibungen für 0,5 GWel Wasserstoffsprinterkraftwerke, die direkt mit Wasserstoff\r\nbetrieben werden sollen und 0,5 GWel Langzeitstromspeicher.\r\nDas zweite Konsultationsdokument \"Ausschreibungen für steuerbare Kapazitäten für einen\r\nBeitrag zur Versorgungssicherheit\" beschreibt die Eckpunkte eines vorgezogenen\r\nKapazitätsmechanismus mit dem weitere 5 GWel Kraftwerkskapazität ausgeschrieben werden\r\nsollen.\r\nFNB Gas nimmt zu den Eckpunkten für ein Kraftwerkssicherheitsgesetz (KWSG) für seine\r\nMitglieder wie folgt Stellung:\r\n\r\nWie beurteilen Sie die Beschränkung auf 100% Wasserstoffbetrieb? Halten Sie eine 2%\r\nVerunreinigungsregel für angemessen?\r\n\r\nDie Gasbeschaffenheitsanforderungen entsprechend des DVGW-Arbeitsblattes G260 5.\r\nGasfamilie Gruppe A (>= 98 mol-%) stellen ein sinnvolles Optimum der Anforderungen für\r\nErzeugung, Speicherung, den Transport und die Anwendung dar. Die darin beschriebenen\r\nGaskomponenten, neben Wasserstoff, umfassen auch Anteile, die keine relevanten\r\nAuswirkungen auf die Emissionen der Wasserstoffkraftwerke haben. Auch zum internationalen\r\nAustausch von Wasserstoff können darüberhinausgehende Einschränkungen dieser\r\nKomponenten hindernd wirken, was zu Markteinschränkungen führen kann.\r\n\r\nWie beurteilen Sie den Umstand, dass nach dem verpflichtenden Umstiegsdatum neben dem\r\nWasserstoffbetrieb kein bivalenter Betrieb mit Erdgas ermöglicht wird (vgl. Abschnitt B.I. Nr.\r\n1b)?\r\n\r\nDie Zielrichtung der Auflage (kein bivalenter Betrieb nach dem verpflichtenden Umstiegsdatum)\r\nist nachvollziehbar und grundsätzlich richtig – es soll ein verlässlicher Pfad zur Dekarbonisierung\r\neingeschlagen werden. Hier sollte aber zwischen der am jeweiligen Standort installierten\r\nTechnik und Auflagen für die Nutzung unterschieden werden. Wenn bei einem auf Wasserstoff\r\numzustellenden Kraftwerk netzseitig, steuerungsseitig (Mess- Regel & Mischstation) und auf\r\nSeiten des Kraftwerks alle Anlagen für einen bivalenten Betrieb (z.B. für eine technische\r\nUmstellungsphase) installiert sind, dann ist es aus Gründen der Versorgungssicherheit und\r\nDiversifikation sinnvoll, diese Anlagen nicht (zumindest nicht unmittelbar) technisch\r\nzurückzubauen. Unter strengen Auflagen sollte auch ein bivalenter Betrieb im Sinne der\r\nVersorgungssicherheit eingeräumt bleiben.\r\n\r\nZu den Ausschreibungen für wasserstofffähige Gaskraftwerke sollen nur solche Projekte\r\nzugelassen werden, die sich in räumlicher Nähe zum Wasserstoff-Kernnetz befinden (vgl.\r\nAbschnitt B.I. Nr. 1 d). Mit welcher maximalen Entfernung (Luftlinie in km) sollte diese\r\n„räumliche Nähe“ aus Ihrer Sicht definiert werden und weshalb?\r\n\r\nDie Anschlussleitung zur Verbindung des Kraftwerks zum Wasserstofftransportnetz ist durch\r\nden Anschlussnehmer (hier Kraftwerksbetreiber) zu finanzieren. Diese Kosten können in den\r\nvon den Kraftwerksbetreibern abzugebenden Geboten berücksichtigt werden und stellen damit\r\nbezogen auf die von der Allgemeinheit zu tragenden Kosten kein weiteres Kriterium dar.\r\nInsofern sollte auch die Entfernung des Kraftwerksstandorts zum Wasserstoff-Kernnetz kein\r\nAusschlusskriterium sein, sondern die Länge und Kosten der notwendigen Anschlussleitung\r\nüber das Gebot in die wirtschaftliche Entscheidung einfließen. Ein sinnvolles Kriterium stellt\r\ndagegen die Verfügbarkeit von Kapazitäten am jeweiligen Anbindungspunkt bzw. Ausbaubedarf\r\nder öffentlichen Wasserstoffinfrastruktur dar. Die bloße Nähe des Kraftwerksstandorts zum\r\nWasserstoff-Kernnetz bedeutet nicht automatisch, dass das Wasserstoff-Kernnetz jederzeit in\r\nder Lage ist, das Kraftwerk zu versorgen. Dies sollte im Auswahlprozess geprüft werden.\r\n\r\nIn den Ausschreibungen für umrüstbare Wasserstoffkraftwerke wurde ein Bonusmodell für die\r\nregionale Steuerung der Kraftwerke vorgeschlagen, vgl. Abschnitt B.I. Nr. 1 e. Ist dieses Modell\r\naus Ihrer Sicht geeignet?\r\n\r\nDie regionale Steuerung und damit verbunden das vorgeschlagene Bonusmodell ist geeignet,\r\nwenn Strom und Gas gesamthaft betrachtet werden, d.h. bei regionaler Verortung des\r\nKraftwerksstandortes dann auch die benötigten Kapazitäten im Wasserstoff und Methan\r\nvorhanden sind. Die Verfügbarkeit der Kapazitäten sollte im Vorfeld dringend vom\r\nKraftwerksbetreiber über eine entsprechende Kapazitätsanfrage gemäß §38/39 GasNVZ beim\r\njeweiligen Fernleitungsnetzbetreiber zugesichert sein. Anfragen, welche aktuell nicht vorliegen\r\n(nach Stichtag 1.5.2024), können erst wieder im nächsten NEP-Zyklus betrachtet werden.\r\nGrundsätzlich sollte bei der Standortfindung der Kraftwerke ein überregionaler Netzausbau im\r\nSinne der gesamtwirtschaftlichen Betrachtung für Methan vermieden bzw. für Wasserstoff\r\nberücksichtigt werden.\r\n\r\nSehen Sie Alternativen zur regionalen Differenzierung, wo ein Kraftwerkszubau möglichst\r\nsystemdienlich ist anstelle der gewählten Aufteilung nach Ländern, vgl. Abschnitt B.I. Nr. 1 e?\r\na. Wenn ja, welche?\r\nb. Ist die Aufteilung ein Drittel vs. zwei Drittel zwischen netztechnischem Norden und Süden\r\nangemessen?\r\nc. Wie bewerten Sie die Einteilung der Bundesländer für den „netztechnischen Süden“?\r\n\r\nGrundsätzlich kann die Regionalisierung aufgrund der Priorisierung der\r\nÜbertragungsnetzbetreiber („netzdienlicher Süden“) mitgegangen werden."},"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":"2024-10-23"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011576","regulatoryProjectTitle":"Vorschläge zur Ausgestaltung eines Kraftwerkssicherheitsgesetzes","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ad/96/377209/Stellungnahme-Gutachten-SG2411290006.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":"Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V. • Georgenstr. 23 • 10117 Berlin • www.fnb-gas.de\r\nLobbyregister-Nr.: R002747\r\nÜber FNB Gas:\r\nFNB Gas e.V. ist der Zusammenschluss der überregionalen deutschen Fernleitungsnetzbetreiber. Seine Mitglieder betreiben zusammen ein rund 40.000 Kilometer langes Leitungsnetz für den Transport von Erdgas und errichten gemeinsam das rund 9.000 Kilometer lange Wasserstoff-Kernnetz. Die Vereinigung unterstützt ihre Mitglieder bei der Erfüllung ihrer gesetzlichen und regulatorischen Verpflichtungen. Zudem koordiniert sie die integrierte Netzentwicklungsplanung für Gas und Wasserstoff auf der Transportnetzebene. Darüber hinaus tritt die Vereinigung für die aktive Förderung eines sicheren, wirtschaftlichen, umweltgerechten und klimafreundlichen Betriebs der Gastransportinfrastruktur sowie für ihre kontinuierliche Weiterentwicklung an die Bedarfe des zukünftigen Energiesystems ein.\r\nMitglieder der Vereinigung sind die Unternehmen bayernets GmbH, Fluxys TENP GmbH, Ferngas Netzgesellschaft mbH, GASCADE Gastransport GmbH, Gastransport Nord GmbH, Gasunie Deutschland Transport Services GmbH, GRTgaz Deutschland GmbH, Nowega GmbH, ONTRAS Gastransport GmbH, Open Grid Europe GmbH, terranets bw GmbH und Thyssengas GmbH.\r\nFNB Gas - Stellungnahme\r\nZum Referentenentwurf des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz\r\nFür ein Gesetz zur Einführung von Ausschreibungen für gesicherte\r\nKraftwerksleistung (Kraftwerkssicherheitsgesetz)\r\nBerlin, den 28. November 2024\r\n2\r\nEinleitung\r\nFNB Gas begrüßt sehr, dass das Kraftwerkssicherheitsgesetz noch in dieser Legislatur auf den Weg gebracht werden soll. Dies schafft die Voraussetzung, damit die geplanten Ausschreibungen von Kraftwerkskapazitäten in der ersten Jahreshälfte des kommenden Jahres stattfinden können. Für die Berücksichtigung etwaiger Kapazitäten im Rahmen der turnusmäßigen Netzentwicklungsplanung sind frühzeitige Kenntnisse über die genauen Kraftwerksstandorte notwendig. Andernfalls können Netzanschlüsse und ggf. notwendige Ausbauten im Transportnetz nicht rechtzeitig durchgeführt und damit die Kraftwerke in den Anfangsjahren nach Inbetriebnahme nicht mit CH4 versorgt werden.\r\nDie Förderung wasserstofffähiger Gaskraftwerke und steuerbarer Kapazitäten bieten einen wichtigen Impuls für die Umsetzung der deutschen Klimaziele. Zudem ist Wasserstoff ein brennstoffbasierter Energieträger für eine sichere Stromversorgung in der Zukunft.\r\nZur Anbindung dieser für das Gelingen der Energiewende wichtigen Kraftwerke sorgen die Fernleitungsnetzbetreiber mit ihren zuverlässigen und zukunftsfähigen Netzen zunächst mit dem Transport von Erdgas genauso wie später von Wasserstoff für eine sichere Energieversorgung.\r\nDie nachstehenden Punkte sind aus systemplanerischer Sicht essenziell, um die Energieversorgung auch in Zukunft sicher und nachhaltig zu gestalten.\r\n1. Anschluss neuer Kraftwerke im Erdgas- und im Wasserstoffnetz setzen eine Kapazitätsprüfung voraus\r\nAls Kriterium für die Teilnahme an der Auktion schreibt der aktuelle Entwurf des Kraftwerkssicherheitsgesetzes eine Entfernung zum Wasserstoff-Kernnetz von bis zu 50 km Luftlinie vor. Aus Sicht der Fernleitungsnetzbetreiber ist die reine Entfernung zum Wasserstoff-Kernnetz jedoch kein geeignetes Ausschlusskriterium, ob Kraftwerke für die Ausschreibung für wasserstofffähige Gaskraftwerke zugelassen werden sollten.\r\nVielmehr ist entscheidend, ob überhaupt ausreichend Kapazitäten am jeweiligen Anbindungspunkt am Wasserstoff-Kernnetz zur Versorgung des Kraftwerks zur Verfügung stehen, da Kraftwerksstandorte die in einem Radius von 50 km (oder auch weniger) am Wasserstoff-Kernnetz liegen, nicht per se über ausreichend Kapazitäten verfügen, um das Kraftwerk zu versorgen.\r\nDaher sollte das entscheidende Kriterium für die Teilnahme an einer Auktion eine Bestätigung des anschließenden Netzbetreibers über die gesichert verfügbare Kapazität für das entsprechende Kraftwerk im Erdgasnetz bzw. im Wasserstoffnetz sein.\r\nVoraussetzung für eine Bestätigung des Netzbetreibers über eine verfügbare Kapazität sind Prozesse, die im Erdgas über Anfragen nach § 38 bzw. 39 GasNZV mit einem – falls erforderlich – entsprechenden Folgeprozess für Netzausbauten im turnusmäßigen Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff (alle 2 Jahre) etabliert sind. Die Fernleitungsnetzbetreiber weisen darauf hin, dass die GasNZV zeitnah auslaufen wird und bislang keine Folgeregelungen für prioritäre Anschlüsse an das Methannetz vorliegen. Für Anschlüsse an das Wasserstofftransportnetz liegen bislang keine Regelungen für die Berücksichtigung von Kraftwerksanfragen vor. Aus diesen Gründen halten es die Netzbetreiber für geboten, die Verpflichtungen der Netzbetreiber zum Anschluss von Erdgas- und Wasserstoff-Kraftwerken mit den aktuell noch bestehenden Regelungen zum Anschluss von Kraftwerken in Einklang zu bringen.\r\n3\r\nZudem steht die zeitliche Abfolge der Kapazitätsprüfung der ggf. notwendigen Ausbauten und dem Anschluss der Kraftwerke den Ausschreibungskriterien entgegen. Ein Beispiel: Ein Kraftwerk, das an einer Auktion für umrüstbare Kraftwerke im Jahr 2026 erfolgreich teilnimmt, kann frühestens im Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff 2027 (Bestätigung im Jahr 2028 durch die BNetzA) berücksichtigt werden. Die anschließende Umsetzung der Ausbaumaßnahmen im Erdgasnetz, die den Kraftwerksanschluss ermöglichen sollen, nehmen in der Regel 5-7 Jahre in Anspruch. Damit wäre dieses Kraftwerk frühestens im Jahr 2033-35 kapazitiv an das Erdgasnetz und damit entsprechend der vorgesehenen Regelung (+8 Jahre) 2041-43 am Wasserstoffnetz angeschlossen. Aus dem Grund können nur diejenigen Kraftwerksstandorte an der Auktion teilnehmen, die gesichert Kapazität entsprechend den bestehenden Regelungen mitbringen. Es ist demnach unabdingbar für die Ausschreibung, Voraussetzungen wie eine bereits im NEP 2025 berücksichtigte Kapazitätsanfrage gem. §38/39 GasNZV (für direkt an das FNB-Netz angeschlossene Kraftwerke), eine Meldung im Rahmen der internen Bestellung für 2025 gem. §16 Ziffer 4 und 5 Kooperationsvereinbarung (KoV) oder ein Nachweis über die Zusicherung von Kapazität der vorgelagerten Netzbetreiber zu hinterlegen.\r\nSollte es trotz Kapazitätsengpass zum Anschluss von Gaskraftwerken ohne die notwendigen Ausbauten kommen, besteht die Gefahr, dass nicht geschützte Kunden wie z.B. industrielle Erdgaskunden zugunsten dieser Gaskraftwerke abgeschaltet werden müssten, um das Stromsystem abzusichern.\r\nSchließlich sollte im Sinne der gesamtwirtschaftlichen Betrachtung und der systemübergreifenden Optimierung bei der Standortfindung der Kraftwerke möglichst ein überregionaler Netzausbau für Methan vermieden werden. Andernfalls wären ineffiziente Ausbauten im Erdgasnetz die Folge, die sich aufgrund des begrenzten Zeitraumes der betreffenden Kraftwerksbedarfe für Methan für die Netzbetreiber nicht mehr verursachungsgerecht amortisieren und für die verbleibenden Erdgaskunden hohe Folgekosten nach sich ziehen würden (sehr kurze verbleibende Abschreibungszeiten bis 2045, Kosten werden nicht verursachungsgerecht durch den Stromkunden, sondern durch den Gaskunden getragen).\r\n2. Ausschreibungsbedingungen für die Wasserstoff-Kraftwerke sollten unbedingt standardmäßig die Kalkulation von Jahresbuchungsverträgen vorsehen\r\nAktuell gibt es noch keine Festlegungen für mögliche Kapazitätsprodukte für Wasserstoff-Kraftwerke. Die Fernleitungsnetzbetreiber weisen darauf hin, dass für die Kalkulation der Amortisation des Wasserstoff-Kernnetzes immer Jahresbuchungsverträge unterstellt wurden. Eine Abweichung davon hätte massive Auswirkungen auf den Aufbau dieser Infrastruktur und das mögliche finanzielle Risiko von Staat und Netzbetreibern. Daher sollte in den Ausschreibungskriterien standardmäßig die Buchung von Jahreskapazitäten hinterlegt sein.\r\n3. Auflage (kein bivalenter Betrieb nach dem verpflichtenden Umstiegsdatum):\r\nDie Auflage, dass kein bivalenter Betrieb ab einem verpflichtenden Umstiegsdatum erfolgen soll, ist nachvollziehbar und grundsätzlich richtig – es soll ein verlässlicher Pfad zur Dekarbonisierung eingeschlagen werden. Hier sollte aber zwischen der am jeweiligen Standort installierten Technik und Auflagen für die Nutzung unterschieden werden. Wenn bei einem auf Wasserstoff umzustellenden Kraftwerk netzseitig, steuerungsseitig (Mess-, Regel- & Mischstation) und auf Seiten des Kraftwerks alle Anlagen für einen bivalenten Betrieb (z.B. für eine technische Umstellungsphase) installiert sind, dann ist es aus Gründen der Versorgungssicherheit und Diversifikation sinnvoll, diese Anlagen nicht (zumindest\r\n4\r\nnicht unmittelbar) technisch zurückzubauen. Unter strengen Auflagen sollte auch ein bivalenter Betrieb im Sinne der Versorgungssicherheit eingeräumt bleiben.\r\n4.Mitteilungspflicht für Wasserstoffnetzbetreiber gem. § 45 KWSG-E\r\nEs sollte klargestellt werden, dass sich die angegebene Frist auf den Zeitpunkt vor dem möglichen Anschluss an das Wasserstoffnetz bezieht (siehe Gesetzesbegründung).\r\nAnpassungsvorschlag:\r\nBetreiber von Wasserstoffnetzen sind verpflichtet, Betreibern von Anlagen mit Zuschlägen aus den Ausschreibungen für auf Wasserstoff umrüstbare Kraftwerke sowie der Bundesnetzagentur mit einer Frist von mindestens sechs Monaten vor dem möglichen Anschluss an das Wasserstoffnetz den Zeitpunkt mitzuteilen, zu dem die Anlage an ihr Wasserstoffnetz angeschlossen werden kann.\r\n5.Zu Anlage 4 (zu §35)\r\nDie Größe NEErdgasnetz sollte auf die derzeitige Veröffentlichung der Netzentgelte in EUR/(kWh/h)/a bezogen auf den Brennwert und nicht auf den unteren Heizwert abstellen."},"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":"2024-11-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013653","regulatoryProjectTitle":"Erarbeitung von Konzepten zur Gewährleistung einer sicheren Versorgung mit Erdgas und Wasserstoff","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/80/5c/383452/Stellungnahme-Gutachten-SG2412120002.pdf","pdfPageCount":24,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":" \t \r\n\r\nWintervorbereitung\r\nAustausch der AG Versorgungssicherheit\r\nmit Hr. Rolle / BMWK Ref. WEB4\r\n\r\n10. Dezember 2024\r\n \r\nSpeichermonitoring & aktuelle Versorgungslage Winter\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n-\tKeine LNG-Buchungen in Wilhelmshaven für Q1/2025  LNG-Leistungen sind für Kälteperioden eingeplant\r\n-\tUkraine-Transit nach Auslaufen des Gazprom-Transportvertrages unsicher (ca. 450 GWh/d)\r\n-\tGeringe Speicherbuchungen für 2025  Verfehlung der Speicherziele?\r\nRisiko: Marktmechanismen erfüllen die Ziele der Versorgungssicherheit nicht\r\n \r\nEU Energy Fitness Security Check und die neue SOS-Verordnung\r\n\r\n-\tEU-Recht und weitere Rahmenbedingungen stellen eine Bewältigung von Energiekrisen und die Aufrechterhaltung der Energieversorgung sicher (sog. „steady system“)\r\n-\tDas privatwirtschaftlich organisierte ReCo Team Europe ist essenzielles und etabliertes Format, das sich in der Gaskrise im Laufe des Jahres 2022/23 und in der operativen Bewältigung bewährt hat.\r\n-\tErgänzung und Verbesserung bestehender Rahmenbedingungen:\r\n1)\tkonsolidierte Verordnung mit allen bestehenden Gesetzen, Normen und Standards an zentraler Stelle;\r\n2)\tAnpassung Infrastrukturstandard im Rahmen der Energietransformation;\r\n3)\tkonkretere Ausgestaltung des Versorgungsstandards in der Transformation.\r\n Wichtig:\r\nHerausforderungen aufgrund der Transformation in Richtung Wasserstoff (insb. Infrastrukturrückbau und –zubau sowie Verlust von Flexibilitäten, die bei Versorgungsstörung helfen würden)\r\nRolle von Speichern und die nachprüfbare Einhaltung des Gasversorgungsstandards wird in Zukunft eine wichtigere Rolle in der Energieversorgung spielen. (Beachtung von Maßnahmen zur Energieversorgung, Verstetigung und Ausfallmechanismen)\r\n \r\nRisikogruppen SOS-Verordnung & ReCo-System der Gasnetzbetreiber\r\n \r\n \r\n\r\n\tHauptverantwortung liegt beim Transportkunden\r\n•\tEr hat die Verantwortung zur Erfüllung seiner Lieferverpflichtungen\r\n•\tDer Transportkunde und der BKV müssen weitere zusätzliche Mindestvoraussetzungen erfüllen:\r\n•\tInitiale Zertifizierung und Monitoring der Zertifizierung von TK und BKV durch die BNetzA, Voraussetzungen u.a. Sitz im EWR (inkl. Schweiz und UK), Nachweis ausreichender Bonität, ausreichende Personalausstattung, ausreichendes Know-how\r\n•\tBegrenzung der Handelsaktivität auf Bonität / Liquidität, dies wird durch den MGV überprüft und sicher gestellt\r\n•\tDie (europäischen) Behörden müssen sicherstellen, dass die Mengen nach Europa ausreichend diversifiziert und über Langfristverträge abgesichert sind\r\n\tAufrechterhaltung der Netzstabilität ist Aufgabe der FNB/MGV\r\n\tEs gibt abgestimmte Entwicklungsszenarien für Erdgas, Strom und Wasserstoff. Hierbei werden auch die Speicher und die LNG-Terminals berücksichtigt. Auf dieser Basis können die Höhe der Speicherfüllstandsvorgaben überdacht und ggf. angepasst werden\r\n\tFalls gebuchte Kapazitäten an LNG-Terminals nicht genutzt werden, so müssen diese ggf. in Verbindung mit den Transportkapazitäten des FNB dem Kunden entzogen und dem Markt über eine Ausschreibung erneut zur Verfügung gestellt werden\r\n\tDie Behörden (BNetzA und BMWK) haben eine Widerspruchsmöglichkeit, falls ein Speicher (Erdgas oder Wasserstoff) stillgelegt werden soll\r\n \r\n \r\n\r\n\tFüllstandsvorgaben bei Gasspeichern\r\n•\tEs gibt speicherscharfe Füllstandsvorgaben von 94% zum 01.11. und 40% zum\r\n01.02. – es wird nicht zwischen Poren- und Kavernenspeichern unterschieden\r\n•\tBei den Füllstandsvorgaben wurde eine speicherbasierte Sicherheitsreserve in\r\nHöhe von 17,5 TWh berücksichtigt (siehe Folie „Speicherbasierte Sicherheitsreserve“)\r\n•\tWenn klar ist, dass die 94% zum 01.11. nicht erreicht werden können, so werden sämtliche nicht genutzten Speicherkapazitäten des Speicherkunden in diesem Speicher en bloc entzogen und dem Markt über eine Ausschreibung durch den Speicherbetreiber erneut zur Verfügung gestellt. Dabei wird in Kauf genommen, dass die Füllstandsvorgabe zum 01.11. nicht mehr erreicht werden kann\r\n•\tFalls diese Ausschreibung nicht erfolgreich sein sollte, so bekommt der MGV diese Kapazitäten kostenfrei zur Befüllung überlassen. Dabei gibt es keine Kostenerstattung für den bisherigen Kapazitätsinhaber\r\n•\tEine Unterschreitung der 40% zwischen dem 01.11. und dem 01.02. ist nicht erlaubt. Der Speicherbetreiber lehnt entsprechende Nominierungen ab\r\n•\tDie Füllstandsvorgaben können durch das BMWK situativ (speicherscharf) nach unten angepasst werden (z.B. für den Fall, dass Mengen benötigt werden)\r\n•\tBei ungebuchten und nicht vermarktbaren Speicherkapazitäten bekommt der MGV diese Kapazitäten zur Befüllung, falls ansonsten die Füllstandsvorgabe gefährdet wäre. Dabei trägt der MGV lediglich die variablen Kosten des Speicherbetreibers\r\n•\tDer MGV bekommt die für die Befüllung notwendigen Informationen von den Speicherbetreibern\r\n \r\n \r\n\r\n\tEventuell auftretende Kosten beim MGV für die Füllstandsvorgaben bei Gasspeichern (inklusive IT- und Personalkosten) werden über eine Versorgungssicherheitsumlage gedeckt, die durch den Bilanzkreisverantwortlichen gezahlt wird. Über diese sollen auch die Kosten der Sicherheitsplattform gedeckt werden\r\n \r\n \r\n\r\n\tEinführung einer speicherbasierten Sicherheitsreserve\r\n•\tVerteilung der Sicherheitsreserve auf netztechnisch sinnvolle Zonen\r\n•\tAusschreibung der Speicherkapazitäten preisoptimal innerhalb der vorher definierten Netzzonen jahresscharf im Vorfeld zur regulären Speichervermarkung\r\n\tGröße der Sicherheitsreserve soll der Industrie den notwendigen Vorlauf für die Vorbereitung von Lastreduktionsmaßnahmen bei Endkunden ermöglichen\r\n•\tBasis für die Mengen ist der nationale Notfall (Abnahme in Deutschland an einem kalten Wintertag)\r\n•\t7 TWh am Tag Abnahme, davon 50% (3,5 TWh) für 5 Tage\r\n•\tIm Resultat bedeutet dies eine speicherbasierte Sicherheitsreserve in Höhe von 17,5 TWh\r\n\tDie FNB können eine Ausspeicherung der entsprechenden Mengen im Rahmen eines lokalen Engpasses als erste Maßnahme in 16 (2) anweisen (siehe nächste Folie)\r\n\tDie Füllstandsvorgaben können aufgrund der dargestellten speicherbasierten Sicherheitsreserve auf 94% zum 01.11. und 40% zum\r\n01.02. gesetzt werden\r\n \r\n \r\n\r\n\t16 (2) EnWG wird dahingehend präzisiert, dass zukünftig der Speichernutzer zur Ausspeicherung an einem angefragten Speicher durch die FNB angewiesen werden kann.\r\n\tIm Fall der Anweisung muss der Speichernutzer die Mengen am angefragten Speicher ausspeichern und unentgeltlich an die THE am VHP übergeben, er bekommt diese Mengen zu einem späteren Zeitpunkt wieder zurück (siehe unten).\r\n\tTHE veräußert die Mengen am VHP.\r\n\tDie FNB erhalten für diesen Schritt Zugriff auf die Sicherheitsplattform Gas, da hierüber bereits alle notwendigen Voraussetzungen geschaffen wurden und der Aufbau eines Parallelsystems nicht effizient ist.\r\n\tIm ersten Schritt wird auf die eigenen Mengen der THE (ggf. vorhandene über das Gasspeichergesetz eingespeiste Mengen oder die speicherbasierte Sicherheitsreserve) zugegriffen, in einem zweiten Schritt auf die Abrufmengen der SSBO und in einem dritten Schritt auf die Speichermengen der übrigen Speichernutzer.\r\n\tDie ausgespeicherten und verkauften Mengen werden zum Zeitpunkt der Ausspeicherung erfasst.\r\n\tZu einem späteren Zeitpunkt kauft THE diese Mengen wieder am Handelspunkt ein, speist diese in die zuvor genutzten Speicher und führt sie somit wieder an die Speicherkunden zurück.\r\n\tFür die Beschaffung der Gasmengen nutzt THE die Einnahmen der zuvor am VHP veräußerten Mengen oder falls diese nicht reichen sollten, die weiteren Gelder des Kontos der Versorgungssicherheitsumlage.\r\n \r\n \r\n\r\nVariante: es gibt keine speicherbasierte Sicherheitsreserve\r\n\r\n\tDie Füllstandsvorgaben müssten aufgrund der fehlenden speicherbasierten Sicherheitsreserve auf 95% zum 01.11. und 45% zum\r\n01.02. erhöht werden\r\n\tSzenario 1, alle Speicherkapazitäten sind durch Transportkunden gebucht und befüllt worden:\r\n•\tEs gibt keine Speichermengen, auf welche durch die Behörden außerhalb der Notfallstufe zielgerichtet zugegriffen werden kann\r\n•\tEin gesicherter Übergang in die Lastreduktionsmaßnahmen bei Endkunden ist ggf. nicht gegeben\r\n\tSzenario 2, der MGV hat einen Teil der Speicherkapazitäten gebucht und\r\nbefüllt:\r\n•\tIn einer nationalen Gasmangellage können die Behörden (BMWK in Einvernehmen mit der BNetzA) ab der Alarmstufe auf die Mengen des MGV zugreifen\r\n•\tDie FNB können eine Ausspeicherung der entsprechenden Mengen im Rahmen eines lokalen Engpasses als erste Maßnahme in 16 (2) gegenüber dem MGV anweisen\r\n•\tDie Behörden haben eine Veto-Möglichkeit, wenn die FNB auf die Mengen im Rahmen eines lokalen\r\nEngpasses zugreifen wollen\r\n•\tEin gesicherter Übergang in die Lastreduktionsmaßnahmen bei Endkunden ist ggf. nicht gegeben\r\n \r\nKRITIS-DachG und Veröffentlichungspflichten der FNB\r\n\r\nRisiken, die sich aktuell aus Veröffentlichungspflichten ergeben (können)\r\n\r\n•\tDas BfV warnte bereits Ende 2022 in seinen veröffentlichten Sicherheitshinweisen vor Sabotageakten auf Kritische Infrastrukturen (KRITIS) und hatte explizit auf Kartenmaterial, welches Standorte von Anlagen oder Trassenverläufe abbildet, verwiesen.\r\n\r\n•\tDer Schutz von KRITIS (u. a. für das bestehende CH4-Netz; für das neu zu schaffende H2-Netz: Zentralisierung der Infrastruktur, Redundanzen, Implikationen für Schutz) ist ein relevantes Thema und sollte ein relevantes Thema bleiben – vor dem Hintergrund von Attacken auf Infrastruktur (Stichworte: Angriff Unterseekabel in der Ostsee, physische Angriffe, Cyberangriffe, Operationsplan Deutschland) und der aktuellen politischen Entwicklungen in Deutschland\r\n\r\n•\tAufgrund gesetzlicher Vorgaben veröffentliche Informationen ermöglichen – unter Nutzung der punktbezogenen Daten und der frei zugänglichen Online-Karten (z. B. Google Maps, Fraunhofer-Institut) – die problemlose Ermittlung des exakten Standorts einer Anlage.\r\n\r\n•\tFerner können durch die Analyse von Daten aus verschiedenen öffentlichen Quellen und deren Zusammenführung (ggf. unter Nutzung von KI) neue Daten, die so nicht veröffentlicht sind, generiert werden (Stichwort „Data Engineering“).\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n10.12.2024\t© Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V.\t11\r\n \r\nWie leicht ist es die Position einer Leitung anhand öffentlicher Daten herauszufinden?\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\r\nWebVeroeffentlichung OGE\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\r\nInteraktive Karte | Energy-Charts\r\n \r\n\r\n \t \r\n\r\nOpen Grid Europe \"Station Werne\" - Google Maps\r\n\r\n10.12.2024\t© Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V.\t12\r\n \r\nKRITIS-DachG und Veröffentlichungspflichten der FNB\r\n\r\nVeröffentlichungspflichtige Daten\r\n\r\n•\tEine umfassende Beteiligung der Öffentlichkeit – verbunden mit der Veröffentlichung von Dokumenten / Karten / Informationen – ist vorgesehen im NEP-Verfahren (vgl. §§ 15a ff. EnWG), im Planfeststellungsverfahren (vgl. §§ 72 ff. VwVfG) sowie im Incremental-Verfahren (vgl. Art. 22 ff. VO (EU) 2017/459).\r\n•\tDie europäische Transparenzplattform enthält umfangreiche Bewegungs- und Stammdaten zu den maßgeblichen Punkten i.S.d. VO (EU) 2024/1789 (vgl. Ziffern 3 und 4 in Anhang I zur VO (EU) 2024/1789).\r\n•\tDas Marktstammdatenregister (MaStR) der BNetzA (vgl. § 111e EnWG, § 111f EnWG, MaStRV) enthält diverse Informationen zu\r\nAnlagen sowie Karten, in denen der exakte Standort einer Anlage mit Geodaten vermerkt ist.\r\n•\tDie seitens der BNetzA zu schaffende Transparenzplattform (vgl. § 111g EnWG) wird voraussichtlich öffentlich zugängliche Daten enthalten (der konkrete Inhalt der Plattform ist von der BNetzA noch zu bestimmen).\r\n\r\nErforderliche Anpassungen zum Schutz von KRITIS\r\n\r\n•\tIm nationalen Recht (EnWG) sollten die Regelungen bezüglich MaStR und nationaler Transparenzplattform angepasst werden.\r\n--> Auf beide Plattformen sollte die Öffentlichkeit keine Daten einsehen können.\r\n•\tBei einem Projekt in den vorgenannten Bereichen sollte der betreffende Planfeststellungsbeschluss nicht (oder nur geschwärzt) öffentlich bekanntgemacht werden müssen.\r\n•\tBei Projekten in den Bereichen Verteidigung, Katastrophenschutz, Energie- und Wasserversorgung, Verkehr (insbesondere Bahnverkehr) und Gesundheitsversorgung sollte die Beteiligung der Öffentlichkeit ausgeschlossen werden. Die drei EU-Richtlinien 2011/92/EU, 2003/35/EG und 2001/42/EG, in denen es um die Beteiligung der Öffentlichkeit geht, sollten entsprechend angepasst werden.\r\n \r\nBackup\r\n \r\nKRITIS-DachG und Veröffentlichungspflichten der FNB\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n \r\nKRITIS-DachG und Veröffentlichungspflichten der FNB\r\n\r\n\r\n\r\n \r\nKRITIS-DachG und Veröffentlichungspflichten der FNB\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n \r\nKRITIS-DachG und Veröffentlichungspflichten der FNB\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n \r\nKRITIS-DachG und Veröffentlichungspflichten der FNB\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n10.12.2024\t19\r\n \r\nKRITIS-DachG und Veröffentlichungspflichten der FNB\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n \r\nKRITIS-DachG und Veröffentlichungspflichten der FNB\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n \r\nKRITIS-DachG und Veröffentlichungspflichten der FNB\r\n\r\n \r\nKRITIS-DachG und Veröffentlichungspflichten der FNB\r\n\r\n\r\n\r\n \r\nKRITIS-DachG und Veröffentlichungspflichten der FNB\r\n\r\n\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"FNB Gas Winterrückblick\r\n22002224//22002235\r\n2\r\nInhalt\r\nVorwort\r\nKey Facts\r\nBeschreibung des Winters 2024/2025\r\nGasbedarf und Gasverbrauch im Vergleich zu den Vorjahren\r\nRegelenergieeinsatz\r\nPreisentwicklung / Generelle Marktentwicklung\r\nKontrahierung langfristiger Regelenergieprodukte\r\nVerfügbarmachung von Kapazitäten\r\nTransporttechnische Herausforderungen und Veränderungen\r\nLNG-Entwicklung in Deutschland und in den westlichen Nachbarländern\r\nExkurs: LNG-Terminal-Kapazitätsmanagement\r\nDas globale LNG-Marktumfeld\r\nFüllstandsvorgaben und Speicherfüllstände\r\nNationale gesetzliche Vorgaben im Winter 2024/2025\r\nEntwicklung der Speicherfüllstände in Deutschland\r\nZwischenfazit zu den deutschen Speicherfüllstandsvorgaben\r\nNovelle der EU-Verordnung zu den Speicherzielen soll Mitgliedsstaaten\r\nFlexibilität erlauben\r\nVorschlag für ein neues „Kombinationsmodell Versorgungssicherheit\r\nErdgas“\r\nVorüberlegungen\r\nAnforderungen\r\nMögliche Instrumente\r\nDimensionierungsansätze\r\nKombinationsmodell Versorgungssicherheit Erdgas\r\nAbbildungs- und Tabellenverzeichnis\r\nImpressum\r\nAbkürzungsverzeichnis\r\n1\r\n1.1\r\n1.2\r\n1.3\r\n1.4\r\n2\r\n2.1\r\n2.2\r\n2.3\r\n3\r\n3.1\r\n3.2\r\n3.3\r\n3.4\r\n4\r\n4.1\r\n4.2\r\n4.3\r\n4.4\r\n4.5\r\n3\r\n4\r\n55778\r\n99\r\n12\r\n13\r\n16\r\n16\r\n17\r\n17\r\n20\r\n21\r\n21\r\n22\r\n22\r\n24\r\n26\r\n27\r\n28\r\n29\r\n3\r\nVorwort\r\nLiebe Leserin, lieber Leser,\r\nwie in jedem Jahr schauen die Fernleitungsnetzbetreiber nach\r\nEnde des Winters auf dessen Verlauf aus gas- und netzwirtschaftlicher\r\nSicht zurück. Dabei richten wir unseren Blick\r\nsowohl auf die konkreten Entwicklungen als auch auf die\r\npolitischen und marktlichen Instrumente zur Sicherstellung\r\nder Versorgung.\r\nDie Versorgungssicherheit war vollumfänglich gewährleistet\r\n- auch dank einer inzwischen gut ausgebauten und genutzten\r\nLNG-Infrastruktur in Deutschland. Einen wichtigen Beitrag\r\nhaben die FNB durch die Anschlüsse der LNG-Terminals und\r\ndie dazu notwendigen Ausbauten im Fernleitungsnetz geleistet.\r\nIn diesem Winter haben die vermuteten spekulativen Aktivitäten\r\neiniger Marktteilnehmer mit Blick auf die Wiederbefüllung\r\nder Speicher im Sommer eine besondere Rolle\r\ngespielt. Auf diese außergewöhnliche Situation hat die\r\nBundesregierung in letzter Minute mit einer Anpassung der\r\nSpeicherfüllstandsvorgaben reagiert. Sie sendete damit ein\r\nklares Signal für die Priorität einer marktlichen Speicherbefüllung\r\nals Grundlage für eine zügige Wiederbefüllung für\r\nden nächsten Winter.\r\nDie Fernleitungsnetzbetreiber halten diese Anpassungen\r\nkurzfristig für geeignet. Gleichwohl sind sie davon überzeugt,\r\ndass mittel- und langfristig neue Ansätze für ein neues\r\n„Kombinationsmodell Versorgungssicherheit Erdgas“ mit\r\nstärkerer Einbeziehung und Verantwortung für den Markt gefunden\r\nwerden muss. Mit diesem Winterrückblick möchten wir\r\ndie Diskussion darüber anstoßen und legen zwei konkrete Vorschläge\r\nvor: eine speicherbasierte Sicherheitsheitsreserve\r\nund eine Lieferantenverpflichtung zur Gasspeicherung. In ihrer\r\nKombination können die Vorschläge dazu führen, dass die\r\nEingriffe in den Markt minimiert werden und die Gasspeicher\r\ntrotzdem, insbesondere zum Ende des Winters, ausreichend\r\ngefüllt sind.\r\nEin stabiles und funktionierendes Marktsystem bildet die\r\nGrundlage für das Vertrauen in die Sicherheit der Erdgasversorgung,\r\ndas im Zentrum unserer Geschäftstätigkeit steht. Mit\r\nunseren Vorschlägen möchten wir dazu beitragen, dieses Vertrauen\r\nweiter zu stärken.\r\nIch wünsche Ihnen interessante Einblicke in unseren Winterrückblick\r\n2024/2025.\r\nIhr Dr. Thomas Gößmann, Vorstandsvorsitzender FNB Gas\r\nWir brauchen mittel- und\r\nlangfristig ein neues\r\nKombinationsmodell\r\nVersorgungssicherheit Erdgas\r\nmit stärkerer Verantwortung\r\nfür den Markt\r\n4\r\nKey Facts\r\nVersorgungssicherheit\r\ndurchgängig\r\ngewährleistet\r\nGroßhandelspreise normalisiert\r\nKombinationsmodell\r\nVersorgungssicherheit\r\nErdgas\r\nAusbau &\r\nNutzung\r\nder LNG-Infrastruktur\r\nin Deutschland\r\nAus Norden und Westen\r\ngestützter Transport\r\nneuer\r\nNormalzustand\r\nFüllstandsvorgaben\r\nerfüllt\r\nVerbrauch weiter unter\r\nVorkrisenniveau\r\ntrotz leichtem Anstieg\r\n5\r\n1 Beschreibung des Winters 2024/2025\r\nDer Winter 2024/2025 war erneut insgesamt durch einen milden Temperaturverlauf\r\ngeprägt, allerdings mit mehreren kurzzeitigen Kälteperioden. Sowohl der Absatz im\r\nWärmemarkt als auch der industrielle Gasverbrauch stiegen wieder an, blieben aber\r\nimmer noch deutlich unter Vorkrisenniveau. Der Regelenergieeinsatz bewegte sich netto\r\nexakt auf Vorjahresniveau, wenn auch mit höheren absoluten Einsatzmengen auf Kaufund\r\nVerkaufsseite. Während die Kosten für kurzfristige Regelenergieeinsätze der Preisentwicklung\r\nim Spotmarkt folgend stiegen, sanken die Kosten für Long Term Options\r\n(LTO) deutlich.\r\nWährend in den Winterperioden 2023/2024 und 2022/2023 die durchschnittlichen Außentemperaturen\r\nan der Messstation Nürnberg durchgängig über dem langjährigen Mittel von\r\n2005 bis 2024 lagen, gab es in der Heizperiode 2024/2025 erstmals wieder Monate mit\r\nleicht niedrigeren Werten. In den Monaten November, Dezember und Februar sanken die\r\nTemperaturen knapp unter den Durchschnittswert des langjährigen Mittels, was sich in\r\neinem erhöhten Wärmebedarf widerspiegelte. Dieser Trend ist in Abbildung 1 zu erkennen.\r\nTrotz dieser kurzfristigen Ausschläge blieb der Gesamtwärmebedarf in der Heizperiode\r\n2024/2025 unter dem Durchschnitt der vergangenen zwei Jahrzehnte.\r\nDiese Entwicklung lässt sich auch im konkreten Bedarf an Gas für Haushaltskunden und\r\nindustrielle Endverbraucher erkennen, welcher näherungsweise über die veröffentlichten\r\naggregierten Verbrauchsdaten (Allokationen) des Marktgebietsverantwortlichen (MGV)\r\nTrading Hub Europe GmbH (THE) abgelesen werden kann.\r\nNachfolgend werden die Allokationsdaten pro Monat der letzten drei Winterperioden\r\nim Vergleich dargestellt. Unterschieden wird hierbei zwischen den Allokationen, die auf\r\nprivate Haushalte und Kleingewerbe (basierend auf Standardlastprofilen (SLP)) (Abbildung\r\n2) entfallen, sowie jenen, die größeren gewerblichen Verbrauchern mit gemessenen Lasten\r\nzugeordnet werden (gemäß registrierter Leistungsmessung (RLM)) (Abbildung 3).\r\nABB 1: Station Nürnberg - Deutscher Wetterdienst\r\n(DWD); Langjähriges Mittel von 2005\r\n– 2024 – Institut Wohnen und Umwelt (IWU),\r\neigene Darstellung\r\nGasbedarf und -Gasverbrauch im Vergleich zu\r\nden Vorjahren\r\nVergleich der Heizgradtage der vergangenen Winter in Gradtagen (Kd)\r\n1.1\r\nAbbildung 1:\r\n24/25\r\nLangjähriges Mittel\r\n2005-2024\r\n23/24\r\n22/23\r\nOktober November Dezember Januar Februar März\r\n0\r\n100\r\n200\r\n300\r\n400\r\n500\r\n6\r\nIn den Abbildungen lässt sich insgesamt ein steigender Trend der Gasverbräuche über\r\ndie letzten drei Jahre erkennen. Der Gesamtbedarf liegt dabei allerdings immer noch\r\num 15 Prozent (bei SLP) bzw. 11 Prozent (bei RLM) unter den Werten des Vorkrisenjahres\r\n2020/2021.\r\nABB 2,3: THE\r\nSLP-Allokationsdaten im Marktgebiet THE je Monat in GWh\r\nRLM-Allokationsdaten im Marktgebiet THE je Monat in GWh\r\nAbbildung 2:\r\nAbbildung 3:\r\nGaswirtschaftsjahr (GWJ)\r\nGaswirtschaftsjahr (GWJ)\r\nGWJ 24/25\r\nGWJ 23/24\r\nGWJ 22/23\r\nGWJ 24/25\r\nGWJ 23/24\r\nGWJ 22/23\r\n0\r\n10.000\r\n20.000\r\n30.000\r\n40.000\r\n50.000\r\n60.000\r\n70.000\r\nOktober November Dezember Januar Februar März\r\n0\r\n10.000\r\n20.000\r\n30.000\r\n40.000\r\n50.000\r\n60.000\r\n70.000\r\nOktober November Dezember Januar Februar März\r\n7\r\nDie nachfolgende Tabelle stellt den Einsatz externer Regelenergie im Marktgebiet THE im\r\nZeitraum 1. Oktober 2024 bis 31. März 2025 dar.\r\nDie im Winter 2024/2025 insgesamt beschäftigte Menge an Regelenergie (Summe aus\r\nKäufen und Verkäufen) ist dabei im Vergleich zum Vorjahr um 44 Prozent deutlich angestiegen,\r\nstellt damit aber nur gut die Hälfte der Mengen des Winters 2022/2023 dar\r\n(Winter 2024/2025: 36 TWh; Winter 2023/2024: 25 TWh; Winter 2022/2023: 68 TWh).\r\nInsgesamt lag über den Winter – wie üblich – netto eine Kaufposition vor. Das heißt, dass\r\ndie Käufe die Verkäufe überstiegen. Mengenmäßig lag die Kaufposition exakt auf dem\r\nNiveau des Vorjahres (in beiden Jahren 7,4 TWh). Wie in den Vorjahren wurde dabei im HGas\r\nim Saldo gekauft und im L-Gas im Saldo verkauft. Die Nettokosten stiegen allerdings\r\nmit knapp 390 Mio. € um etwa 30 Prozent gegenüber dem Vorjahr (305 Mio. €).\r\nIm Winter 2024/2025 wurde außerhalb des THE-Marktgebiets erstmals Regelenergie nicht\r\nnur in den Niederlanden (TTF), sondern auch in Belgien (ZTP) beschafft. In Frankreich (PEG)\r\nerfolgte bisher eine Beschaffung einer minimalen Menge lediglich zu Testzwecken. Diese\r\nist in der obigen Tabelle daher nicht separat aufgeführt.\r\nTAB 1: THE\r\nABB 4: THE\r\nTabelle 1: Regelenergieeinsatz im Marktgebiet THE\r\n1.2 Regelenergieeinsatz\r\n1.3 Preisentwicklung / Generelle Marktentwicklung\r\nNachdem der VHP-Indexpreis (Average Price per Delivery Day THE (APDD)) am 1. Oktober\r\n2022 noch bei 164,61 €/MWh gelegen hatte, bewegte er sich deutlich fluktuierend, aber\r\nStück für Stück stabilisierend auf einen Wert von nur noch 23,07 €/MWh am 25. Februar\r\n2024 und somit auf Vorkrisenniveau. Danach stiegen die Preise jedoch wieder und erreichten\r\nam 11. Februar 2025 mit 59,29 €/MWh ihren Höchstwert, welcher damit spürbar\r\nüber dem Höchstwert des vorherigen Winters lag (52,78 €/MWh am 16. Oktober 2024). Zum\r\nEnde des Winters 2024/2025 bewegten sich die Preise wieder um die 40 €/MWh.\r\nAbbildung 4: Entwicklung VHP-Indexpreis THE in €/MWh\r\nAPDD THE GWJ 23/24\r\nAPDD THE GWJ 24/25\r\n20.948\r\nSell 3.532 162.333\r\nMenge\r\n[GWh]\r\n10.884 477.197 5 230 14.420 639.761\r\nBuy 983.569 672 34.798 45 1.957 21.799 1.026.461\r\nBetrag\r\n[TEUR]\r\nTHE H-GAS\r\nMenge\r\n[GWh]\r\nBetrag\r\n[TEUR]\r\nTHE L-GAS\r\nMenge\r\n[GWh]\r\nBetrag\r\n[TEUR]\r\nTHE über TTF\r\nMenge\r\n[GWh]\r\nBetrag\r\n[TEUR]\r\nGesamt\r\n0 0\r\n133 6.137\r\nMenge\r\n[GWh]\r\nBetrag\r\n[TEUR]\r\nTHE über ZTP\r\nOktober November Dezember Januar Februar März April Mai Juni Juli August September\r\n16.10.2024 : 52,78 EUR/MWh 11.02.25 : 59,29 EUR/MWh\r\n0\r\n10\r\n20\r\n30\r\n40\r\n50\r\n60\r\n70\r\n8\r\n1.4 Kontrahierung langfristiger Regelenergieprodukte\r\nAuch für das Gaswirtschaftsjahr (GWJ) 2024/2025 wurde der Bedarf an langfristigen\r\nRegelenergieprodukten (Produktvariante „Rest-of-the-Day“ (RoD)) für die Winterperiode\r\nmit dem BMWK und der BNetzA frühzeitig abgestimmt und im Oktober 2024 durch THE\r\nfür die Monate Februar und März 2025 ausgeschrieben. Basis für diese Ausschreibungen\r\nist ein BMWK-Eckpunktepapier über Maßnahmen zur weiteren Steigerung der Erdgasversorgungssicherheit\r\naus dem Jahr 2015.\r\nRegelenergieanbieter konnten dabei Optionsprodukte – sogenannte „Long-Term Options“\r\n(LTO) – zu einem individuell definierten Leistungspreis anbieten. Arbeitspreise müssen\r\nbei diesem Produkt mittlerweile nicht mehr angeboten werden, da die Vergütung im Falle\r\neines Abrufs durch THE seit dem 1. Oktober 2024 indexbasiert erfolgt. Die LTO dienen den\r\nFernleitungsnetzbetreibern (FNB) und THE zur langfristigen Absicherung gegen eine nicht\r\nausreichende Verfügbarkeit von Regelenergie auf dem Kurzfristmarkt.\r\nDie abzusichernde Leistung je Monat blieb im Vergleich zu den Vorjahren weitestgehend\r\nunverändert. Sowohl im Februar als auch im März 2025 wurde jeweils eine Leistung von\r\n14.490 MWh/h ausgeschrieben, davon jeweils 3.040 MWh/h im L-Gas. Für den Januar\r\nwurde auf Grund der weiterhin bestehenden Speicherfüllstandsvorgaben zum Stichtag 1.\r\nFebruar erneut keine Ausschreibung durchgeführt.\r\nDie Gesamtkosten aus Leistungspreisen für LTO (RoD) im Zeitraum Februar bis März 2025\r\nbeliefen sich auf rund 54 Mio. €. Für THE sind die Kosten damit gegenüber den Vorjahren\r\nbei annähernd gleichem Kontrahierungsvolumen stark gesunken (2023: 276 Mio. €, 2024:\r\n92 Mio. €).\r\nAußer im Rahmen von Testabrufen mussten die kontrahierten LTO im Winter 2024/2025\r\nnicht in Anspruch genommen werden.\r\n9\r\nTransporttechnische Herausforderungen und\r\nVeränderungen\r\n2.1\r\nAufgrund des milden Winters und der zusätzlichen Einspeisungen aus den LNGTerminals\r\ntraten keine Transportbeschränkungen auf. Die Speicherfüllstände lagen\r\njederzeit über den geforderten Mindestwerten, sodass selbst bei einer Hochlastsituation\r\nwährend einer Kältewelle keine Probleme zu erwarten gewesen wären.\r\nIm dritten Winter nach dem Wegfall der Einspeisungen aus Nord Stream ist der vor allem\r\naus Norden und Westen gestützte Transport zum Normalzustand geworden. Die Versorgung\r\nkonnte insbesondere durch hohe Einspeisungen aus Norwegen sowie den\r\nSpeicheranlagen gewährleistet werden, während die Mengen aus Belgien und den Niederlanden\r\nnur auf mittlerem Niveau lagen.\r\nAb dem 1. Januar 2025 entfiel der Transit durch die Ukraine, wodurch die fehlenden Mengen\r\nfür Südosteuropa zum Teil durch Exporte und Transite über das deutsche Fernleitungsnetz\r\nin Richtung Tschechien und Österreich kompensiert wurden.\r\nErstmalig seit Beginn der durch den Ukraine-Krieg ausgelösten Energiekrise kam es in diesem\r\nWinter zu einer hohen Nutzung der Speicher, auch bei milden Temperaturen. Dies\r\nwar unter anderem notwendig, um den gestiegenen Exportbedarf zu stützen. Trotz dieser\r\nhohen Nutzung blieb die verfügbare Ausspeicherleistung jederzeit ausreichend, um die\r\nVersorgungssicherheit aufrechtzuerhalten.\r\nIm Vergleich zu den europäischen Nachbarn waren die LNG-Einspeisungen an den deutschen\r\nTerminals eher gering. Zudem wurde eines der insgesamt vier aktiven FSRU\r\n(schwimmende Regasifizierungsterminals) im Laufe des Winters zumindest vorübergehend\r\naußer Betrieb genommen. Damit wurde die im letzten Jahr beschriebene Diversifizierung\r\nder Einspeisungen wieder etwas reduziert.\r\nIm Januar, während einer Kältephase, waren in Deutschland für mehrere Tage sehr hohe\r\nVerbrauchsmengen erforderlich, was in Kombination mit einem kurzfristigen Anstieg des\r\nTransits und Exports nach Tschechien, Österreich und der Schweiz zu einer sehr hohen\r\nNetzlast führte. Durch den Einsatz des abgestimmten Engpassmanagements unter den\r\ndeutschen Fernleitungsnetzbetreibern konnten diese transporttechnischen Herausforderungen\r\ngelöst und die Versorgungssicherheit aufrechterhalten werden.\r\nDie Transportmengen nach Dänemark und Polen waren meist niedrig. Nur an sehr wenigen\r\nTagen wurden geringe Importmengen aus Frankreich verzeichnet. In Bezug auf L-Gas gab\r\nes keine nennenswerten Auffälligkeiten, jedoch führte die fortschreitende Umstellung auf\r\neine H-Gas-Versorgung durch die Marktraumumstellung (MRU) zu sinkenden Verbrauchsmengen\r\nund damit auch zu reduzierten L-Gas-Transporten.\r\nZusätzliche Bedarfe in der Ukraine aufgrund der mangelhaften Versorgung im Land, bedingt\r\ndurch Angriffe auf die Produktionsstätten, erforderten einen verstärkten Import von\r\nErdgas aus den EU-Mitgliedstaaten. Diese zusätzlichen Transporte fanden regelmäßig\r\nstatt, um die Versorgung der Ukraine sicherzustellen.\r\n2 Verfügbarmachung von Kapazitäten\r\n10\r\nAbbildung 5: Vergleich Import-/Exportbilanz H-Gas der Winter seit 2020/2021 in TWh\r\nABB 5, 6, 7: ENTSOG-Transparency Platform,\r\neigene Darstellung\r\nAbbildung 6: Cluster Nord Abbildung 7: Cluster Ost\r\nNorwegen\r\nDänemark\r\nLNG Deutschland\r\nNorden\r\nRussland\r\nPolen\r\nOsten\r\nCluster Ost\r\nRussland,\r\nPolen\r\nCluster Nord\r\nNorwegen,\r\nDänemark,\r\nLNG Deutschland\r\n20/21 21/22 22/23 23/24\r\n21/22\r\n20/21\r\n22/23\r\n23/24\r\n20/21 22/23 23/24\r\nCluster Süd\r\nTchechien,\r\nÖsterreich,\r\nSchweiz\r\n21/22\r\n20/21\r\n22/23\r\n23/24\r\nCluster West\r\nNiederlande,\r\nBelgien,\r\nFrankreich\r\nca.\r\n228 TWh\r\nImport\r\nca.\r\n42 TWh\r\nImport\r\nca.\r\n118 TWh\r\nExport\r\nca.\r\n162 TWh\r\nImport\r\n24/25\r\nca.\r\n128 TWh\r\nImport\r\nca.\r\n8 TWh\r\nExport\r\nca.\r\n322 TWh\r\nImport\r\nca.\r\n470 TWh\r\nImport\r\nca.\r\n0,6 TWh\r\nExport\r\n24/25\r\nca.\r\n0,3 TWh\r\nExport\r\nca.\r\n138 TWh\r\nExport\r\nca.\r\n87 TWh\r\nExport\r\nca.\r\n21 TWh\r\nExport\r\n24/25\r\nca.\r\n36 TWh\r\nExport\r\nca.\r\n72 TWh\r\nExport\r\nca.\r\n205 TWh\r\nImport\r\nca.\r\n121 TWh\r\nImport\r\nca.\r\n257 TWh\r\nImport\r\n24/25\r\nca.\r\n257 TWh\r\nImport\r\nca.\r\n250 TWh\r\nImport\r\n21/22\r\n-150 TWh\r\n-100 TWh\r\n-50 TWh\r\n0 TWh\r\n+ 50 TWh\r\n+ 100 TWh\r\n+ 150 TWh\r\n+ 200 TWh\r\n+ 250 TWh\r\n+ 300 TWh\r\n+ 350 TWh\r\n+ 400 TWh\r\n+ 450 TWh\r\n+ 500 TWh\r\n20/21 21/22 22/23 23/24 24/25\r\nNetto-Export Netto-Import\r\n-150 TWh\r\n-100 TWh\r\n-50 TWh\r\n0 TWh\r\n+ 50 TWh\r\n+ 100 TWh\r\n+ 150 TWh\r\n+ 200 TWh\r\n+ 250 TWh\r\n+ 300 TWh\r\n+ 350 TWh\r\n+ 400 TWh\r\n+ 450 TWh\r\n+ 500 TWh\r\n20/21 21/22 22/23 23/24 24/25\r\nNetto-Export Netto-Import\r\nLNG Deutschland\r\nNorwegen\r\nDänemark\r\nPolen\r\nRussland\r\n11\r\nABB 8, 9: ENTSOG-Transparency Platform,\r\neigene Darstellung\r\nABB10: agsi.gie.eu\r\nErläuterung zu den Diagrammen:\r\nDie Nettogasflüsse (Importmengen abzüglich der Exportmengen) Deutschlands in den\r\nletzten vier Winterperioden zeigen eine deutliche Neuordnung der Bezugsquellen. Nach\r\neinem Höchststand von 432 TWh im Winter 2021/2022 sank das Volumen auf 398,7 TWh in\r\n2022/2023 und blieb 2023/2024 mit 397,9 TWh nahezu konstant. Im Winter 2024/2025 fiel\r\nder Gesamt‑Nettoimport jedoch auf 348,6 TWh (–12,4 Prozent gegenüber 2023/2024).\r\nIm Westen (Niederlande, Belgien, Frankreich) gingen die Nettobezüge von 162,8 TWh in\r\n2023/2024 auf 128,1 TWh in 2024/2025 zurück (–21,3 Prozent). Im Norden (Norwegen,\r\nDänemark, LNG‑Terminals Deutschland) blieben die Importe mit rund 257 TWh praktisch\r\nkonstant (+0,0 Prozent).\r\nIm Osten (Russland, Polen) veränderte sich der Nettoexport nach Polen marginal von -0,6\r\nTWh auf -0,37 TWh und liegt damit nahe null. Im Süden (Tschechien, Österreich, Schweiz)\r\nstiegen die Nettoexporte von 21,3 TWh auf 36,2 TWh (+70 Prozent).\r\nInsgesamt verdeutlichen diese Entwicklungen, dass Deutschland seine Gasbeziehungen\r\nneu justiert hat: Die Abhängigkeit von westlichen Lieferanten nimmt ab, während die\r\nStabilität nordischer Bezugsquellen erhalten bleibt und die Exporte in südliche Nachbarländer\r\nzunehmen.\r\nDie Analyse der Speichernutzung zeigt, dass in diesem Winter ein größerer Teil der Versorgung\r\naus den Speichern erfolgt ist und dadurch geringere Importe als in den vorhergehenden\r\nJahren notwendig waren.\r\nAbbildung 8: Cluster West Abbildung 9: Cluster Süd\r\nTschechien\r\nÖsterreich\r\nSchweiz\r\nSüden\r\nNiederlande\r\nBelgien\r\nFrankreich\r\nWesten\r\n-150 TWh\r\n-100 TWh\r\n-50 TWh\r\n0 TWh\r\n+ 50 TWh\r\n+ 100 TWh\r\n+ 150 TWh\r\n+ 200 TWh\r\n+ 250 TWh\r\n+ 300 TWh\r\n+ 350 TWh\r\n+ 400 TWh\r\n+ 450 TWh\r\n+ 500 TWh\r\n20/21 21/22 22/23 23/24 24/25\r\nNetto-Export Netto-Import\r\n-150 TWh\r\n-100 TWh\r\n-50 TWh\r\n0 TWh\r\n+ 50 TWh\r\n+ 100 TWh\r\n+ 150 TWh\r\n+ 200 TWh\r\n+ 250 TWh\r\n+ 300 TWh\r\n+ 350 TWh\r\n+ 400 TWh\r\n+ 450 TWh\r\n+ 500 TWh\r\n20/21 21/22 22/23 23/24 24/25\r\nNetto-Export Netto-Import\r\nFrankreich\r\nBelgien\r\nNiederlande\r\nSchweiz\r\nÖsterreich\r\nTschechien\r\nAbbildung 10:\r\n20/21 21/22 22/23 23/24 24/25\r\n0\r\n25\r\n50\r\n75\r\n100\r\n125\r\n150\r\n175\r\n200\r\nNetto Ausspeicherung in TWh\r\n12\r\nLNG-Entwicklung in Deutschland und in den\r\nwestlichen Nachbarländern\r\nWarum LNG-Terminals nie zu\r\n100 % ausgelastet sind\r\n2.2\r\nDie vergangenen vier Winter haben deutliche Schwankungen in den LNG-Importen der\r\nwestlichen Länder (Frankreich, Niederlande, Belgien Großbritannien) inklusive Deutschland\r\ngezeigt. Nach einem Hochpunkt im Winter 2022/2023 mit insgesamt 533,02 TWh sanken\r\ndie Importe bereits im darauffolgenden Winter 2023/2024 auf 463,84 TWh. Im Winter\r\n2024/2025 setzte sich dieser Trend fort: die Gesamtimporte lagen bei 437,1 TWh, was\r\neinem Rückgang von knapp 6 Prozent im Vergleich zum Vorjahr entspricht\r\nMit 21,5 Prozent wurde der größte Rückgang der Importe im Vergleich zum Vorjahr in\r\nDeutschland verzeichnet (2023/2024 36,4 TWh, 2024/2025 28,6 TWh). In Belgien sanken\r\ndie LNG-Importe von 59,38 TWh im Winter 2023/2024 auf 48,28 TWh im Winter 2024/2025,\r\nwas einem Rückgang von 18,7 Prozent entspricht. Die Niederlande verzeichneten einen\r\nähnlichen Rückgang von 16,3 Prozent. Im Gegensatz dazu blieb Frankreich nahezu stabil,\r\nmit einem leichten Anstieg der Importe um 2,0 Prozent, während Großbritannien einen\r\nmoderaten Zuwachs von 6,8 Prozent verzeichnete.\r\nEin Blick auf die Grafik unterstreicht diese Entwicklung. Während der LNG-Import in den\r\nJahren 2021/2022 und vor allem 2022/2023 noch auf einem steilen Wachstumskurs war,\r\nist nun eine klare Abwärtsbewegung zu erkennen. Gründe dafür dürften unter anderem ein\r\ninsgesamt milderer Winter sowie mögliche wirtschaftliche Faktoren sein.\r\nLNG-Terminals arbeiten mit fest geplanten Zeitfenstern („Slots“) für Entladung,\r\nLagerung und Wiederverdampfung von Flüssigerdgas (LNG). Diese Slots – z. B. bei\r\nschwimmenden Terminals (FSRU) typischerweise 9 bis 13 Tage lang – werden im\r\nVoraus an sogenannte Shipper vergeben.\r\nDie Wiederverdampfungskapazität, also wie viel Erdgas pro Tag ins Netz eingespeist\r\nwerden kann, bildet die zentrale Kennzahl für die Auslastung. Theoretisch lässt sich\r\ndaraus eine jährliche Maximalkapazität berechnen – zum Beispiel 168 GWh pro Tag ×\r\n365 Tage = 61.320 GWh pro Jahr.\r\nABB 11: ENTSOG: Transparency Platform,\r\neigene Darstellung\r\nAbbildung 11: Wintervergleich LNG-Import in TWh für ausgewählte Länder\r\nNiederlande\r\nFrankreich\r\nBelgien\r\nGroßbritannien\r\nDeutschland\r\n0\r\n100\r\n200\r\n300\r\n400\r\n500\r\n600\r\nLNG Import in TWh\r\nWinter 21/22 Winter 22/23 Winter 23/24 Winter 24/25\r\n13\r\n¹ Während die Verflüssigungskapazitäten\r\nauf Dauerbetrieb ausgelegt sind, werden\r\nRegasifizierungskapazitäten auch zur Gewährleistung\r\nvon Flexibilität und als Absicherung für\r\nZwecke der Versorgungssicherheit genutzt.\r\nWarum diese theoretische Kapazität nie erreicht wird:\r\nKommerzielle Flexibilität der Shipper\r\nShipper können gebuchte Slots kurzfristig stornieren, oft abhängig von Marktpreisen\r\nund Rentabilität. In solchen Fällen bleibt das Terminal in Betrieb, muss aber\r\nmit reduzierter Einspeisung weiterlaufen (z. B. durch „Kalthaltung“ der Anlage). Auch\r\nwenn alle Slots verkauft wurden, bedeutet das also nicht, dass sie auch tatsächlich\r\nmit LNG beliefert werden.\r\nBeispiel: Werden acht Slots (80 Tage) storniert, sinkt die genutzte Kapazität um\r\n13.440 GWh – die Auslastung fällt auf rund 78 %.\r\nWetterbedingte Verzögerungen\r\nInsbesondere an Nordseestandorten kann raues Wetter die Ankunft und das Anlegen\r\nvon Tankern um mehrere Tage verzögern, was ebenfalls Einspeisung reduziert.\r\nFazit:\r\nEine 100 %ige Auslastung ist unter realen Bedingungen nicht erreichbar – auch nicht\r\nbei optimaler Planung. Hauptgrund ist das marktbedingte Verhalten der Shipper,\r\nhinzu kommen wetterbedingte Unsicherheiten. Eine Auslastung von etwa 80 % gilt\r\ndaher bereits als realistisch und gut.\r\nAls 2022 die Lieferungen von russischem Pipeline-Erdgas zu einem hohen Teil ausfielen,\r\nwar der globale LNG-Spotmarkt die Hauptquelle für Ersatzlieferungen. So stiegen die LNGImporte\r\nnach Europa im Jahr 2022 im Vergleich zum Vorjahr um 660 TWh auf 1.750 TWh.\r\nDadurch erhöhte sich auch der Anteil Europas an der weltweit gehandelten LNG-Menge\r\nvon 20 Prozent auf 30 Prozent. Für den weltweiten LNG-Markt mit einem Gesamtvolumen\r\nvon seinerzeit circa 5.500 TWh/a bedeutete dies, dass sich die Handelsströme von einem\r\nJahr auf das andere erheblich änderten und die LNG-Importregionen außerhalb von Europa\r\n(Asien und Südamerika) ihre Importe im Jahr 2022 im Vergleich zum Vorjahr reduzierten.\r\nDass sich die Importe einer Weltregion zulasten anderer Weltregionen stark erhöhen, ist\r\nnur möglich, weil es weltweit bei den LNG-Importterminals (Regasifizierung) deutlich höhere\r\nKapazitäten gibt als bei den LNG-Exportterminals (Verflüssigung).¹ So betrugen\r\ndie globalen Regasifizierungskapazitäten seinerzeit 15.700 TWh/a, die weltweiten Verflüssigungskapazitäten\r\nhingegen nur 6.800 TWh/a. Im Umkehrschluss bedeutet das, dass\r\nauch bei voller Auslastung der Verflüssigungskapazitäten die Regasifizierungskapazitäten\r\nim weltweiten Jahresmittel nur zu knapp 45 Prozent ausgelastet sein können. Die LNGSpotpreise\r\nbilden sich daher in einem globalen Nachfragewettbewerb.\r\nAuf der Angebotsseite sind die USA, Katar und Australien mit jeweils über 1.100 TWh/a und\r\neinem Weltmarktanteil von in Summe circa 60 Prozent die dominanten Exporteure. Aus\r\ngeografischen Gründen sind Katar und vor allem die USA die für Europa wichtigen Lieferanten.\r\nHinzu kommt im Fall der USA, dass der Anteil der Exporte unter Kurzfristverträgen\r\ndort im weltweiten Vergleich besonders hoch ist, wodurch die USA einen sehr hohen Anteil\r\nzur Erhöhung der europäischen Importe im Jahr 2022 beitrugen. Eine weitere Besonderheit\r\nder USA ist, dass diese im globalen LNG-Markt der Anbieter mit den höchsten Grenzkosten\r\nsind, da das für die Verflüssigung notwendige Erdgas (Feed Gas) am Henry Hub beschafft\r\nwerden muss und im Unterschied zu den anderen LNG-Exporteuren nicht aus einer\r\nbestimmten Produktion stammt, die nur das jeweilige Verflüssigungsterminal beliefert.\r\nIn den Gasmärkten der EU hat LNG inzwischen überall einen entscheidenden Einfluss\r\nauf die Preisbildung. Der beschriebene Hintergrund des globalen LNG-Markts bedeutet,\r\ndass die Gaspreisbildung auf den europäischen Handelsplätzen sowohl durch den internationalen\r\nNachfragewettbewerb als auch die Kosten US-amerikanischer LNG-Lieferungen\r\ngeprägt ist. Letztere setzen sich zusammen aus dem 1,15-fachen Henry-Hub-Preis (da 15\r\nProzent der exportierten Energiemenge zusätzlich für die Verflüssigung benötigt werden),\r\n2.3 Das globale LNG-Marktumfeld\r\n14\r\nDamit sich LNG-Lieferungen aus den USA nach Europa für die Exporteure rechnen, muss\r\nder Hub-Preis in Europa 15 €/MWh (langfristige Preisuntergrenze), mindestens um 5 €/\r\nMWh (kurzfristige Preisuntergrenze) über dem Henry-Hub-Preis liegen. In Abhängigkeit der\r\nCharterrates (Schiffsmiete), die ebenfalls Schwankungen unterliegen, können diese Werte\r\nleicht variieren.\r\nWie in Abbildung 13 zu sehen, war der Abstand zwischen europäischen und USamerikanischen\r\nGaspreisen im Spotmarkt seit April 2022 stets hoch genug, um LNGLieferungen\r\nnach Europa zu veranlassen. Im Sommer 2022 lagen zudem die europäischen\r\nSpotpreise deutlich über dem Japan-Korea-Marker (JKM) (Marktpreis an einem relevanten\r\nHandelspunkt in Nordostasien). Seit 2023 sind die Preisunterschiede zwischen dem TTF\r\n(als Repräsentant der europäischen Hubs) und dem JKM sehr gering; zugleich sind die\r\nPreise in Asien und Europa wieder auf (zumeist) unter 50 €/MWh gefallen. Dies bedeutet:\r\nABB 12: EIA; Financial Times; EZB; Cheniere\r\nEnergy; Fearnleys; ACER; energate;\r\nTeam Consult Analyse\r\nABB 13: EIA, energate, Platts,\r\nTeam Consult Analyse\r\nSpotpreise in USA, EU & Asien und Spread EU/Asien in €/MWh\r\nEinfluss der Kosten von US-LNG auf Handelspreise in der EU in €/MWh\r\nAbbildung 13:\r\nAbbildung 12:\r\n-50\r\n0\r\n50\r\n100\r\n150\r\n200\r\n250\r\n300\r\nApr. 22 Jul. 22 Okt. 22 Jan. 23 Apr. 23 Jul. 23 Okt. 23 Jan. 24 Apr. 24 Jul. 24 Okt. 24 Jan. 25\r\nEUR/MWh\r\n0\r\n10\r\n20\r\n30\r\n40\r\n50\r\nOkt 23\r\nJan 24\r\nApr 24\r\nJul 24\r\nOkt 24\r\n10 1,5 2,2 2,5 16\r\n10\r\nHenry Hub\r\nEnergieeinsatz\r\n(15%)\r\nTransport\r\nRegasifizierung\r\nSRMC*\r\nVerflüssigung\r\n(Tolling)\r\nLRMC**\r\nOkt 23\r\nJan 24\r\nApr 24\r\nJul 24\r\nOkt 24\r\nHenry Hub\r\n(Durchschnitt Month-Ahead)\r\nVerflüssigungsentgelt (Tolling):\r\nSabine Pass ca. 9 EUR/MWh\r\nCorpus Christi ca. 11 EUR/MWh\r\nTransport:\r\nAbhängig von der Distanz und vom\r\nTanker, ≥ 2 €/MWh (bei 50.000\r\nUSD/d für Tanker)\r\n* SRMC: Short-Run Marginal Costs (Mindestpreis für Kurzfrist-Lieferungen)\r\n** LRMC: Long-Run Marginal Costs (Mindestpreis für langfristige Lieferungen)\r\nRegasifizierung:\r\nDeutsche Terminals\r\nWilhelmshaven und Brunsbüttel 1,9\r\nEUR/MWh + Entry Netz\r\nUS-LNG-Grenzkosten\r\n(schematisch)\r\nEuropäischer Importpreis\r\nTTF MA-1\r\nLRMC (Okt. 24)\r\nSRMC (Okt. 24)\r\nTTF\r\nJKM\r\nHH\r\nTTF ./. JKM\r\nden Kosten für den Schiffstransport (insbesondere die Schiffsmiete), den Gebühren für die\r\nNutzung der Regasifizierungs- und Netz-Entry-Kapazität in Europa sowie den Kosten für\r\ndie langfristige Buchung der Verflüssigungskapazität („Tolling“-Vertrag) in den USA.\r\n15\r\n• Mit der Indienststellung der zusätzlichen LNG-Importkapazitäten durch die neuen\r\nFSRU in den Niederlanden und Deutschland im Winter 2022/23 befinden sich die nordwesteuropäischen\r\nGasmärkte (einschließlich Deutschlands) wieder im Gleichgewicht\r\nmit dem globalen LNG-Markt.\r\n• Der exogene Schock der plötzlichen Nachfrageerhöhung führte im Sommer 2022\r\nzu einem starken Verdrängungswettbewerb der Nachfrager, und die LNG-Preise\r\nspiegelten in dieser Zeit die Opportunitätskosten des Gasverbrauchs („Verzichtskosten“)\r\nder aus dem Markt gedrängten Verbraucher wider.\r\n• Seit 2023 hat sich auch im LNG-Markt wieder ein Gleichgewicht gebildet, das eine\r\nDeckung der Vollkosten aller LNG-Lieferanten (einschließlich der USA) erlaubt und die\r\nErrichtung zusätzlicher Verflüssigungsterminals attraktiv macht. Allein in den USA\r\nsind weitere Exportterminals mit einer Kapazität von insgesamt 930 TWh/a im Bau,\r\ndie bis Ende 2028 in Betrieb gehen werden, wodurch sich die Versorgungslage in der\r\nzweiten Hälfte der 2020er Jahre weiter entspannen wird. Dadurch erklärt sich auch\r\ndie deutliche Backwardation der Price Forward Curve (also dem Umstand, dass Gas für\r\nweiter in der Zukunft liegende Lieferzeiträume am Handelsmarkt deutlich günstiger zu\r\nbekommen war als für die nahe Zukunft) im europäischen Gashandel.\r\nFazit\r\nDer LNG-Markt ist auf weiteres Wachstum der weltweit gehandelten Mengen eingestellt\r\nund wird ohne Weiteres Europa auf dem aktuellen Niveau weiter mit Gas versorgen können.\r\nDie in Deutschland seit 2022 durch die FSRU hinzugekommene Importkapazität² von insgesamt\r\ncirca 235 TWh/a ist deutlich geringer als die weggefallene Pipelinekapazität für\r\nGasimporte aus Russland (allein 600 TWh/a im Fall der Nord Stream). Dies bedeutet, dass\r\ndie Importkapazitäten auf absehbare Zeit höher ausgelastet sein müssen als in der Vorkrisenzeit.\r\nMit einer hohen Auslastung geht auch die Notwendigkeit einer gleichmäßigen\r\nAuslastung einher – eine Mengenflexibilität auf der Importseite mit höheren Liefermengen\r\nim Winter als im Sommer (wie in Langfristverträgen für Pipelinegasimporte in der Vergangenheit\r\nstets üblich) ist daher nur sehr eingeschränkt möglich. Die Sicherstellung eines\r\nhohen Füllstands der deutschen Gasspeicher zu Winterbeginn ist daher auch weiterhin von\r\nhoher Bedeutung für die Versorgungssicherheit.\r\n² 232,8 GWh/d (ca. 85 TWh/a) für die Nordsee-\r\nTerminals (DET) und 411,7 GWh/d (ca. 150 TWh/a)\r\nfür das Ostsee-Terminal in Mukran (Dt. Regas)\r\nQuelle: Aggregated LNG Storage Inventory -\r\nLNG Transparency Platform - alsi.gie.eu\r\n16\r\nDie im Jahr 2022 neu eingeführten Regelungen des sogenannten „Gasspeichergesetzes“\r\n(§§ 35a ff. EnWG) bestanden auch in der Winterperiode 2024/2025 in der mit Wirkung zum\r\n1. April 2024 novellierten Fassung fort. Zur näheren Funktionsweise des Gasspeichergesetzes\r\nund Hintergrund der Novelle sei an dieser Stelle auf die ausführliche Darstellung\r\nim Winterrückblick 2023/2024 verwiesen.\r\nEine der wesentlichen Änderungen des Gasspeichergesetzes im Jahr 2024 bestand darin,\r\ndass für den Februar-Stichtag ab dem Jahr 2025 nicht mehr ein Zielfüllstand von 40 Prozent\r\ngalt, sondern nur noch ein Zielfüllstand von 30 Prozent. Damit wich die deutsche\r\nRechtslage im Winter 2024/2025 von den EU-Speicherfüllstandsvorgaben ab. Für Deutschland\r\nwurde darin in der Durchführungsverordnung (EU) 2024/2995 für den 1. Februar 2025\r\nwie in den Vorjahren ein Füllstandsziel von durchschnittlich 45 Prozent festgelegt.\r\nFür die Stichtage der Einspeichersaison – 1. Oktober und 1. November – galten in\r\ndiesem Winter weiterhin die Füllstandsvorgaben der auf Basis von § 35b Abs. 3 EnWG\r\nerlassenen Gasspeicherfüllstandsverordnung vom 27. Juli 2022, welche die zu erreichenden\r\nZielfüllstände von den gesetzlichen Werten von jeweils 80 und 90 Prozent\r\nauf 85 bzw. 95 Prozent erhöht hatte. Die Gasspeicherfüllstandsverordnung von 2022 ist\r\nallerdings am 31. März 2025 ausgelaufen. Für das folgende Speicherjahr gilt die neue\r\nGasspeicherfüllstandsverordnung vom 5. Mai 2025. Diese sieht differenzierte, abgesenkte\r\nFüllstandsvorgaben vor. Demnach müssen die Speicher zum 1. November eines Jahres nun\r\nzu 80 Prozent gefüllt sein. Die Speicher Bad Lauchstädt, Frankenthal, Hähnlein, Rehden,\r\nStockstadt und Uelsen müssen nun sogar nur bis zu 45 Prozent gefüllt sein.\r\nNeben der Gasspeichergesetz-Novelle vom 9. Februar 2024 war der Winter 2024/2025 von\r\neiner weiteren EnWG-Anpassung betroffen, über welche die Systematik der auf Basis von\r\n§ 35e EnWG erhobenen Gasspeicherumlage geändert wurde. So war die Gasspeicherumlage\r\nseit 2022 stets auf physische Ausspeisungen an SLP-, RLM- und ExitSO-Ausspeisepunkten\r\nzu erheben (wobei Ausspeisungen zur Einspeicherung von Gas ausgenommen\r\nwaren), mithin also auch an Grenzübergangspunkten und virtuellen Kopplungspunkten.\r\nMit der EnWG-Novelle Ende 2024 wurde die Erhebung der Gasspeicherumlage auf SLPund\r\nRLM-Ausspeisepunkte eingeschränkt. Auf Ausspeisungen an den deutschen Grenzen\r\nwird entsprechend seit dem 1. Januar 2025 keine Gasspeicherumlage mehr erhoben.\r\nBei der Festlegung der Gasspeicherumlage im November 2024 war diese Anpassung durch\r\nTHE bereits bei der Bemessung der Umlagenhöhe berücksichtigt worden. Für die Umlageperiode\r\nvon Januar bis Juni 2025 musste die Umlage aktuell erhöht werden, auf aktuell\r\n2,99 €/MWh.\r\n3.1 Nationale gesetzliche Vorgaben im Winter 2024/2025\r\n3 Füllstandsvorgaben und\r\nSpeicherfüllstände\r\n17\r\nSowohl die nationalen als auch die EU-Füllstandsvorgaben wurden – wie in den vorherigen\r\nWintern 2022/2023 sowie 2023/2024 – auch im Winter 2024/2025 voll erfüllt bzw. sogar\r\nübererfüllt. Das Ziel des Gesetzgebers, eine ausreichende Befüllung der Gasspeicher zu\r\ngewährleisten und damit einen essenziellen Beitrag zur Sicherstellung der Energieversorgung\r\nzu leisten, wurde damit auch im dritten Winter der Geltung der Füllstandsvorgaben\r\nerreicht.\r\nWie in der Abbildung zu erkennen ist, weicht der aktuelle Winter allerdings von den zwei\r\nvorhergehenden Jahren dahingehend ab, dass insbesondere ab Januar 2025 starke Ausspeicherungen\r\nvorlagen, was die Speicherfüllstände auf einen vergleichsweise niedrigen\r\nStand zum Ende des Winters gebracht hat.\r\nABB 14: Gas Infrastructure Europe\r\nIm vergangenen Winter gab es zunehmend Anzeichen dafür, dass die Zielvorgaben für\r\nSpeicherfüllstände und die Mechanismen zur Sicherstellung ihrer Einhaltung eine unbeabsichtigte\r\nWirkung auf das Marktgeschehen haben und insbesondere die marktseitige Befüllung\r\ndurch eine Verzerrung der Marktpreise und Preis-Spreads erschweren könnten. Für\r\neine leichtere Einordnung der Entwicklung im vergangenen Winter lohnt eine kurze Rückschau\r\nauf die vergangenen Gaswirtschaftsjahre seit 2021/2022. In den drei zurückliegenden\r\nWintern wurden alle Füllstandsvorgaben vollständig erreicht. In den Wintern 2022/2023\r\nund 2023/2024 haben Maßnahmen der THE zur Befüllung der Gasspeicher beigetragen, im\r\nWinter 2024/2025 ging hingegen der gesamte Füllstand auf Einspeicherungen der Marktteilnehmer\r\nzurück.\r\nGaswirtschaftsjahr 2021/2022\r\nDas Gaswirtschaftsjahr (GWJ) 2021/2022 wies eine hohe Ereignisdichte auf. Bereits\r\nim vorangegangenen Sommer war die Einspeicherung von Erdgas in die von Gazprom\r\ngebuchten Speicherkapazitäten unterblieben, was ein außerordentlich niedriges\r\nFüllstandsniveau der Gesamtheit aller deutschen Gasspeicher zum Winterbeginn zur Folge\r\nhatte. Mit dem Beginn des Ukrainekriegs im Februar 2022 stand ein plötzliches Ende der\r\nbis dato erheblichen Gaslieferungen aus Russland im Raum. Eine starke Reduktion der\r\nLieferungen über Nord Stream erfolgte dann im Juni, eine vollständige Einstellung der\r\nLieferungen Ende August sowie die Zerstörung der Pipelines im September 2022.\r\nZwischenfazit zu den deutschen\r\nSpeicherfüllstandsvorgaben\r\n3.3\r\nIn der folgenden Abbildung ist der Verlauf der Speicherfüllstände in Deutschland bis zum\r\n1. April 2025 dargestellt.\r\n3.2 Entwicklung der Speicherfüllstände in Deutschland\r\nAbbildung 14: Speicherfüllstände Deutschland in Prozent\r\n0\r\n20\r\n40\r\n60\r\n80\r\n100\r\n10\r\n30\r\n50\r\n70\r\n90\r\nOktober November Dezember Januar Februar März April Mai Juni Juli August September\r\nGWJ 22/23\r\nGWJ 21/22\r\nGWJ 20/21\r\nGWJ 23/24\r\nGWJ 24/25\r\nGWJ 19/20\r\nGWJ 18/19\r\nGWJ 17/18\r\nGWJ 16/17\r\nGWJ 15/16\r\nGWJ 14/15\r\nGWJ 13/14\r\nGWJ 12/13\r\nGWJ 11/12\r\n18\r\nUm einen direkten LNG-Import nach Deutschland auf schnellstem Wege zu ermöglichen,\r\nkontrahierte die Bundesregierung zu Jahresbeginn 2022 mehrere\r\nRegasifizierungsterminal, die im GWJ 2021/22 allerdings noch nicht zur Nutzung zur Verfügung\r\nstanden. Weitere Maßnahmen zur Bewältigung der Krise waren die Beschaffung\r\nvon LNG durch den Marktgebietsverantwortlichen auf dem globalen LNG-Spotmarkt auf\r\nVeranlassung durch die Bundesregierung, die Einführung der Füllstandsvorgaben für Gasspeicheranlagen,\r\ndie Kontrahierung von Strategic Storage Based Options (SSBO) durch\r\nTHE sowie die direkte Befüllung des Gasspeichers Rehden und weiterer Gasspeicher durch\r\nTHE, basierend auf einer Ministerverordnung vom Juni 2022.\r\nIm Gashandelsmarkt führten die beschriebenen Ereignisse (vor allem die Reduktion der\r\nLiefermengen aus Russland) zu exorbitant hohen Preisen von zeitweilig über 200 €/MWh;\r\ndies galt insbesondere für das Q3 2022, in dem auch der Großteil der Speicherbefüllung\r\nstattfand. Die für die marktseitige Befüllung der Gasspeicher wichtigen Preis-Spreads\r\n(Sommer-Winter-Spread, Q3-Q1-Spread, Month-Ahead-Q1-Spread) fielen im Februar kurzzeitig\r\ntief in den negativen Bereich, waren jedoch im Sommerhalbjahr zumeist wieder\r\npositiv.\r\nDer Einfluss der Maßnahmen zur Krisenbewältigung auf das Handelsgeschehen lässt sich\r\nnicht eindeutig bestimmen, da dieser nicht von den Einflüssen der krisenauslösenden Ereignisse\r\nabzugrenzen ist.\r\nGaswirtschaftsjahr 2022/2023\r\nWesentliche Ereignisse im GWJ 2022/2023 waren die Indienststellungen der FSRU in\r\nWilhelmshaven, Brunsbüttel und Lubmin im Q1 2023, wodurch sich die zuvor angespannte\r\nVersorgungssituation wieder entspannte. Darüber hinaus war der Winter durch milde\r\nTemperaturen gekennzeichnet, die in Verbindung mit den hohen Speicherfüllständen\r\nam Winterbeginn zu einem hohen Speicherfüllstand von annähernd 65 Prozent des AGV\r\nam Winterende führte. Die im vorangegangenen Gaswirtschaftsjahr von THE direkt eingespeicherten\r\nMengen wurden im Winter 2022/2023 nur zu einem geringen Teil (circa 12,5\r\nTWh) ausgespeichert. Die Wiederbefüllung der Speicher im Sommer 2023 geschah ohne\r\nZutun von THE.\r\nAm Gashandelsmarkt fiel der Month-Ahead-Preis zum Ende des Winters auf unter 50 €/\r\nMWh und erreichte im Q2 kurzzeitig Werte von unter 30 €/MWh. Im Verhältnis dazu waren\r\ndie für die Einspeicherung wichtigen Preis-Spreads sehr hoch und wiesen über weite Teile\r\ndes Sommerhalbjahres Werte von über 20 €/MWh auf. Hier zeigte sich das Speicherparadoxon\r\nin einer starken Ausprägung: die hohen Speicherfüllstände am Ende des Winters\r\ndrückten auf die Sommernachfrage und damit den Sommer-Preis für Erdgas, während der\r\nWinter-Preis nicht in gleichem Maße sank. Damit gab es zwar eine geringe Notwendigkeit,\r\naber einen hohen finanziellen Anreiz zur Einspeicherung.\r\nGaswirtschaftsjahr 2023/2024\r\nDas GWJ 2023/2024 wies im Vergleich wenige Ereignisse mit Einfluss auf die Versorgungslage\r\nbei Erdgas auf. Im Q4 2023 kündigte das ukrainische Gasunternehmen Naftogaz an,\r\ndass der Ende 2024 auslaufende Transitvertrag mit Gazprom nicht verlängert werde. Im\r\nQ1 und Q2 2024 wurden die letzten im Sommer 2022 direkt durch THE eingespeicherten\r\nGasmengen wieder ausgespeichert. Trotz dieser Ausspeicherungen gab es, auch bedingt\r\ndurch den milden Winter, Ende März einen hohen durchschnittlichen Füllstand\r\nder deutschen Gasspeicher von über 62 Prozent des AGV. In Q2 2024 nahm ein weiteres\r\nFSRU in Mukran seinen Betrieb auf, das FSRU in Lubmin wurde stillgelegt und dessen\r\nRegasifizierungsschiff nach Mukran verlegt. Die gesamte LNG-Importkapazität an der Ostseeküste\r\nstieg dadurch von knapp 49 TWh/a auf über 127 TWH/a.\r\nDas Preisniveau des Month-Ahead-Kontrakts fiel im Gashandel im Verlauf des Q1 2024 auf\r\nden niedrigsten Wert seit Krisenbeginn (unter 25 €/MWh), bedingt durch den unerwartet\r\nmilden Winter. Die für die Einspeicherung relevanten Preis-Spreads waren durchgehend\r\npositiv und lagen stets über 2 €/MWh, zumeist bei Werten zwischen 4 und 7 €/MWh. Darin\r\ndrückte sich, wie schon im Winter zuvor, das Speicherparadoxon aus.\r\nGaswirtschaftsjahr 2024/2025 (Winterhalbjahr)\r\nDas Winterhalbjahr 2024/2025 war, im Vergleich zu den beiden Jahren zuvor, geprägt\r\ndurch geringere Temperaturen und einen etwas höheren Gasbedarf für Heizwärme.\r\n19\r\nDarüber hinaus endete der Transit russischen Erdgases durch die Ukraine. Der durchschnittliche\r\nFüllstand der deutschen Gasspeicher sank zum Ende des Winters auf unter 30\r\nProzent. Zu Maßnahmen von THE in Bezug auf Gasspeicher kam es nicht. Im Handelsmarkt\r\nsorgten diese Entwicklungen für einen Anstieg des Month-Ahead-Preises auf zeitweilig\r\nüber 50 €/MWh. Die für die Einspeicherung relevanten Preis-Spreads, insbesondere der\r\nSommer-Winter-Spread, waren seit November 2024 durchgängig negativ und lag zumeist\r\nzwischen -2 und -3 €/MWh, kurzzeitig auch bei unter -4 €/MWh. Das Speicherparadoxon\r\nwirkte sich in einer – im Vergleich zu den Vorjahren – entgegengesetzten Weise aus: der\r\nniedrige Speicherfüllstand am Winterende bedeutete einen hohen Gasbedarf zur Speicherbefüllung\r\nim Sommer. In Verbindung mit einer starken Backwardation der Price Forward\r\nCurve wurden die relevanten Preis-Spreads negativ.\r\nDie negativen Preis-Spreads behinderten die Vermarktung von Speicherkapazitäten im\r\nWinter 2024/2025. Durch die negativen Spreads drohte potenziellen Speicherkunden entweder\r\nein verlustreiches Befüllen oder eine Nichtnutzung der gebuchten Kapazität (mit\r\nanschließendem Entzug der Kapazität aufgrund des Verfehlens der Füllstandsvorgaben).\r\nAuch die Befüllung bereits gebuchter Speicherkapazitäten konnte durch die Speicherkunden,\r\nanders als üblich, nicht basierend auf Termingeschäften angegangen werden.\r\nDiese Umstände nährten spekulative Erwartungen über ein Eingreifen von THE, das bei\r\nunveränderter Ausgangslage zur Erreichung der Füllstandsvorgaben früher oder später erforderlich\r\nwerden würde.\r\nAm 21. Januar 2025 stellte THE ein bereits länger in Bearbeitung befindliches Konzept\r\nfür ein strategisches Befüllungsinstrument (SBI) auf einer Veranstaltung von BDEW,\r\nEFET sowie INES vor und veröffentlichte die Vortragsfolien anschließend auf seiner Webseite.\r\nDie Einführung eines solchen Instrumentes war aufgrund des novellierten EnWG im\r\nApril 2024 notwendig geworden. Das SBI sollte bei Bedarf öffentlich ausgeschrieben und\r\nkontrahiert werden können, um eine Befüllung von Gasspeichern anzureizen. Anscheinend\r\nbildete sich aufgrund dieser Präsentation von THE im Markt die Erwartung, dass Ausschreibungen\r\nvon SBI in naher Zukunft erfolgen könnten. Deswegen informierte THE am 11.\r\nFebruar 2025 am Rande der Messe E-World in Essen die Marktteilnehmer noch einmal über\r\nden aktuellen Stand und die Einzelheiten zur Ausgestaltung des SBI und stellte klar, dass\r\ndies keine zeitnahe Ausschreibung bedeuten würde. Im Markt setzte sich anschließend die\r\nAuffassung durch, dass eine Ausschreibung zumindest in der nächsten Zeit nicht zu erwarten\r\nsei.\r\nDie Termine der beiden Informationsveranstaltungen korrelierten mit Bewegungen des\r\nSommer-Winter-Spreads für das kommende Speicherjahr 2024/2025. Am 21. Januar fiel\r\nder Spread von -2 auf -4 €/MWh und erreichte zu Ende Januar annähernd -6 €/MWh. Nach\r\ndem 11. Februar stieg der Spread wieder auf Werte um -2,5 €/MWh.\r\nEntwicklung des Sommer-Winter-Spreads im Winterhalbjahr 2024/2025\r\nin €/MWh\r\nAbbildung 15:\r\n1,24\r\n-5,77\r\n21.1. 11.2.\r\n-7\r\n-6\r\n-5\r\n-4\r\n-3\r\n-2\r\n-1\r\n0\r\n1\r\n2\r\nOktober 24 November 24 Dezember 24 Januar 25 Februar 25 März 25\r\nEUR/MWh\r\nABB 15: energate Marktdaten,\r\nTeam Consult Analyse\r\n20\r\nAm 5. März hat die EU-Kommission vorgeschlagen, die bestehenden Speicherziele –\r\ninsbesondere den durchschnittlichen Füllstand von 90 Prozent aller Untergrundspeicher\r\n– bis Ende 2027 zu verlängern. Dabei wurden Änderungsvorschläge eingebracht, um die\r\nstrikten Vorgaben abzumildern.\r\nDer Ministerrat spricht sich nun für eine Flexibilisierung der Zielmarke aus. Demnach sollen\r\ndie Mitgliedstaaten begründet um 10 Prozent von den Speicherfüllstandszielen abweichen\r\ndürfen und in einigen Mitgliedstaaten sollen Abweichungen von weiteren 5 Prozent unter\r\nbestimmten Bedingungen möglich sein. Demnach müsste Deutschland zum 1. Dezember\r\neinen Füllstand der Untertagespeicher von 75 Prozent nachweisen.\r\nIm EU-Parlament wurde am 5. Mai 2025 ein Berichtsentwurf des Berichterstatters Borys\r\nBudka (EPP) angenommen. Demnach hält das Parlament eine Absenkung der Ziele für notwendig.\r\nDas Parlament schlägt hier eine Absenkung auf 83 Prozent vor, wobei weitere Absenkungen\r\num 4 Prozent und weiteren 4 Prozent nach Konsultation der EU-Kommission\r\nbzw. durch einen delegierten Rechtsakt der EU-Kommission als Kompromiss eingebracht\r\nwerden sollen. Zudem werden den Mitgliedstaaten weitere Berichtspflichten über Anteile\r\nrussischen Erdgases in Speichern auf Monatsbasis an die EU-Kommission auferlegt. Wie\r\ndiese Verwaltungsaufwendungen umgesetzt werden sollen, bleibt unklar.\r\nInsgesamt bleibt daher festzuhalten, dass die Änderungsvorschläge des Rates und des\r\nParlaments in die richtige Richtung gehen, dem Markt die Portfoliobeschäftigung zu geben.\r\nMittel- bis langfristig sollten aber Mechanismen etabliert werden, die die Verantwortlichkeiten\r\nfür die Sicherheit der Kundenbelieferung mit Erdgas dem Markt zurückgeben. FNB\r\nGas schlägt in diesem Winterrückblick daher eine neue Ausrichtung vor, die Eingriffe in den\r\nMarkt minimiert und auf bürokratische Berichtspflichten gänzlich verzichtet. Somit wird\r\nmarktliche und bürokratische Effizienz geschaffen und trotzdem eine Verpflichtung für\r\neine technisch notwendige Vorsorge sichergestellt.\r\n3.4 Novelle der EU-Verordnung zu den Speicherzielen\r\nFazit\r\nDie Maßnahmen zur Bewältigung der Gaskrise haben die beabsichtigte Wirkung erzielt: Die\r\nFüllstandsvorgaben wurden eingehalten, Versorgungsunterbrechungen gab es nicht, und\r\ndie Marktpreise haben sich inzwischen auf Werte von weniger als 35 €/MWh stabilisiert.\r\nTHE wurde zu einem Akteur, u.a. durch die LNG-Beschaffung, die Kontrahierung von SSBO\r\nund die direkte Speicherbefüllung im Jahr 2022.\r\nDie Wirkung der SBI-Diskussion auf die Preis-Spreads zeigt allerdings, dass die über den\r\nWinter 2024/2025 geltenden Maßnahmen und Regeln zur Speicherbefüllung das Potenzial\r\nhatten, das Speicherparadoxon zu verstärken und die Anreize zur marktseitigen Speicherbefüllung\r\nabzusenken, also die Einspeicherung durch Marktakteure zu behindern. Dieser\r\nBefund ist angesichts einer hohen à-priori-Berechenbarkeit des Gasbedarfs im Sommer\r\nzur Erreichung der Füllstandsvorgaben in Verbindung mit einer (theoretisch) unbegrenzten\r\nZahlungsbereitschaft im Fall eines Einschreitens von THE nicht überraschend. Die gegenwärtige\r\nRegelung ermöglicht es Tradern, durch ein Eingehen offener Long-Positionen für\r\ndas Sommerhalbjahr das Angebot an Sommergas künstlich zu verknappen. So können sie\r\nden Sommer-Winter-Spread zu verringern und sogar in den negativen Bereich bringen,\r\num bei einem Eingreifen von THE Spekulationsgewinne auf Kosten der Allgemeinheit (der\r\nZahler der Gasspeicherumlage) zu erzielen. Begünstigt wird ein solches Vorgehen durch\r\neinen geringen Speicherfüllstand am Ende des Winterhalbjahres sowie eine stark ausgeprägte\r\nBackwardation der Price Forward Curve, also durch zwei Bedingungen, die beide\r\nam Ende des Winters 2024/2025 erfüllt waren.\r\n21\r\n4.1 Vorüberlegungen\r\n4 Vorschlag für ein neues\r\n„Kombinationsmodell\r\nVersorgungssicherheit Erdgas“\r\nDie aktuell geltenden Maßnahmen zur Sicherstellung der Versorgungssicherheit – die\r\nFüllstandsvorgaben für Gasspeicher – wurden im Jahr 2022 unter erheblichem Zeitdruck\r\neingeführt und haben ihren Zweck seither stets erreicht. Die hohen Kosten, die hierdurch\r\nim Jahr 2022 entstanden sind, wurden, auch angesichts mangelnder Alternativen, politisch\r\nbewusst in Kauf genommen. Im Winterhalbjahr 2024/2025 haben sich Nachteile in Form\r\neiner Rückwirkung auf die Marktpreise (Verstärkung des Speicherparadoxons) gezeigt.\r\nEs erscheint daher angebracht, die der Versorgungssicherheit dienenden Maßnahmen an\r\ndie veränderte Marktsituation anzupassen. Die veränderten Marktumstände werden im\r\nFolgenden kurz zusammengefasst.\r\nVor der Gasversorgungskrise: Bis einschließlich 2021 gab es hohe Überkapazitäten auf\r\nden Importpipelines in die EU, und der Gaseinkauf der Importeure basierte – insbesondere\r\nbei russischem Gas – auf Langfristverträgen mit insgesamt großen Vertragsmengen und\r\nerheblicher Mengenflexibilität für den Käufer. Der Gasmarkt war gut versorgt und eher ein\r\nKäufermarkt, wobei jedoch die Diversifikation der Gasimporte und die einheimische Gasproduktion\r\nim Zeitverlauf abnahmen. Durch die Mengenflexibilität in Importverträgen,\r\nverbunden mit großzügig bemessenen Gasspeicherkapazitäten, gab es ein Überangebot\r\nan gaswirtschaftlicher Flexibilität. Die Gewährleistung der Gasversorgungssicherheit\r\nwurde den Handelsakteuren überlassen. Die FNB waren und sind für die Sicherstellung der\r\nSystemstabilität verantwortlich, THE für ein bilanziell ausgeglichenes Marktgebiet.\r\nWährend der Gasversorgungskrise: Die Bedingungen der Gasversorgung änderten sich\r\nab dem 1. Oktober 2021 und im Jahr 2022 innerhalb kürzester Zeit. So entfielen die Überkapazitäten\r\nauf Importleitungen sowie die erheblichen Mengen und die Mengenflexibilität\r\naus Importverträgen aus Russland plötzlich. Die Importmöglichkeit war empfindlich\r\ngestört. Der Gasmarkt kehrte sich in einen extremen Verkäufermarkt um. Alle noch zur\r\nVerfügung stehenden Importkapazitäten mussten maximal beschäftigt werden, wodurch\r\nauch die gaswirtschaftliche Flexibilität der Importe entfiel. Der Notwendigkeit zum Aufbau\r\nzusätzlicher LNG-Importkapazität durch FSRU wurde mit staatlicher Initiative begegnet.\r\nSo konnte bald eine Erhöhung der LNG-Bezüge über den Spot-Markt erfolgen.\r\nDie Gasspeicher, als das zentrale Element der Gasversorgungssicherheit, mussten unter\r\nschwierigen Marktbedingungen unbedingt vollständig befüllt werden. Der Gesetzgeber beschloss\r\ndaher die Einführung der Füllstandsvorgaben für Gasspeicher und erlegte THE die\r\nRolle als „Buyer of the last resort“ auf.\r\nNach der Gasversorgungskrise: Auf der Importseite sind LNG-Importkapazitäten in Höhe\r\nvon circa 235 TWh/a einsatzfähig, die künftig durch weitere landbasierte Terminals erhöht\r\nwerden sollen. LNG-Importe nach Deutschland sind Bestandteil der Gasversorgung,\r\nund mit dem Zuwachs der Importkapazität wird – in begrenztem Umfang – auch wieder\r\neine zunehmende gaswirtschaftliche Flexibilität der Importe ermöglicht. Die möglichst\r\nvollständige Befüllung der Gasspeicher zum Winterbeginn bleibt auf absehbare Zeit\r\nzentral für die Gasversorgungssicherheit, um in hohen Lastszenarien im Winterhalbjahr\r\ndie notwendigen Leistungen bereitstellen zu können. Zwar haben sich die Marktpreise\r\nstabilisiert, dennoch gibt es weiterhin eine ausgeprägte Backwardation der Forward-\r\nKurve, u.a. in Erwartung eines steigenden Gasangebots bei LNG. In Verbindung mit starren\r\nFüllstandsvorgaben für Gasspeicher verschärft diese bei niedrigen Füllständen am Winterende\r\ndas Speicherparadoxon und erschwert eine marktseitige Befüllung der Gasspeicher.\r\n22\r\nAnforderungen\r\nMögliche Instrumente\r\n4.2\r\n4.3\r\nAn ein weiterentwickeltes Instrumentarium ist als erstes die Anforderung zu richten, dass\r\ndie Erreichung des Ziels hinreichend voller Gasspeicher, insbesondere zum Ende des\r\nWinters, weiterhin gewährleistet sein muss. Dafür sollten folgende Anforderungen erfüllt\r\nsein:\r\n• Wirksamkeit: ein für die Versorgungssicherheit hinreichendes Füllstandsniveau der\r\nGasspeicher, insbesondere zum Ende des Winters\r\n• Effizienz: monetäre Ausgaben und Implementierungsaufwand (sowohl bei FNB/THE\r\nals auch bei wettbewerblichen Marktakteuren) so gering wie möglich\r\n• Kompatibilität mit Marktrollen: Einhaltung der klaren Marktrollen im gegenwärtigen\r\nMarktdesign, Vermeidung von Unschärfen oder Überlappungen\r\n• Handlungsfreiheit für Marktakteure: möglichst geringe Einschränkung der Freiheit\r\nder Marktteilnehmer zur Bewirtschaftung von Portfolien und Kapazitäten durch Vorgaben\r\n• EU-Konformität: Einhaltung von EU-Recht, Vermeidung unerwünschter Effekte im\r\nGasbinnenmarkt, Orientierung an Üblichkeiten in der EU\r\n• Geringe Rückwirkung auf Marktpreise: geringe à-priori-Berechenbarkeit und\r\ngeringes Potenzial zur Ausnutzung durch spekulatives Verhalten gegen ein Nachfragemonopol\r\nWeder eine dauerhafte Beibehaltung von Füllstandsvorgaben noch ihre ersatzlose\r\nStreichung erfüllen diese Anforderungen. Die unveränderte Beibehaltung und die ersatzlose\r\nStreichung der Füllstandsvorgaben werden im Folgenden nicht näher analysiert. Zum\r\neinen ist hier zur Ausgestaltung nichts auszuführen, zum anderen sind diese Möglichkeiten\r\nmit Blick auf die Anforderungen nicht geeignet – die ersatzlose Streichung der\r\nFüllstandsvorgaben kann die Versorgungssicherheit nicht garantieren und führt zu\r\nextremen gesamtwirtschaftlichen Kosten im Krisenfall. Die unveränderte Beibehaltung\r\nhat eine marktverzerrende Wirkung und erlaubt (bei entsprechenden Marktumständen\r\nwie im Winter 2024/2025) ein spekulatives Trading gegen THE und damit die Gesamtheit\r\naller Marktteilnehmer. Die speicherbasierte Sicherheitsreserve sowie die Lieferantenverpflichtung\r\nzur Einspeicherung werden im Folgenden kurz diskutiert.\r\na) Speicherbasierte Sicherheitsreserve\r\nDefinition\r\nEine Zentralinstanz wie THE hält eine bestimmte Gasmenge dauerhaft in Gasspeicheranlagen\r\nvor und speichert diese nur unter klar definierten Bedingungen aus.\r\nWirkung\r\nDie von THE vorgehaltene Gasspeicherkapazität ist durchgehend zu 100 Prozent befüllt\r\nund einer Bewirtschaftung über den Markt entzogen. Die marktseitig zu befüllende\r\nSpeicherkapazität ist – bei gleichem Gesamtfüllstandsziel – entsprechend geringer.\r\nEine speicherbasierte Sicherheitsreserve hat keine regelmäßigen Speicherbewegungen\r\nzur Folge. Insofern gibt es auch (nach der erstmaligen Befüllung) keine à-priori-Berechenbarkeit\r\nvon dadurch bedingten Speicherbewegungen und daher keine Gewinnerzielungsmöglichkeiten\r\ndurch Spekulation auf spätere Gaseinkäufe von THE (mit sehr hoher\r\nZahlungsbereitschaft).\r\nDa die Verantwortung für die Vorhaltung der Sicherheitsreserve bei THE läge, bestünde\r\n23\r\n– anders als bei den Füllstandsvorgaben oder kontrahierten Instrumenten – kein Anlass\r\nzum Monitoring durch eine Aufsicht oder zur Nachweiserbringung durch Marktteilnehmer.\r\nPönalen im Falle von Verstößen entfielen ebenso.\r\nDie Kosten dieses Instruments bestehen hauptsächlich in der Zahlung des Kapazitätsentgelts\r\nfür Speichernutzung sowie in den Finanzierungskosten für das im eingespeicherten\r\nGas gebundene Kapital. Der Implementierungsaufwand wäre sehr gering.\r\nEine speicherbasierte Sicherheitsreserve würde die Gasnachfrage im Sommer und im\r\nWinter kaum oder gar nicht beeinflussen und hätte daher auch kaum einen Effekt auf\r\ndie Marktpreise. Sofern eine speicherbasierte Sicherheitsreserve dazu führt, dass der\r\nGesamtfüllstand der deutschen Gasspeicheranlagen im Winterverlauf und insbesondere\r\nam Ende des Winterhalbjahres höher ausfällt als ohne dieses Instrument, können zwei\r\nWirkungen eintreten:\r\n• Das Speicherparadoxon tritt eher in der gewünschten Richtung auf, da ein höherer\r\nSpeicherfüllstand den saisonalen Preis-Spread und damit die Anreize für eine Einspeicherung\r\ndurch die Marktakteure erhöht.\r\n• Der höhere Füllstand bewirkt durch einen höheren Druck in den betreffenden\r\nSpeichern eine höhere verbleibende Ausspeicherleistung. Die in den Speichern vorhandene\r\nZusatzmenge wirkt daher wie „zusätzliches Kissengas“.\r\nDer letztere Effekt kann durch eine Verteilung der speicherbasierten Sicherheitsreserve\r\nauf mehrere Gasspeicheranlagen maximiert und auch in geografischer Hinsicht netzdienlich\r\noptimiert werden. Somit treten durch die speicherbasierte Sicherheitsreserve keine\r\noder allenfalls gewünschte Rückwirkungen auf das Marktgeschehen auf.\r\nGestaltungsparameter\r\nIm Rahmen der konkreten Ausgestaltung einer speicherbasierten Sicherheitsreserve\r\nwäre noch festzulegen, wie der Absicherungsumfang bemessen sein sollte. Dies betrifft\r\nvor allem das Arbeitsgasvolumen, aber auch die Ausspeicherleistung. Auch über die Verteilung\r\nauf verschiedene Standorte von Gasspeichern wäre zu entscheiden. Wichtig sind\r\nauch transparente und objektiv nachvollziehbare Kriterien für den Einsatz der speicherbasierten\r\nSicherheitsreserve, also für die Ausspeicherung der betreffenden Mengen durch\r\nTHE. Schließlich ist die Finanzierung zu klären, also an wen die Kosten adressiert werden\r\nund durch welchen Mechanismus sie gedeckt werden.\r\nb) Lieferantenverpflichtung zur Gasspeicherung\r\nDefinition\r\nGashändler werden verpflichtet, einen bestimmten Anteil des Verbrauchs der von ihnen belieferten\r\nEndkunden zu einem (oder mehreren) bestimmten Stichtag(en) oder für eine bestimmte\r\nLieferdauer in Gasspeichern vorzuhalten.\r\nWirkung\r\nDie Verpflichtung würde im Wesentlichen jene Marktakteure treffen, denen bereits\r\nheute die Aufgabe zufällt, für den Bilanzkreisausgleich oder zwecks Beschaffung und\r\nStrukturierung der Mengen für die von ihnen belieferten Kunden Speicherkapazität zu\r\nnutzen. Insofern ist dieses Instrument kompatibel mit den im aktuellen Marktdesign vorgesehenen\r\nMarktrollen.\r\nDadurch, dass sich die Verpflichtung auf einen großen Kreis von Marktteilnehmern verteilen\r\nwürde, die in Bezug auf das Timing ihrer Beschaffungsaktivitäten und die Auswahl\r\nder Vorlieferanten und Aufkommensquellen frei und zudem nicht rechenschaftspflichtig\r\nsind, wäre die à-priori-Berechenbarkeit von Speicherbewegungen gering. Zu der geringen\r\nBerechenbarkeit würde auch der Umstand beitragen, dass im Markt nicht allgemein\r\nbekannt wäre, welcher Anteil des am Winterende verbliebenen Speicherfüllstands dem\r\nKreis der Verpflichteten zuzurechnen ist.\r\nWie hoch die in den Speichern vorgehaltene Menge der verpflichteten Lieferanten zu\r\nBeginn des Winters (über die Pflichtmenge hinaus) genau ist, bleibt den betreffenden\r\nLieferanten überlassen. Diese können entweder bis zum Winterbeginn eine so hohe Menge\r\n24\r\neinspeichern, dass der gesamte Flexibilitätsbedarf im Winter aus Speichern gedeckt\r\nwerden kann und zum Stichtag die Pflichtmenge noch im Speicher enthalten ist, oder – bei\r\neiner nicht ganz so hohen Speichermenge zu Winterbeginn – Vorkehrungen für zusätzliche\r\nLieferungen im Winterhalbjahr treffen (z.B. durch Bezug von LNG), sofern im Rahmen der\r\nbestehenden Importkapazitäten möglich.\r\nEine Kontrahierung oder Präqualifikation durch den MGV ist bei diesem Instrument nicht\r\nerforderlich. Der Implementierungsaufwand hinge entscheidend von der Ausgestaltung ab.\r\nGestaltungsparameter\r\nAuch bei der Lieferantenverpflichtung zur Einspeicherung ist zunächst der Absicherungsumfang\r\nzu bestimmen. Dieser muss in einem vernünftigen Verhältnis zum Verbrauch bzw.\r\nSpeicherbedarf der versorgten Kunden stehen. Zu entscheiden ist daher über die einzubeziehenden\r\nKundengruppen und die Bemessungsgrundlage, also etwa das Verbrauchszenario\r\noder der Speicherbedarf. Zudem ist eine Auswahl zwischen pauschalen und\r\nlieferanten-spezifischen Kundenwerten zu treffen. Darüber hinaus ist festzulegen, wer\r\ngenau zur Einspeicherung verpflichtet ist und ob eine optionale Erfüllung der Verpflichtung\r\ndurch Marktpartner möglich ist. Schließlich ist zu entscheiden, ob regelmäßige oder nur\r\nanlassbezogene Prüfungen der Einhaltung der Verpflichtung stattfinden sollten und wie\r\nfestgestellte Pflichtverstößen zu pönalisieren wären.\r\n4.4 Dimensionierungsansätze\r\na) Speicherbasierte Sicherheitsreserve\r\nDer Umfang einer speicherbasierten Sicherheitsreserve muss sich am Absicherungszweck\r\nfestmachen, d.h. der Fähigkeit, die Liefersicherheit auch in einem bestimmten Krisenoder\r\nAusfallszenario zu gewährleisten. Naheliegend ist hier das N-1-Kriterium, das auch in\r\nder EU-Versorgungssicherheitsverordnung (2017/1938) zugrunde gelegt wird. Dieses besagt,\r\ndass auch bei einem Ausfall der größten einzelnen Gasinfrastruktur die Versorgung\r\naufrechterhalten werden muss. In Deutschland handelt es sich dabei auf der Importebene\r\num die Pipelines für norwegisches Gas. Bei einem vorübergehenden Ausfall ergibt\r\nsich in Abhängigkeit der Ausfalldauer und des ausgefallenen Anteils der Lieferungen aus\r\nNorwegen folgendes Bild.\r\nSpeicherbasierte Sicherheitsreserve –\r\nAusfall der Lieferungen aus Norwegen in TWh\r\nAbbildung 16:\r\n100%\r\n66%\r\n33%\r\n12,3\r\n24,6\r\n36,9\r\n55,4\r\n8,1\r\n16,2\r\n24,4\r\n36,6\r\n4,1\r\n8,1\r\n12,2\r\n18,3\r\n10 20 30 45\r\nTWh\r\nAusfalldauer (in d)\r\nABB 16: ENTSOG,\r\nTeam Consult Analyse\r\nEine Menge von circa 16 TWh würde damit ausreichen, einen Ausfall von zwei Dritteln der\r\nnorwegischen Lieferkapazität über einen Zeitraum von 20 Tagen aufzufangen. Ein vollständiger\r\nAusfall über 10 Tage wäre ebenfalls abgedeckt. Eine solche Menge entspricht\r\nlediglich 6,5 Prozent des gesamten deutschen Arbeitsgasvolumens. Bei der Buchung von\r\n25\r\nSpeicherkapazität wären auch entsprechende Anforderungen an die Ausspeicherleistung\r\nzu beachten.\r\nEin solcher Absicherungsumfang läge im Vergleich zu anderen EU-Ländern, die ebenfalls\r\neine zentral vorgehaltene Gasreserve besitzen, im Verhältnis zur insgesamt im Land vorhandenen\r\nSpeicherkapazität eher am unteren Ende. So beträgt die Reserve in Italien etwa\r\nein Viertel des vorhanden AGV, in Österreich liegt die Reserve bei circa einem Fünftel des\r\nAGV.\r\nb) Lieferantenverpflichtung zur Einspeicherung\r\nBei der Lieferantenverpflichtung ist es naheliegend, den Verbrauch der SLP-Kunden als\r\nAusgangspunkt zu wählen, da diese Kundengruppe eine sehr hohe Überschneidung mit den\r\ngeschützten Kunden aufweist. Die SLP-Verbräuche werden durch THE separat für jeden\r\nBilanzkreis erfasst, wodurch auch die Verfügbarkeit der benötigten Daten gegeben ist.\r\nDiese zumeist wärmegeführten Kunden haben einen höheren Verbrauch im Winterhalbjahr\r\nund dadurch eine saisonal schwankende Abnahme. Das ist der Ausgangspunkt für die Berechnung\r\neiner Absicherung durch Speichermengen.\r\nAls Bemessungsgrundlage kann der Gasversorgungsstandard der EU-Gasversorgungssicherheitsverordnung\r\n(2017/1938) dienen. Ein Kriterium ist hier ein ungewöhnlich hoher\r\nGasverbrauch über einen 30-Tageszeitraum. Basierend auf den SLP-Verbräuchen seit 2017\r\nergibt sich ein maximaler Gasverbrauch über einen 30-Tageszeitraum von 2,55 TWh/d.\r\nEs kann davon ausgegangen werden, dass der mittlere SLP-Tagesbedarf (gemessen über\r\nein gesamtes Jahr, also als gedachtes Jahresband) von 1,11 TWh/d durch Importe gedeckt\r\nwerden kann. Somit verbleibt eine Menge von 1,44 TWh/d (oder 43 TWh insgesamt), die\r\ndurch Ausspeicherung gedeckt werden können muss. Wichtig ist dabei, dass dies auch\r\nzum Ende des Winters noch möglich sein muss, d.h. dass diese Menge auch beispielsweise\r\nzu Anfang Februar noch von den Verpflichteten in den Gasspeichern vorgehalten werden\r\nund auch (mit Blick auf die Ausspeicherleistung) innerhalb eines 30-Tages-Zeitraums ausgespeichert\r\nwerden können sollte.\r\nDie übrigen Gestaltungsparameter sollten nach Effizienzüberlegungen festgelegt werden,\r\nd.h. der Umsetzungsaufwand auf Seiten der Verpflichteten sowie der Prüfaufwand auf\r\nSeiten der Aufsichtsorganisation sollten minimiert werden. Daher sollten Gegenstand\r\nund Umfang der Verpflichtung des einzelnen Versorgers klar bestimmt sowie leicht und\r\nobjektiv zu ermitteln sein. Darüber hinaus sollte der Verpflichtete im Rahmen seiner bestehenden\r\nOrganisation der Verpflichtung nachkommen können. Auch sollte es möglichst\r\nwenige Informationsübermittlungen zum Zweck des Monitorings geben.\r\nDaher sollte die Bemessung möglichst pauschal, also z.B. als fester Anteil an Normaljahresverbrauch\r\naller SLP-Kunden eines Bilanzkreises, bestimmt sein. Der Bilanzkreisverantwortliche\r\nwird hier stellvertretend für den Lieferanten verpflichtet, um den Erfüllungsaufwand\r\nzu reduzieren. Weicht der Versorger vom Bilanzkreisverantwortlichen\r\nab, so können privatrechtliche Vereinbarungen diese Kosten wälzen. Hinsichtlich des\r\nMonitorings bzw. des Nachweises der Einhaltung der Speicherverpflichtung sollte nur eine\r\nanlassbezogene Prüfung erfolgen. Die dafür benötigten Daten können durch THE jederzeit\r\nbereitgestellt werden. Für den Fall eines Verstoßes müsste es ein Pönale geben, die einen\r\nausreichenden Anreiz zur Einhaltung gewährleistet. Es wären aber keine regelmäßigen,\r\nbürokratischen Nachweise durch den Handel aufzubereiten sein.\r\n26\r\nBei der in 4.4. vorgeschlagenen Dimensionierung ließen sich die beiden Instrumente –\r\nspeicherbasierte Sicherheitsreserve und Lieferantenverpflichtung zur Einspeicherung\r\n– miteinander kombinieren. Die Gesamtmenge von insgesamt knapp 60 TWh (16 TWh\r\nReserve und 43 TWh Lieferantenverpflichtung) mag auf den ersten Blick gering erscheinen,\r\nbezieht sich aber nicht auf den Winteranfang, sondern muss auch gegen Ende des Winters\r\nnoch mit entsprechenden Ausspeicherleistungen zur Verfügung stehen. Dabei ist die\r\nspeicherbasierte Sicherheitsreserve durchgehend in den Speichern vorhanden, die Menge\r\nder zur Einspeicherung verpflichteten Lieferanten jedenfalls bis zu einem definierten\r\nStichtag gegen Ende des Winters.\r\nIm Vergleich zu einer Situation ohne Füllstandsvorgeben tragen beide Instrumente\r\nim Kombinationsmodell zu einem höheren Füllstandsniveau der Gasspeicher gegen\r\nEnde des Winterhalbjahres bei – also gerade zu der Jahreszeit, in der die Versorgungssituation\r\nbei Gas am ehesten kritisch werden kann. Dies trägt auch dazu bei, in der anschließenden\r\nPhase der Wiederbefüllung im Sommer unerwünschte Effekte durch das\r\nSpeicherparadoxon abzumildern oder, im besten Fall, gar nicht erst aufkommen zu lassen.\r\nDurch die Bezugnahme auf nur einen Stichtag im späteren Verlauf des Winters im Fall der\r\nLieferantenverpflichtung zur Einspeicherung ist der Eingriff in die Handlungsfreiheit der\r\nverpflichteten Marktakteure äußerst gering – in Bezug auf ihren übrigen Flexibilitätsbedarf\r\nim Winter sind sie in der Wahl ihrer Beschaffungsaktivitäten frei und dadurch auch kaum\r\nberechenbar. Letzteres macht es sehr unwahrscheinlich, dass durch spekulatives Trading\r\ngegen die Lieferantenverpflichtung zur Einspeicherung optimiert werden kann.\r\nIm Ergebnis würde die Einspeicherung überwiegend (bis auf die erstmalige Einspeicherung\r\nder speicherbasierten Sicherheitsreserve vollständig) marktseitig erfolgen und eine sehr\r\ngeringe à-priori-Berechenbarkeit im Hinblick auf den Sommerbedarf zur Einspeicherung\r\naufweisen.\r\nDeshalb empfiehlt FNB Gas eine Kombination aus Lieferantenverpflichtung zur Gasspeicherung\r\nund speicherbasierter Sicherheitsreserve.\r\n4.5 Kombinationsmodell Versorgungssicherheit Erdgas\r\n27\r\nAbbildungs- & Tabellenverzeichnis\r\nAbbildungen\r\nTabellen\r\nABB 1 - Vergleich der Heizgradtage der vergangenen Winter in Gradtagen (Kd)\r\nABB 2 - SLP-Allokationsdaten im Marktgebiet THE je Monat in GWh\r\nABB 3 - RLM-Allokationsdaten im Marktgebiet THE je Monat in GWh\r\nABB 4 - Entwicklung VHP-Indexpreis THE in €/MWh\r\nABB 5 - Vergleich Import-/Exportbilanz H-Gas der Winter seit 2020/2021 in TWh\r\nABB 6 - Cluster Nord\r\nABB 7 - Cluster Ost\r\nABB 8 - Cluster West\r\nABB 9 - Cluster Süd\r\nABB 10 - Netto Ausspeicherung in TWh\r\nABB 11 - Wintervergleich LNG-Import in TWh für ausgewählte Länder\r\nABB 12 - Einfluss der Kosten von US-LNG auf Handelspreise in der EU in €/MWh\r\nABB 13 - Spotpreise in USA, EU & Asien und Spread EU/Asien in €/MWh\r\nABB 14 - Speicherfüllstände Deutschland in Prozent\r\nABB 15 - Entwicklung des Sommer-Winter-Spreads im Winterhalbjahr 2024/2025\r\nin €/MWh\r\nABB 16 - Speicherbasierte Sicherheitsreserve – Ausfall der Lieferungen aus\r\nNorwegen in TWh\r\nTAB 1 - Regelenergieeinsatz im Marktgebiet THE\r\n28\r\nDisclaimer\r\nImpressum\r\nRedaktionsschluss 16. Mai 2025\r\nDie vorliegende Veröffentlichung wurde von den Fernleitungsnetzbetreibern im Rahmen\r\nder Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V. nach bestem Wissen und Gewissen\r\nerstellt. Die Veröffentlichung basiert auf einer Zusammenstellung öffentlich verfügbarer\r\nInformationen aus diversen öffentlichen Quellen dritter Parteien. Sowohl die Fernleitungsnetzbetreiber\r\nals auch die Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V. können\r\ndaher keine Gewähr für die Richtigkeit, Vollständigkeit und Aktualität der dargestellten\r\nInformationen übernehmen. Sofern Analysen und Einschätzungen über zukünftige Entwicklungen\r\nenthalten sind, handelt es sich lediglich um eine subjektive Einschätzung der\r\nAutoren und eine Momentaufnahme auf Basis der angegebenen Quellen zum jeweiligen Zeitpunkt\r\nund nicht um Tatsachenbehauptungen oder Empfehlungen. Marktteilnehmer sollten\r\nihre Entscheidungen jeglicher Art stets auf Basis ihrer eigenen Informationen, Analysen,\r\nFähigkeiten, Erfahrungen und Einschätzungen über zukünftige Entwicklungen treffen und\r\nihre Entscheidungen nicht auf den Inhalt der vorliegenden Veröffentlichung stützen. Eine\r\nHaftung, insbesondere für eventuelle Schäden oder Konsequenzen, die aus der Nutzung der\r\nvorliegenden Veröffentlichung entstehen, ist daher ausgeschlossen.\r\nVereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e. V.\r\nGeorgenstr. 23\r\n10117 Berlin\r\nTelefon +49 30 92102350\r\nE-Mail info@fnb-gas.de\r\nDieser Winterrückblick wurde teilweise in Zusammenarbeit mit Team Consult erstellt.\r\n29\r\nAGV Arbeitsgasvolumen\r\nAPDD Average Price per Delivery Date\r\nBMWK Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz\r\nBNetzA Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und\r\nEisenbahnen\r\nENTSOG European Network of Transmission System Operators for Gas (Vereinigung\r\nder europäischen Fernleitungsnetzbetreiber)\r\nEnWG Energiewirtschaftsgesetz\r\nExitSO Ausspeisepunkt\r\nFNB Fernleitungsnetzbetreiber\r\nFSRU Floating Storage and Regasification Units = schwimmende\r\nRegasifizierungsterminals für den Import von LNG\r\nGigawattstunde\r\nGWJ Gaswirtschaftsjahr\r\nH-Gas Erdgas mit hohem Brennwert (high calorific value)\r\nIWU Institut Wohnen und Umwelt\r\nJKM Japan-Korea-Marker (nordostasiatische Spotpreisindex für Flüssigerdgas\r\n(LNG))\r\nKd Einheit des Gradtages (Kelvin-day)\r\nL-Gas Erdgas mit niedrigem Brennwert (low calorific value)\r\nLNG Liquefied Natural Gas (Flüssigerdgas)\r\nLRMC Long-Run Marginal Costs (Mindestpreis für Langfristlieferungen)\r\nLTO Long Term Options\r\nMGV Marktgebietsverantwortlicher\r\nMRU Marktraumumstellung\r\nMWh Megawattstunde\r\nPEG virtueller Handelsplätzen für den Verkauf, Kauf und Austausch von\r\nErdgas und LNG in Frankreich\r\nRLM Reale Lastmessung\r\nRoD Rest of the Day\r\nSBI Strategisches Befüllungsinstrument\r\nAbkürzungsverzeichnis\r\n30\r\nSLP Standardlastprofil\r\nSRMC Short-Run Marginal Costs (Mindestpreis für Kurzfristlieferungen)\r\nSSBO Strategic Storage Based Options\r\nTTF Title Transfer Facility (virtueller Handelspunkt im niederländischen Gasnetz,\r\nüber den der Erdgas-Handel für die Niederlande abgewickelt wird)\r\nTHE Trading Hub Europe\r\nTWh Terrawattstunde\r\nVHP Virtueller Handelspunkt\r\nZTP Zeebrugge Trading Point (virtueller Handelspunkt für Erdgas in Belgien)\r\n31\r\nwww.fnb-gas.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-05-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013653","regulatoryProjectTitle":"Erarbeitung von Konzepten zur Gewährleistung einer sicheren Versorgung mit Erdgas und Wasserstoff","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/cf/80/540447/Stellungnahme-Gutachten-SG2506120019.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":"Hinweise des FNB Gas zu einer Resilienzstrategie Energie des BMWK\r\nKernaussagen der FNB:\r\n− Diversifizierte Energieträger und Zugänge zu Energiequellen schaffen resiliente Systeme und bilden damit die Grundlage für eine kosteneffiziente Energieversorgungssicherheit\r\n− Das privatwirtschaftlich organisierte ReCo Team Europe ist essenzielles und etabliertes Format, das sich in der Gaskrise im Laufe des Jahres 2022/23 in der operativen Bewältigung von drohenden oder eingetretenen Krisensituationen bewährt hat.\r\n− FNB haben in Krise viel geleistet und sich in die Krisenbewältigung einbracht ( Ausbau der Infrastruktur zur Anbindung der LNG-Terminals gearbeitet und Anschluss und Abtransport ermöglicht, Erarbeitung von Notfallprozessen mit Behörden und Industriekunden)\r\n− Versorgungssicherheit ist nicht zum Nulltarif zu haben, Vorsorge muss gleichzeitig effizient sein. Risiko der Abwanderung von Industrie besteht nicht nur wegen hoher Energiepreise, sondern wäre auch eine Folge von sinkender Versorgungssicherheit.\r\n− Versorgungssicherheit in der Transformationsphase der Energiewirtschaft nicht außer Acht lassen:\r\n Langfristperspektiven für Marktakteure sind wichtig, um die Versorgungssicherheit auch weiterhin zu gewährleisten (z.B. LNG-Verträge)\r\n Neues Grundmodell für Versorgungssicherheit (FNB/THE):\r\n• Verantwortung für Versorgungssicherheit klar definieren (Transportkunde); Sicherstellung von ausreichend diversifizierten Mengen, die z.B. über Langfristverträge oder Speichermengen abgesichert sind.\r\n• Widerspruchsmöglichkeit von Behörden bei Stilllegung oder H2-Umstellung von Erdgasspeichern\r\n• Rolle von Speichern muss klar definiert werden und wir brauchen eine nachprüfbare Einhaltung der Gasversorgungsstandards (Verstätigung von Ausfallmechanismen, Füllstandsvorgaben bei Speichern  aktuelle Regelung sollten nicht auslaufen (sonst Schwachstelle)\r\n• MGV befüllt als Backup die Speicher, wenn die Transportkunden dies nicht durchführen\r\n• Ggf. Versorgungssicherheitsumlage (für Kosten, die zur Erfüllung der Füllstandsvorgaben durch MGV)\r\n• Einführung einer speicherbasierten Sicherheitsreserve (Um Industrie den notwendigen Vorlauf für Lastreduktionsmaßnahmen zu geben)\r\n• Möglichkeit der Anweisung zur Ausspeicherung durch FNB im Rahmen von netzstabilisierenden Maßnahmen nach § 16 Abs. 2 EnWG\r\n Es entstehen neue Herausforderungen aufgrund der Transformation (z.B. Infrastrukturrückbau und -zubau sowie Verlust von Flexibilitäten, die bei Versorgungsstörungen helfen würden)\r\n− Aktuelle Instrumente der Krisenbewältigung funktionieren, Schwachstellen würden sich ergeben durch das Auslaufen der rechtlichen Speicherfüllstandsvorgaben\r\n− Alleinige nationale Betrachtungen geben kein vollständiges Bild, da die Gasversorgung in den europäischen Binnenmarkt eingebettet ist (Solidaritätsmechanismus, RECO-System), Resilienz-Szenarien sind deshalb europäisch abzugleichen;\r\n− In der Gaskrise 2022 haben wir viel gelernt (z.B.) aber vieles davon wurde nicht „verrechtlicht“ oder „institutionalisiert“ – darf nicht in Vergessenheit geraten. Übungen, wie sie zu Krisenzeiten stattgefunden haben, sollten regelmäßig, auch im europäischen Verbund, erfolgen\r\nZur Umsetzung der aktuellen Sicherheitsgesetze:\r\n1.) Empfehlung im Rahmen von NIS 2: gleiche IT-Sicherheitsanforderungen an IT-Dienstleister (z.B. PSI, wie für Infrastrukturbetreiber)\r\n2.) Empfehlung im Rahmen von Kritis: Veröffentlichungspflichten der Netzbetreiber überprüfen\r\n Risiken, die sich aktuell aus Veröffentlichungspflichten ergeben (können):\r\n• Das BfV warnte bereits Ende 2022 in seinen veröffentlichten Sicherheitshinweisen vor Sabotageakten auf Kritische Infrastrukturen (KRITIS) und hatte explizit auf Kartenmaterial, welches Standorte von Anlagen oder Trassenverläufe abbildet, verwiesen.\r\n• Der Schutz von KRITIS (u. a. für das bestehende CH4-Netz; für das neu zu schaffende H2-Netz: Zentralisierung der Infrastruktur, Redundanzen, Implikationen für Schutz) ist ein relevantes Thema und sollte ein relevantes Thema bleiben – vor dem Hintergrund von Attacken auf Infrastruktur (Stichworte: Angriff Unterseekabel in der Ostsee, physische Angriffe, Cyberangriffe, Operationsplan Deutschland) und der aktuellen politischen Entwicklungen in Deutschland\r\n• Aufgrund gesetzlicher Vorgaben veröffentliche Informationen ermöglichen – unter Nutzung der punktbezogenen Daten und der frei zugänglichen Online-Karten (z. B. Google Maps, Fraunhofer-Institut) – die problemlose Ermittlung des exakten Standorts einer Anlage.\r\n• Ferner können durch die Analyse von Daten aus verschiedenen öffentlichen Quellen und deren Zusammenführung (ggf. unter Nutzung von KI) neue Daten, die so nicht veröffentlicht sind, generiert werden (Stichwort „Data Engineering“).\r\n Erforderliche Anpassungen zum Schutz von KRITIS:\r\n• Im nationalen Recht (EnWG) sollten die Regelungen bezüglich MaStR und nationaler Transparenzplattform angepasst werden  Auf beide Plattformen sollte die Öffentlichkeit keine Daten einsehen können.\r\n• Bei einem Projekt in den vorgenannten Bereichen sollte der betreffende Planfeststellungsbeschluss nicht (oder nur geschwärzt) öffentlich bekanntgemacht werden müssen.\r\n• Bei Projekten in den Bereichen Verteidigung, Katastrophenschutz, Energie- und Wasserversorgung, Verkehr (insbesondere Bahnverkehr) und Gesundheitsversorgung sollte die Beteiligung der Öffentlichkeit ausgeschlossen werden. Die drei EU-Richtlinien 2011/92/EU, 2003/35/EG und 2001/42/EG, in denen es um die Beteiligung der Öffentlichkeit geht, sollten entsprechend angepasst werden\r\n3.) Novellierung der SOS-VO: konsolidierte Verordnung mit allen bestehenden Gesetzen, Normen und Standards an zentraler Stelle\r\n− Anpassung/ Überprüfung der Infrastrukturstandards im Rahmen der Energietransformation (z.B. n-1)\r\n− Konkretere Ausgestaltung der Versorgungsstandards in der Transformation (z.B. in dem die Lieferanten von Erdgas verbindlicher zur Einhaltung des Versorgungsstandard verpflichtet werden)"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-01-20"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0016046","regulatoryProjectTitle":"Vorschläge zur Ausgestaltung einer Wasserstoffhaftungsverordnung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/64/eb/510763/Stellungnahme-Gutachten-SG2504170010.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":"Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V. • Georgenstr. 23 • 10117 Berlin • www.fnb-gas.de\r\nLobbyregister-Nr.: R002747\r\nÜber FNB Gas:\r\nDie Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V. (FNB Gas) mit Sitz in Berlin ist der 2012 gegründete Zusammenschluss der deutschen Fernleitungsnetzbetreiber, also der großen überregionalen und grenzüberschreitenden Gastransportunternehmen. Ein inhaltlicher Schwerpunkt der Vereinigung ist die Netzentwicklungsplanung für Gas und Wasserstoff auf der Transportebene. Zudem ist die Vereinigung Ansprechpartner gegenüber Politik, Medien und Öffentlichkeit.\r\nMitglieder der Vereinigung sind die Unternehmen bayernets GmbH, Fluxys TENP GmbH, Ferngas Netzgesellschaft mbH, GASCADE Gastransport GmbH, Gastransport Nord GmbH, Gasunie Deutschland Transport Services GmbH, GRTgaz Deutschland GmbH, Nowega GmbH, ONTRAS Gastransport GmbH, Open Grid Europe GmbH, terranets bw GmbH und Thyssengas GmbH. Sie betreiben zusammen ein rund 40.000 Kilometer langes Leitungsnetz.\r\nFNB Gas - Hinweispapier\r\nzur Umsetzung einer\r\nWasserstoffhaftungsverordnung\r\nBerlin, November 2024\r\n2\r\nInhaltsverzeichnis\r\n1. Einleitung ................................................................................................................................... 3\r\n2. Vorschlag für eine Wasserstoff HaftungsVO ................................................................................ 3\r\n3. Begründung ............................................................................................................................... 4\r\n3.1 Bewährte Rechtsgrundlage: ....................................................................................................................... 4\r\n3.2 Kontrahierungspflicht und Entgeltregulierung: Finanzielle Risiken für Wasserstoffnetzbetreiber ................ 5\r\n3.3 Ruhen der Leistungspflichten und Haftungsbefreiung für Wasserstoffnetzbetreiber bei Notfallmaßnahmen .................................................................................................................................................................................. 5\r\n3\r\n1. Einleitung\r\nIn § 28n EnWG werden Regelungen zum Anschluss und Zugang zu den regulierten Wasserstoffnetzen sowie eine Verordnungsermächtigung für die Bundesregierung mit Zustimmung des Bundesrates über die technischen und wirtschaftlichen Bedingungen für den Anschluss und Zugang zu den regulierten Wasserstoffnetzen zu erlassen, einschließlich der Regelungen zum Ausgleich des Wasserstoffnetzes, eingeführt.\r\nIn § 28n Absatz 1a Satz 2 – 4 EnWG ist die Ermächtigungsgrundlage für die Bundesregierung geregelt, ohne Zustimmung des Bundesrats durch Rechtsverordnung Regelungen zur Haftung der Betreiber von Wasserstofftransportnetzen aus Vertrag und unerlaubter Handlung für Sach- und Vermögensschäden zu treffen, die ein Kunde durch Unterbrechung oder Unregelmäßigkeiten der Wasserstoffversorgung erleidet. Dabei kann die Haftung auf vorsätzliche oder grob fahrlässige Verursachung beschränkt und der Höhe nach begrenzt werden. Soweit es zur Vermeidung unzumutbarer wirtschaftlicher Risiken des Netzbetriebs im Zusammenhang mit Gefährdungen und Störungen, die nicht mit Maßnahmen nach § 28n Absatz 1a EnWG beseitigt werden können, erforderlich ist, kann die Haftung darüber hinaus in begründeten Fällen vollständig ausgeschlossen werden.\r\n2. Vorschlag für eine Wasserstoff HaftungsVO\r\nDer FNB Gas schlägt folgende Umsetzung in einer Wasserstoffhaftungsverordnung vor:\r\n§ 1 Haftung bei Unterbrechung der Wasserstoffversorgung oder durch Unregelmäßigkeiten in der Wasserstoffversorgung\r\n§ 18 der Niederdruckanschlussverordnung gilt für die Haftung der Betreiber von Wasserstoffnetzen aus Vertrag und unerlaubter Handlung für Sach- und Vermögensschäden, die ein Kunde durch Unterbrechung der Wasserstoffversorgung oder durch Unregelmäßigkeiten in der Wasserstoffversorgung erleidet, entsprechend.\r\n§ 2 Ruhen der Leistungspflichten\r\nIm Falle einer Anpassung nach § 28n Absatz 1a Satz 2 Energiewirtschaftsgesetz ruhen bis zur Beseitigung der Gefährdung oder Störung alle hiervon jeweils betroffenen Leistungspflichten. Satz 1 führt nicht zu einer Aussetzung der Abrechnung der Bilanzkreise durch den anpassenden oder die Anpassung verlangenden Betreiber eines Wasserstoffnetzes. Soweit bei Vorliegen der Voraussetzungen nach § 28n Absatz 1a Satz 2 Energiewirtschaftsgesetz Maßnahmen getroffen werden, ist insoweit die Haftung für Sach- und Vermögensschäden ausgeschlossen.\r\n4\r\n3. Begründung\r\nEine Orientierung an § 18 NDAV für die Haftungsregelung im Wasserstoffbereich ist aus mehreren Gründen sinnvoll und rechtlich angemessen. Sie bietet einen klaren rechtlichen Rahmen für Netzbetreiber und Nutzer. Durch die Haftungsbegrenzung werden übermäßige wirtschaftliche Risiken für Netzbetreiber vermieden. Dies fördert Investitionen in den Aufbau und die Modernisierung von Wasserstoffnetzen, was für die Energiewende essentiell ist und letztlich auch den Nutzern von Wasserstoff zugutekommt.\r\n3.1 Bewährte Rechtsgrundlage:\r\n§ 18 NDAV hat sich im Gassektor als effektive und ausgewogene Haftungsregelung bewährt. Die Übertragung auf den Wasserstoffbereich schafft Rechtssicherheit und Konsistenz in der Energieregulierung. Die Anlehnung an bestehende Regelungen erleichtert die rechtliche Interpretation und Anwendung und reduziert somit potenzielle Streitigkeiten.\r\nDie Notwendigkeit einer Haftungsbegrenzung in der leitungsgebundenen Erdgasversorgung als besonders gefahrgeneigter Tätigkeit (hochtechnisiertes, in komplexer Weise verbundenes Versorgungssystem mit hoher Störanfälligkeit und großflächigen Auswirkungen bei schon geringstem menschlichen/technischen Versagen, Notwendigkeit immens hoher Rückstellungen und fehlende Versicherbarkeit) besteht auch im Bereich des Wasserstofftransports bzw. der Wasserstoffverteilung. Im Schadenfall können unverhältnismäßig hohe Schäden eintreten, z.B. Produktionsausfall und / oder Produktionsschäden (z.B. Ausschussware). Diese Schäden stehen in keinem Verhältnis zu den Transportentgelten und können seitens der Netzbetreiber auch nicht durch entsprechenden Versicherungsschutz abgedeckt werden.\r\nAuch für die Möglichkeiten der Absicherung durch Versicherungen der Nutzer, ist ein solcher Gleichklang vorteilhaft. Sonst müsste die Gesamtheit der Kunden zugunsten der in besonderem Maße auf eine kontinuierliche störungsfreie Energielieferung angewiesenen Kunden höhere Preise in Kauf nehmen. Unter Berücksichtigung der in der Regel bestehenden Möglichkeit der Selbstversicherung der Kunden ist es daher auch unter Berücksichtigung des § 1 Abs. 1 und 2 EnWG zweckmäßig, die vertragliche und deliktische Haftung der Netzbetreiber für Sach- und Vermögensschäden auf Vorsatz und grobe Fahrlässigkeit zu beschränken. Insofern ist eine Haftungsbeschränkung erforderlich, um den Wasserstoffnetzbetreibern einen Markteintritt zu wirtschaftlich tragbaren Bedingungen zu ermöglichen.\r\nVerwiesen wird dabei auf den Beschluss BK6-07-013 der BNetzA, wonach die Haftungsregelung aus § 18 NAV in Netzanschluss- und Anschlussnutzungsverträgen auch oberhalb der Niederspannung vereinbart werden darf. Danach waren keine Anhaltspunkte für Missbräuchlichkeit, die eine andere Betrachtungsweise erforderlich machen würden, erkennbar.\r\n5\r\nIn der Gesetzesbegründung zu § 28n EnWG selbst stellt der Gesetzgeber klar, dass er sich dabei an vergleichbaren Regelungen wie etwa § 5 GasnetzzugangsVO, § 18 NDAV orientieren wird. Ein Rückgriff auf die begrenzten Möglichkeiten zu Haftungsbeschränkungen nach §§ 307, 309 BGB i. V. m. § 28n Absatz 3 EnWG, § 305 BGB lehnt der Gesetzgeber angesichts der potenziellen Schadenshöhen als nicht interessengerecht ab.\r\n3.2 Kontrahierungspflicht und Entgeltregulierung: Finanzielle Risiken für Wasserstoffnetzbetreiber\r\nRegulierte Wasserstoffnetzbetreiber haben nach § 28n Absatz 1 EnWG den Anschluss an und Zugang zu ihrem Wasserstoffnetz zu gewähren, sofern der Anschluss oder der Zugang für Dritte erforderlich sind. Eine Verweigerung ist demnach voraussichtlich nur in engen Grenzen möglich. Somit haben sie eine de facto Kontrahierungspflicht und können nicht durch Auswahl ihrer Vertragspartner ein finanzielles Risiko aus dem Netzbetrieb reduzieren.\r\nSie unterliegen der Entgeltregulierung nach § 28o EnWG bzw. § 28r EnWG (Kernnetz). Eine Betrachtung und Berücksichtigung spezifischer finanzieller Risiken, die sich aus Störungen des Netzbetriebes ergeben können, erfolgt im Rahmen der Entgeltregulierung nicht. Gleichzeitig haben die Wasserstoffnetzbetreiber auch keine Möglichkeit ihre Entgelte selbst individuell zu bilden und hierdurch Risiken einzupreisen.\r\n3.3 Ruhen der Leistungspflichten und Haftungsbefreiung für Wasserstoffnetzbetreiber bei Notfallmaßnahmen\r\n§ 28n Absatz 1a EnWG legt den Wasserstoffnetzbetreibern vergleichbare Pflichten auf, wie sie in § 16 Absatz 1 und 2 EnWG zur Gewährleistung der Systemstabilität vorgesehen sind. Insbesondere sind Wasserstoffnetzbetreiber nach § 28n Absatz 1a Satz 2 EnWG verpflichtet, auch Ein- und Ausspeisungen in das Netz anzupassen, um eine Gefährdung oder Störung der Systemstabilität abzuwenden. Da die Ein- und Ausspeisesituation in den Wasserstoffnetzen im Vergleich zu den Erdgasnetzen in noch höherem Maße von einzelnen Netzanschlusskunden abhängig ist und die Auswirkungen des Ausfalls einzelner Einspeiser etwa deutlich intensiver sein dürfte, als dies im Erdgasnetz der Fall ist, bedarf es zwingend einer vergleichbaren Regelung, wie sie in § 16 Abs. 3 EnWG bereits enthalten ist. Andernfalls käme es zu einer sachwidrigen Ungleichbehandlung zwischen den Betreibern von Wasserstoffnetzen und Erdgasversorgungsnetzen, obwohl das Risiko bei ersteren sogar deutlich erhöht sein dürfte.\r\nStörungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit der Wasserstoffversorgung, die nicht durch Maßnahmen nach § 28n Absatz 1a Satz 1 EnWG abgewendet werden können, sind Notfälle, die schnelle Notfallmaßnahmen erfordern. Der betroffene Netzbetreiber muss ggf. auch ohne Verschulden aufgrund der Gefährdungshaftung nach dem Haftpflichtgesetz für Schäden aufkommen. Entsprechend ist ein Haftungsausschluss nicht nur für Vermögensschäden, sondern auch für Sachschäden angezeigt. Um Netzbetreiber in solchen Fällen nicht mit Abwägungsfragen zwischen Maßnahme und Haftungsfolge zu belasten und hierdurch eventuell notwendige Maßnahmen zu verzögern oder gar zu verhindern, müssen sie von der Haftung befreit werden. Es ist wichtig zu beachten, dass diese Regelung für alle betroffenen Parteien gilt, solange die Gefährdung oder Störung nicht beseitigt ist. Dies dient dazu, die\r\n6\r\nSystemverantwortung der Netzbetreiber zu gewährleisten und die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Energieversorgungssystems aufrechtzuerhalten\r\nAnsprechpartnerin:\r\nBarbara Fischer\r\nGeschäftsführerin\r\nTelefon: +49 175 142 67 51\r\nBarbara.fischer@fnb-gas.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-01-21"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0016046","regulatoryProjectTitle":"Vorschläge zur Ausgestaltung einer Wasserstoffhaftungsverordnung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/d3/df/510765/Stellungnahme-Gutachten-SG2504170012.pdf","pdfPageCount":1,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"wir haben Ihre Rückfrage, ob aus unserer Sicht in einer Haftungsverordnung auch\r\nRegelungen zur Haftung dem Grunde nach aufzunehmen seien, im FNB Gas diskutiert.\r\nDerzeit halten wir derartige Regelungen entsprechend insbesondere§§ 16 und 17 NDAV\r\nnicht für unbedingt erforderlich. Regelungen zur Haftung dem Grunde nach bezüglich\r\nNetzanschluss und Netznutzung f inden sich in§ 28n Abs. 1 und Abs. 1 a EnWG. Diese\r\nRegelungen sind vergleichbar mit der aktuellen Gesetzeslage im Ferngasbereich, für den\r\ndie§§ 16 und 17 NDAV ebenfalls keine Anwendung finden. Ein etwaiger verbleibender\r\nRegelungsbedarf kann über Festlegungen der Bundesnetzagentur und die\r\nKooperationsvereinbarung Wasserstoff geschlossen werden.\r\nDer vom FNB Gas erarbeitete, schlanke Vorschlag einer Haftungsverordnung hat diese\r\naktuelle Gesetzeslage im Ferngasbereich als Vorlage genutzt, um kurzfristig eine Regelung\r\nder Haftung im Wasserstoffbereich zu etablieren. Aus unserer Sicht ist es dringend\r\nerforderlich, dass bis zu den ersten Transporten, die bereits ab Anfang 2026 geplant sind,\r\nentsprechende Haftungsregelungen gesetzlich verankert sind. Sollte sich im Rahmen des\r\nHochlaufes in späteren Jahren zeigen, dass weitere Regelungen oder eine Konkretisierung\r\nder Regelungen erforderlich sind, könnte dies unter Berücksichtigung der ersten\r\nErfahrungen der vertraglichen Umsetzung des Netzanschlusses und der Netznutzung\r\nerfolgen.\r\nGerne stehen wir Ihnen für weitere Rückfragen und Diskussionen zur Verfügung."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-03-27"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019322","regulatoryProjectTitle":"Eingabe zur Debatte um die Gasspeicherumlage","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/82/6b/607779/Stellungnahme-Gutachten-SG2508080022.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":"Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V. • Georgenstr. 23 • 10117 Berlin • www.fnb-gas.de\r\nLobbyregister-Nr.: R002747\r\nÜber FNB Gas:\r\nFNB Gas e.V. ist der Zusammenschluss der überregionalen deutschen Fernleitungsnetzbetreiber. Seine Mitglieder betreiben zusammen ein rund 40.000 Kilometer langes Leitungsnetz für den Transport von Erdgas und errichten gemeinsam das rund 9.000 Kilometer lange Wasserstoff-Kernnetz. Die Vereinigung unterstützt ihre Mitglieder bei der Erfüllung ihrer gesetzlichen und regulatorischen Verpflichtungen. Zudem koordiniert sie die integrierte Netzentwicklungsplanung für Gas und Wasserstoff auf der Transportnetzebene. Darüber hinaus tritt die Vereinigung für die aktive Förderung eines sicheren, wirtschaftlichen, umweltgerechten und klimafreundlichen Betriebs der Gastransportinfrastruktur sowie für ihre kontinuierliche Weiterentwicklung an die Bedarfe des zukünftigen Energiesystems ein.\r\nMitglieder der Vereinigung sind die Unternehmen bayernets GmbH, Fluxys TENP GmbH, Ferngas Netzgesellschaft mbH, GASCADE Gastransport GmbH, Gastransport Nord GmbH, Gasunie Deutschland Transport Services GmbH, NaTran Deutschland GmbH, Nowega GmbH, ONTRAS Gastransport GmbH, Open Grid Europe GmbH, terranets bw GmbH und Thyssengas GmbH.\r\nFNB Gas - Stellungnahme\r\nzum Referentenentwurf der Bundesregierung\r\nEntwurf eines Vierten Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes\r\nBerlin, 31. Juli 2025\r\n2\r\nFNB Gas bedankt sich im Namen seiner Mitglieder für die Möglichkeit der Stellungnahme zum „Entwurf eines Vierten Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes“.\r\nDer vorliegende Gesetzesentwurf stellt einen wichtigen und richtigen Schritt dar, um die Kosten der Gasspeicherbefüllung aus dem Jahr 2022 nicht länger auf die Bilanzkreisverantwortlichen und damit letztlich auf die Endkunden umzulegen. Wichtig ist aus unserer Sicht, dass die neue Regelung für die Finanzierung der Gasspeicherbefüllungsmaßnahmen des Marktgebietsverantwortlichen sicherstellt, dass beim Marktgebietsverantwortlichen zu keinem Zeitpunkt Gewinne oder Verluste im Zusammenhang mit der Erfüllung seiner Aufgaben zur Sicherstellung der Versorgungssicherheit entstehen.\r\nEine tiefergehende Prüfung war aufgrund der kurzen Frist zur Stellungnahme nicht möglich. Die Stellungnahme erfolgt daher unter dem Vorbehalt einer genaueren Prüfung in der Folgezeit.\r\nFNB Gas hat folgende Änderungsvorschläge zu einzelnen Paragraphen / Absätze im Entwurf:\r\n1. In §35f Abs. 1 Satz 1 EnWG sollte es anstatt „Absätze 2 bis 6“ lauten „Absätze 2 bis 5“.\r\n2. In §35f Abs. 1 Satz 2 EnWG sollte es wie folgt heißen:\r\n„Dem Marktgebietsverantwortlichen dürfen zu keinem Zeitpunkt keine Gewinne oder Verluste im Zusammenhang mit seinen Tätigkeiten nach diesem Teil entstehen.“\r\n3. In §35f Abs. 4 schlagen wir die Einführung eines neuen Satzes 3 vor:\r\nSoweit die in der Kostenberechnung dargelegten Kosten die dargelegten Erlöse übersteigen, also ein negativer Differenzbetrag entsteht, und wenn die Kostenberechnung von der Bundesnetzagentur für plausibel erachtet wurde, hat der Marktgebietsverantwortliche gegen die Bundesrepublik Deutschland einen Anspruch auf Erstattung dieses negativen Differenzbetrages. Soweit die in der Kostenberechnung dargelegten Erlöse die dargelegten Kosten übersteigen und die Kostenberechnung von der Bundesnetzagentur für plausibel erachtet wurde, hat die Bundesrepublik Deutschland einen Anspruch auf Erstattung dieses positiven Differenzbetrages gegen den Marktgebietsverantwortlichen. Die Ansprüche bestehen dem Grunde nach bereits vor der Erklärung der Bundesnetzagentur. Die Ansprüche nach den Sätzen 1 und 2 sind am 31. Juli des jeweiligen Kalenderjahres, in dem die Kostenberechnung zu übermitteln war, frühestens jedoch zwei Wochen nach der Plausibilitätserklärung der Bundesnetzagentur, fällig.\r\n3\r\nBegründung für die Änderungsvorschläge\r\nDie Ergänzungen der §§ 35 f Abs. 1 S. 2 und 35 f Abs. 4 halten wir für geboten, damit die Ergebnisneutralität für den Marktgebietsverantwortlichen, insbesondere für dessen handels- und steuerbilanziell relevante Zeiträume und deren Stichtage, möglich ist und auch ein Gleichlauf zwischen den beiden Absätzen hergestellt wird. Andernfalls sehen wir das Risiko, dass im Rahmen der Tätigkeit verursachte Kosten-/Erlössalden nicht zeit- und betragskongruent mit den sie kompensierenden Ausgleichsansprüchen bilanziert werden können und handelsbilanziell und steuerlich ungewollte Folgeeffekte eintreten."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-31"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019533","regulatoryProjectTitle":"Hinweise zur Ausgestaltung des Kritis-Dachgesetzes","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/9a/3f/613108/Stellungnahme-Gutachten-SG2509090007.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":"Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V. • Georgenstr. 23 • 10117 Berlin • www.fnb-gas.de\r\nLobbyregister-Nr.: R002747\r\nÜber FNB Gas:\r\nFNB Gas e.V. ist der Zusammenschluss der überregionalen deutschen Fernleitungsnetzbetreiber. Seine Mitglieder betreiben zusammen ein rund 40.000 Kilometer langes Leitungsnetz für den Transport von Erdgas und errichten gemeinsam das rund 9.000 Kilometer lange Wasserstoff-Kernnetz. Die Vereinigung unterstützt ihre Mitglieder bei der Erfüllung ihrer gesetzlichen und regulatorischen Verpflichtungen. Zudem koordiniert sie die integrierte Netzentwicklungsplanung für Gas und Wasserstoff auf der Transportnetzebene. Darüber hinaus tritt die Vereinigung für die aktive Förderung eines sicheren, wirtschaftlichen, umweltgerechten und klimafreundlichen Betriebs der Gastransportinfrastruktur sowie für ihre kontinuierliche Weiterentwicklung an die Bedarfe des zukünftigen Energiesystems ein.\r\nMitglieder der Vereinigung sind die Unternehmen bayernets GmbH, Fluxys TENP GmbH, Ferngas Netzgesellschaft mbH, GASCADE Gastransport GmbH, Gastransport Nord GmbH, Gasunie Deutschland Transport Services GmbH, NaTran Deutschland GmbH, Nowega GmbH, ONTRAS Gastransport GmbH, Open Grid Europe GmbH, terranets bw GmbH und Thyssengas GmbH.\r\nFNB Gas - Stellungnahme\r\nzum Referentenentwurf des Bundesministeriums\r\ndes Innern vom 27.8.2025\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der\r\nRichtlinie (EU) 2022/2557 und zur Stärkung der\r\nResilienz kritischer Anlagen\r\nBerlin, 04.09.2025\r\nDer FNB Gas begrüßt vom Grundsatz den Referentenentwurf eines Gesetzes des Bundesministeriums des Innern zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2022/2557 und zur Stärkung der Resilienz kritischer Anlagen (KRITIS-DachG) vom 27. August 2025 als einen wichtigen Schritt in Richtung eines bundeseinheitlichen Rechtsrahmens zur Steigerung des analogen Schutzes und der Resilienz von kritischen Infrastrukturen.\r\nDer FNB Gas teilt die in der BDEW-Stellungnahme aufgeführten Verbesserungen bzw. Positionen der Energie- und Wasserwirtschaft zum Referentenentwurf des KRITIS-DachG in der Fassung vom 04.09.2025.\r\nZusätzlich zu den in der BDEW-Stellungnahme dargestellten Verbesserungen bzw. Positionen möchten wir die gesetzlichen Vorgaben, die aus unserer Sicht nicht in der geforderten Art und Weise durch die Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) umsetzbar sind, aufzeigen:\r\nAll-Gefahren-Ansatz\r\nGrundsätzlich verfügen alle FNB bereits zum heutigen Zeitpunkt über Schutzkonzepte für ihre Assets der Gasinfrastruktur und besitzen Notfallpläne für den Schutz dieser bei Eintritt bestimmter Ereignisse wie Hochwasser o.ä.. Die Überarbeitung des KRITIS-Dachgesetzes sollte nicht dazu führen, dass die Betreiber einer kritischen Infrastruktur dafür verantwortlich sind, diese nach dem „All-Gefahren-Ansatz“ zu schützen. Der All-Gefahren-Ansatz beinhaltet auch Terrorismus sowie Sabotage. Ein Schutz vor einer solchen Gefahr bzw. Bedrohung ist bedingt durch die Natur des Aufbaus der FNB-Netzstrukturen (Ausdehnung in der Fläche, Fernsteuerung, etc.) nicht explizit möglich. Schutz vor Terror ist hoheitliche Aufgabe des Staates und kann auch nur dort verbleiben.\r\nUmsetzungsfristen\r\nDie im Referentenentwurf festgelegten Umsetzungsfristen sollten dahingehend überprüft und angepasst werden, dass die Umsetzungsfristen erst beginnen, wenn den Betroffenen alle dafür erforderlichen behördlichen Voraussetzungen (bspw. Nationale Risikoanalyse) vorliegen.\r\nDarüber hinaus sollten die Umsetzungsfristen, sofern bauliche/technische Maßnahmen erforderlich sind, angemessen verlängert werden. Viele Betreiber von kritischer Infrastruktur werden bzgl. der Umsetzungserfordernisse Dienstleister beauftragen müssen, weshalb Engpässe bei den Verfügbarkeiten erwartet werden.\r\nNachweise für betriebsgeführte Netzbetreiber\r\nBei einigen Netzbetreibern ist es geübte Praxis, dass dritte Netzbetreiber mit der technischen Betriebsführung beauftragt werden, die selbst Betreiber kritischer Anlagen sind und den entsprechenden Nachweispflichten unterliegen. Zur Reduzierung des Verwaltungsaufwandes sollten betriebsgeführte Netzbetreiber, die Maßnahmen nach § 10 Absatz 1 durch einen beauftragten technischen Betriebsführer erbringen lassen, der selbst Betreiber kritischer Anlagen ist, den Nachweis durch Vorlage des entsprechenden Nachweises des technischen Betriebsführers erbringen können.\r\nAusnahme von Transparenz- und Veröffentlichungspflichten\r\nGemäß den Vorgaben von § 78 Abs. 1 Nr. 1 iVm. § 79 Abs. 1 Nr. 1 TKG sind die FNB dazu verpflichtet, Daten zu der von ihnen betriebenen Telekommunikationsstruktur der zentralen Informationsstelle des Bundes (ZIS) der Bundesnetzagentur (BNetzA) zu übermitteln. Diese Daten werden sodann im Infrastrukturatlas (ISA) veröffentlicht.\r\nAus der Sicht des FNB Gas stellt die Veröffentlichung dieser Daten eine Gefahr für die Sicherheit der Gasversorgung in Europa und damit für die Kritische Infrastruktur dar. Die über den ISA veröffentlichte Telekommunikationsinfrastruktur verläuft parallel zu den von den FNB betriebenen Gasversorgungsleitungen und zeichnet damit ein genaues Lagebild des deutschen Erdgasversorgungssystems, einer der sensibelsten kritischen Infrastrukturen in Europa.\r\nEine entsprechende Regelung könnte dadurch erfolgen, dass die vorgenannten kritischen Infrastrukturen durch Verweis im KRITIS-DachG vom Veröffentlichungsgebot nach dem TKG und dem EnWG ausgenommen würden.\r\nAus Gründen der Risikominimierung sollte auf die Veröffentlichung von Stammdaten und Geodaten zu kritischen Anlagen verzichtet werden, denn diese Daten können zur Planung und Durchführung von gezielten Sabotageakten auf kritische Anlagen genutzt werden. Auf künstlicher Intelligenz basierende Algorithmen können Informationen aus dem Internet aus öffentlich zugänglichen Datenbanken und Plattformen als auch Informationen aus dem Internet erfassen, auswerten und zusammenführen. Daher sollten die bestehenden Pflichten für Betreiber von kritischen Anlagen im Sinne des KRITIS-DachG zur Veröffentlichung von Daten als auch die bestehenden Pflichten von Behörden zur Veröffentlichung von Daten in öffentlich zugänglichen Portalen (z. B. Marktstammdatenregister) zeitnah ganzheitlich neu bewertet und angepasst werden. Sofern Daten in öffentlich zugänglichen Portalen und Datenbanken abgerufen werden, sollte für den Betreiber des jeweiligen Portals / der jeweiligen Datenbank vor dem jeweiligen Datenabruf ersichtlich sein, wer Daten zu kritischen Anlagen abrufen möchte."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-09-04"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019533","regulatoryProjectTitle":"Hinweise zur Ausgestaltung des Kritis-Dachgesetzes","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/4d/7f/631317/Stellungnahme-Gutachten-SG2510210028.pdf","pdfPageCount":13,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":" \t \r\n\r\n\r\n\r\nVirtueller Austausch mit BMWE am 27.08.2025\r\n\r\nTransparenzpflichten von Gasinfrastrukturunternehmen und Schutz kritischer Infrastruktur vor Sabotageakten – Besteht Handlungsbedarf?\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n21.10.2025\t© Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V.\r\n2\r\n \r\nHintergrund und Ziel des Gesprächs\r\n\r\nZielkonflikt zwischen Transparenz und Schutz kritischer Infrastruktur (KRITIS)\r\n\r\n•\tDeutsche Gasinfrastrukturunternehmen sind verpflichtet, umfangreiche Stamm- und Bewegungsdaten über Transparenzplattformen (z. B. BNetzA Marktstammdatenregister) sowie geobasierte Infrastrukturdaten im Rahmen von Planfeststellungs- und Netzentwicklungsverfahren und mittelbar über den Infrastrukturatlas (Telekommunikationseinrichtungen in Parallellage zu Gasleitungen) öffentlich zugänglich zu machen\r\n•\tIm Zusammenhang mit Künstlicher Intelligenz, Data Mining und Data Engineering sieht der FNB Gas hier eine Schwachstelle des Systems und einen Ansatzpunkt für Sabotagehandlungen\r\n•\tZum Schutz von KRITIS empfiehlt der FNB Gas Anpassungen im europäischen Recht und im nationalen Recht (hier insbesondere im EnWG) sowie die Einschränkung der öffentlichen Beteiligung, indem bestimmte Daten gar nicht oder nur eingeschränkt veröffentlicht werden\r\n•\tZiel des Gesprächs ist es, ein gemeinsames Verständnis für die verbundenen Risiken zu fördern und gemeinsam zu reflektieren\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\r\nAusgangslage\r\n \r\nBundesamt für Verfassungsschutz (BfV) warnt wiederholt vor Sabotageakte auf KRITIS\r\n\r\n\r\n•\tBfV veröffentlichte im Frühjahr 2022 und 2025 Sicherheitshinweise zur Bedeutung sensibler Informationen, insbesondere hinsichtlich der Gefahr durch Planung und Durchführung von Sabotageakten durch fremde Staaten oder von extremistischer Seite auf KRITIS\r\n•\tSabotageakte können zu schwerwiegenden Schäden führen und weitreichende Auswirkungen haben (z.B. Versorgungsengpässe, hohe Reparaturkosten)\r\n•\tKartenmaterial, detaillierte Informationen zu Anlagenstandorte oder Trassenverläufe bieten einen Ansatzpunkt für physische und cybergestützte Sabotagehandlungen\r\n\r\n Angesichts der Bedeutung von KRITIS für ein funktionierendes Gemeinwesen, ist dessen Schutz (darunter das Erdgasnetz und das neu zu schaffende Wasserstoffnetz) ein relevantes Thema, das aktives Handeln erfordert\r\n \r\nDas Umweltrecht sieht die Veröffentlichung sensibler Daten vor\r\n\r\n•\tDas EU-Umweltrecht verfolgt das Ziel, den Umweltschutz durch frühzeitige Prüfung von Umweltauswirkungen, den freien Zugang zu Umweltinformationen, die umfassende Beteiligung der Öffentlichkeit und die Nutzung transparenter Geodaten in Planungs- und Entscheidungsprozessen wirksam zu stärken\r\n•\tDie Grundlage bildet die „Aarhus-Konvention“ vom 25.06.1998, der erste völkerrechtliche Vertrag, der jeder Person und jedem Umweltverband Rechte im Umweltschutz zuschreibt. Die Vorgaben der Vereinbarung wurden seitens der EU durch mehrere EU- Richtlinien umgesetzt\r\n•\tDie Vorgaben der Vereinbarung werden durch mehrere EU-Richtlinien und nationale Gesetze umgesetzt:\r\n\tRichtlinie 2001/42/EG über die Prüfung der Umweltauswirkungen bestimmter Pläne und Programme (Umweltverträglichkeitsprüfungsgesetz)\r\n\tRichtlinie 2003/4/EG über den Zugang der Öffentlichkeit zu Umweltinformationen (Umweltinformationsgesetz und Informationsfreiheitsgesetz)\r\n\tRichtlinie 2003/35/EG über die Beteiligung der Öffentlichkeit bei der Ausarbeitung bestimmter Umweltbezogener Pläne und Programme und Richtlinie 85/337/EWG und 96/61/EG in Bezug auf die Öffentlichkeitsbeteiligung und den Zugang zu Gerichten (Umwelt-Rechtsbehelfsgesetz)\r\n\tRichtlinie 2011/92/EU über die Umweltverträglichkeitsprüfung bei bestimmten öffentlichen und privaten Projekten (Umweltverträglichkeitsprüfung- und Umwelt-Rechtsbehelfsgesetz)\r\n•\tErgänzend dazu wurde seitens der EU die Richtlinie 2007/2/EG zur Schaffung einer Geodateninfrastruktur (INSPIRE) (Geodatenzugangsgesetz)\r\n•\tDurch die Umsetzung gelangen Informationen zu (geplanten bzw. sich im Bau befindlichen) Leitungsprojekten im Erdgas- und Wasserstoffbereich an die Öffentlichkeit und bieten so einen Ansatzpunkt für Sabotageakte\r\n \r\nAblehnungsgründe für Öffentlichkeitsbeteiligung im (europäischen und nationalen) Umweltrecht bestehen zwar, sind aber nicht eindeutig definiert\r\n\r\n§ 8 des Umweltinformationsgesetz\r\n\r\n\r\n \r\n•\tGemäß Art. 4 Abs. 4 S. 1 lit. b) des Aarhus- Übereinkommens kann ein Antrag auf Informationen über die Umwelt abgelehnt werden, wenn die Bekanntgabe negative Auswirkungen hätte auf internationale Beziehungen, die Landesverteidigung oder die öffentliche Sicherheit\r\n•\tGleichzeitig sieht Art. 4 Abs. 4 S. 2 des Aarhus- Übereinkommens vor, dass genannte Ablehnungsgründe eng auszulegen sind und öffentliches Interesse bei der Entscheidung zu berücksichtigen ist\r\n•\tEine vergleichbare Regelung findet sich beim\r\nGeodatenzugangsgesetz (§ 12)\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nQuelle: Auszug aus dem Umweltinformationsgesetz\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nQuelle: Auszug aus dem Geodatenzugangsgesetz\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n KRITIS könnte als bedeutsames Schutzgut der öffentlichen Sicherheit angesehen werden\r\n \r\nTransparenzpflicht betrifft auch sensible Daten der FNB – Schnittstellen zwischen Plattformen bilden Risiko für KRITIS\r\n\r\n•\tKonkret ist eine umfassende Beteiligung der Öffentlichkeit mit der Veröffentlichung von Dokumenten, Karten und Informationen im Rahmen folgender Planung- und Genehmigungsprozesse vorgesehen:\r\n\tim NEP-Verfahren (vgl. §§ 15a ff. EnWG),\r\n\tim Planfeststellungsverfahren (vgl. §§ 72 ff. VwVfG) sowie\r\n\tim Incremental-Verfahren (vgl. Art. 22 ff. VO (EU) 2017/459)\r\n•\tEuropäische Transparenzplattform (ENTSOG - TP) enthält umfangreiche Bewegungs- und Stammdaten zu den maßgeblichen\r\nPunkten i. S. d. VO (EU) 2024/1789 (vgl. Ziffern 3 und 4 in Anhang I zur VO (EU) 2024/1789)\r\n•\tMarktstammdatenregister (MaStR) der BNetzA (vgl. § 111e EnWG, § 111f EnWG, MaStRV) enthält diverse Informationen zu\r\nAnlagen sowie Karten, in denen der Standort einer Anlage mit Geodaten vermerkt ist\r\n•\tDie seitens der BNetzA zu schaffende Transparenzplattform (vgl. § 111g EnWG) zum 26.12.2026 wird voraussichtlich öffentlich zugängliche Daten enthalten (der konkrete Inhalt der Plattform ist von der BNetzA noch zu bestimmen)\r\n•\tFolge: Aufgrund der geplanten Schnittstelle(n) zwischen Transparenzplattform und Marktstammdatenregister könnten Bewegungsdaten aus der neuen Transparenzplattform problemlos mit Stammdaten aus dem Marktstammdatenregister kombiniert werden! Es ist förmlich eine „Einladung, Data Mining und Data Engineering zu betreiben“\r\n•\tBNetzA wird die Veröffentlichung auf der SMARD Plattform vornehmen, so werden dann auch potenziell kritische Daten über Strom, Gas und Wasserstoff zentral auf einer Plattform veröffentlicht\r\n \r\nVeröffentlichung von Infrastrukturdaten über den Infrastrukturatlas\r\n\r\n•\tBNetzA führt seit Dezember 2009 einen bundesweiten Infrastrukturatlas (ISA), der eine gebietsbezogene, Planungszwecken dienende Übersicht über Einrichtungen enthält, die zu Telekommunikationszwecken genutzt werden können.\r\n•\tFNB müssen einmal jährlich Daten über Infrastrukturen bereit stellen, die für Telekommunikationszwecke (Lichtwellenleiter bzw. Glasfaserkabel) genutzt werden können (§§ 78, 79 TKG): Art, gegenwärtige Nutzung sowie tatsächliche Verfügbarkeit und geografische Lage des Standortes und der Leitungswege. Dabei handelt es sich i.d.R. um Kabel, die ausschließlich für interne Datenübertragungen und Netzsteuerungszwecke verwendet werden und somit Teil der Kritischen Infrastruktur sind.\r\n•\tVeröffentlichung ist kritisch, da durch Einsichtnahmemöglichkeit in den ISA eine Gefahr für die Kritische Infrastruktur und damit für die Gasversorgung in Deutschland, die Netzstabilität im Stromnetz (Redispatch, Netzreserve) sowie die Funktionsfähigkeit des Europäischen Energiebinnenmarkts insgesamt begründet wird, denn durch Veröffentlichung der Lage der TK-Leitungen ist ohne Weiteres nachzuvollziehen, wo Gaspipelines liegen, da die Verlegung in Parallellage erfolgt.\r\n•\tInfrastruktur (Energienetze, Bahn, etc.) wurde in den vergangenen Jahren wiederholt und immer häufiger gezielt angegriffen. ISA ermöglicht vereinfachte Suche nach „neuralgischen Punkten“ (Redundanzen, Alternativtransportrouten etc.) und damit gezieltere und schwerwiegendere Sabotagen der Leitungsinfrastruktur.\r\n•\tTrotz Zugangsbeschränkungen zum ISA besteht ein Restrisiko der Datenweitergabe (und von Datenleaks), weshalb die Nichtaufnahme der LWL-Trassen nicht nur verhältnismäßig, sondern auch sicherheitspolitisch geboten ist.\r\n\r\n•\tRestriktive Handhabung von Geodaten Kritischer Infrastruktur auch im ISA ist notwendig.\r\n•\tAusnahmeregelungen existieren schon (§ 79 Abs. 3 TKG), werden aber auf FNB (anders als ÜNB) bisher nicht konsistent angewendet. Gemäß § 79 Abs. 3 Satz 1 Nr. 3 TKG soll eine Veröffentlichung von Informationen, die KRITIS betreffen, unterbleiben. Anwendung der Ausnahmeregelung bisher jedoch nicht zielführend durch BNetzA (zu restriktives Verständnis allein bezogen auf TK-Zwecke).\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nEmpfehlungen für Anpassungen im europäischen und nationalen Recht zum Schutz von KRITIS\r\n \r\nEmpfehlungen des FNB Gas zu Transparenzpflichten und KRITIS\r\n\r\nI Anpassung des europäischen Rechts\r\n\r\n•\tAusschluss der Öffentlichkeitsbeteiligung im Zusammen mit Projekten in den Bereichen Verteidigung, Katastrophenschutz,\r\nEnergie- und Wasserversorgung, Verkehr (insbesondere Bahnverkehr) und Gesundheitsversorgung\r\n\r\n•\tDie vier EU-Richtlinien 2001/42/EG, 2003/4/EG, 2003/35/EG und 2011/92/EU sollten angepasst oder aufgehoben werden.\r\no\tEine Aufhebung der vier EU-Richtlinien wäre (um nicht gegen internationales Recht zu verstoßen) nur möglich, sofern die EU von der „Aarhus-Konvention“ zurücktreten würde\r\n\tGemäß Art. 21 ist dies jederzeit durch schriftliche Notifikation möglich\r\n\tEine Aufhebung der vier EU-Richtlinien wäre eine zwingende Voraussetzung, um das nationale Recht anpassen zu können\r\no\tEine Anpassung der vier EU-Richtlinien könnte ggf. möglich sein, indem vorhandene Spielräume innerhalb der vier EU- Richtlinien genutzt werden.\r\n•\tINSPIRE-Richtlinie basiert nicht auf der „Aarhus-Konvention“ und könnte seitens der EU jederzeit aufgehoben bzw. angepasst werden\r\n \r\nEmpfehlungen des FNB Gas zu Transparenzpflichten und KRITIS\r\n\r\nII Anpassung des nationalen Rechts\r\n\r\n•\tAnpassung der Regelungen bezüglich Marktstammregister (vgl. §§ 111e und 111f EnWG) und nationale Transparenzplattform (vgl. § 111g EnWG). Auf beiden Plattformen sollte die Öffentlichkeit keine Daten einsehen können\r\no\tDie Streichung der Regelungen bezüglich der Veröffentlichung von Daten auf der jeweiligen Plattform durch den nationalen Gesetzgeber wäre jederzeit möglich, da die Regelungen zu den beiden Plattformen nicht auf europäischem oder internationalem Recht beruhen\r\n\r\n•\tKonsistente Anwendung der Ausnahmevorschriften über die Veröffentlichung von Infrastrukturen der FNB im ISA nach TKG (Klarstellung der besonderen Schutzbedürftigkeit iSd. § 79 Abs. 3 Satz 1 Nr. 3 TKG durch BMI/BMWE bzw. klarstellende Gesetzesänderung)\r\n\r\n•\tAußerdem sollten Planfeststellungsbeschlüsse bei einem Projekt in den Bereichen Verteidigung, Katastrophenschutz, Energie- und Wasserversorgung, Verkehr (insbesondere Bahnverkehr) und Gesundheitsversorgung nicht (oder nur geschwärzt) öffentlich bekanntgemacht werden müssen\r\n•\tDie Bundesrepublik Deutschland ist der „Aarhus-Konvention“ selbst beigetreten. Folglich wäre eine Anpassung oder Aufhebung von UVPG, UIG, FIG und UmwRG nur möglich, wenn nicht nur die EU, sondern auch die Bundesrepublik Deutschland von der\r\n„Aarhus-Konvention“ zurücktreten würde\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium des Innern (BMI)","shortTitle":"BMI","url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-30"},{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-08-26"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019533","regulatoryProjectTitle":"Hinweise zur Ausgestaltung des Kritis-Dachgesetzes","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/43/3c/631319/Stellungnahme-Gutachten-SG2510210029.pdf","pdfPageCount":28,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"DIE FERNLEITUNGSNETZBETREIBER\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nVirtueller Austausch mit dem BMI am 05.08.2025\r\n\r\nTransparenzpflichten von Gasinfrastrukturunternehmen und Schutz kritischer Infrastruktur vor Sabotageakten - Besteht Handlungsbedarf?\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n \r\n\r\n \r\nHintergrund und Ziel des Gesprächs\r\n\r\nZielkonflikt zwischen Transparenz und Schutz kritischer Infrastruktur (KRITIS)\r\n\r\n•\tDeutsche Gasinfrastrukturunternehmen sind verpflichtet, umfangreiche Stamm- und Bewegungsdaten über Transparenzplattformen (z. B. BNetzA Marktstammdatenregister) sowie geobasierte Infrastrukturdaten im Rahmen von Planfeststellungs- und Netzentwicklungsverfahren öffentlich zugänglich zu machen.\r\n\r\n•\tIm Zusammenhang mit Künstlicher Intelligenz, Data Mining und Data Engineering sieht der FNB Gas hier eine Schwachstelle des Systems und einen Ansatzpunkt für Sabotagehandlungen\r\n\r\n•\tZum Schutz von KRITIS empfiehlt der FNB Gas Anpassungen im europäischen Recht und im nationalen Recht (hier insbesondere im EnWG) sowie die Einschränkung der öffentlichen Beteiligung, indem bestimmte Daten gar nicht oder nur eingeschränkt veröffentlicht werden\r\n\r\n•\tZiel des Gesprächs ist es, ein gemeinsames Verständnis für die verbundenen Risiken zu fördern und gemeinsam zu reflektieren\r\n \r\n\r\n \r\nBundesamt für Verfassungsschutz (BfV) warnt wiederholt vor Sabotageakte auf KRITIS\r\n\r\n\r\n•\tBfV veröffentlichte im Frühjahr 2022 und 2025 Sicherheitshinweise zur Bedeutung sensibler Informationen, insbesondere hinsichtlich der Gefahr durch Planung und Durchführung von Sabotageakten durch fremde Staaten oder von extremistischer Seite auf KRITIS\r\n\r\n•\tSabotageakte können zu schwerwiegenden Schäden führen und weitreichende Auswirkungen haben (z.B. Versorgungsengpässe, hohe Reparaturkosten)\r\n\r\n•\tKartenmaterial, detaillierte Informationen zu Anlagenstandorte oder Trassenverläufe bieten einen Ansatzpunkt für physische und cybergestützte Sabotagehandlungen\r\n\r\n Angesichts der Bedeutung von KRITIS für ein funktionierendes Gemeinwesen, ist dessen Schutz (darunter das Erdgasnetz und das neu zu schaffende Wasserstoffnetz) ein relevantes Thema, das aktives Handeln erfordert!\r\n \r\nDas Umweltrecht sieht die Veröffentlichung sensibler Daten vor\r\n\r\n•\tDas EU-Umweltrecht verfolgt das Ziel, den Umweltschutz durch frühzeitige Prüfung von Umweltauswirkungen, den freien Zugang zu Umweltinformationen, die umfassende Beteiligung der Öffentlichkeit und die Nutzung transparenter Geodaten in Planungs- und Entscheidungsprozessen wirksam zu stärken\r\n\r\n•\tDie Grundlage bildet die „Aarhus-Konvention“ vom 25.06.1998, der erste völkerrechtliche Vertrag, der jeder Person und jedem Umweltverband Rechte im Umweltschutz zuschreibt. Die Vorgaben der Vereinbarung wurden seitens der EU durch mehrere EU- Richtlinien umgesetzt.\r\n\r\n•\tDie Vorgaben der Vereinbarung werden durch mehrere EU-Richtlinien und nationale Gesetze umgesetzt:\r\n\r\n\tRichtlinie 2001/42/EG über die Prüfung der Umweltauswirkungen bestimmter Pläne und Programme (Umweltverträglichkeitsprüfungsgesetz)\r\n\tRichtlinie 2003/4/EG über den Zugang der Öffentlichkeit zu Umweltinformationen (Umweltinformationsgesetz und Informationsfreiheitsgesetz)\r\n\tRichtlinie 2003/35/EG über die Beteiligung der Öffentlichkeit bei der Ausarbeitung bestimmter Umweltbezogener Pläne und Programme und Richtlinie 85/337/EWG und 96/61/EG in Bezug auf die Öffentlichkeitsbeteiligung und den Zugang zu Gerichten (Umwelt-Rechtsbehelfsgesetz)\r\n\tRichtlinie 2011/92/EU über die Umweltverträglichkeitsprüfung bei bestimmten öffentlichen und privaten Projekten (Umweltverträglichkeitsprüfung- und Umwelt-Rechtsbehelfsgesetz)\r\n\r\n•\tErgänzend dazu wurde seitens der EU die Richtlinie 2007/2/EG zur Schaffung einer Geodateninfrastruktur (INSPIRE)\r\n(Geodatenzugangsgesetz)\r\n\r\n•\tDurch die Umsetzung gelangen Informationen zu (geplanten bzw. sich im Bau befindlichen) Leitungsprojekten im Erdgas- und Wasserstoffbereich an die Öffentlichkeit und bieten so einen Ansatzpunkt für Sabotageakte\r\n \r\nAblehnungsgründe für Öffentlichkeitsbeteiligung im (europäischen und nationalen) Umweltrecht bestehen zwar, sind aber nicht eindeutig definiert\r\n§ 8 des Umweltinformationsgesetz\r\n\r\n•\tGemäß Art. 4 Abs. 4 S. 1 lit. b) des Aarhus- Übereinkommens kann ein Antrag auf Informationen über die Umwelt abgelehnt werden, wenn die Bekanntgabe negative Auswirkungen hätte auf internationale Beziehungen, die Landesverteidigung oder die öffentliche Sicherheit\r\n\r\n\r\n \r\n•\tGleichzeitig sieht Art. 4 Abs. 4 S. 2 des Aarhus- Übereinkommens vor, dass genannte Ablehnungsgründe eng auszulegen sind und öffentliches Interesse bei der Entscheidung zu berücksichtigen ist\r\n\r\n•\tEine vergleichbare Regelung findet sich beim\r\nGeodatenzugangsgesetz (§ 12)\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\r\nQuelle: Auszug aus dem Umweltinformationsgesetz\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nQuelle: Auszug aus dem Geodatenzugangsgesetz\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n KRITIS könnte als bedeutsames Schutzgut der öffentlichen Sicherheit angesehen werden\r\n \r\nTransparenzpflicht betrifft auch sensible Daten der FNB –\r\nSchnittstellen zwischen Plattformen bilden Risiko für KRITIS\r\n\r\n•\tKonkret ist eine umfassende Beteiligung der Öffentlichkeit mit der Veröffentlichung von Dokumenten, Karten und Informationen im Rahmen folgender Planung- und Genehmigungsprozesse vorgesehen:\r\n\tim NEP-Verfahren (vgl. §§ 15a ff. EnWG),\r\n\tim Planfeststellungsverfahren (vgl. §§ 72 ff. VwVfG) sowie\r\n\tim Incremental-Verfahren (vgl. Art. 22 ff. VO (EU) 2017/459)\r\n\r\n•\tEuropäische Transparenzplattform (ENTSOG - TP) enthält umfangreiche Bewegungs- und Stammdaten zu den maßgeblichen\r\nPunkten i. S. d. VO (EU) 2024/1789 (vgl. Ziffern 3 und 4 in Anhang I zur VO (EU) 2024/1789)\r\n\r\n•\tMarktstammdatenregister (MaStR) der BNetzA (vgl. § 111e EnWG, § 111f EnWG, MaStRV) enthält diverse Informationen zu\r\nAnlagen sowie Karten, in denen der Standort einer Anlage mit Geodaten vermerkt ist\r\n\r\n•\tDie seitens der BNetzA zu schaffende Transparenzplattform (vgl. § 111g EnWG) zum 26.12.2026 wird voraussichtlich öffentlich zugängliche Daten enthalten (der konkrete Inhalt der Plattform ist von der BNetzA noch zu bestimmen)\r\n\r\n•\tFolge: Aufgrund der geplanten Schnittstelle(n) zwischen Transparenzplattform und Marktstammdatenregister könnten Bewegungsdaten aus der neuen Transparenzplattform problemlos mit Stammdaten aus dem Marktstammdatenregister kombiniert werden! Es ist förmlich eine „Einladung, Data Mining und Data Engineering zu betreiben“.\r\n\r\n•\tBNetzA wird die Veröffentlichung auf der SMARD Plattform vornehmen, so werden dann auch potenziell kritische Daten über Strom, Gas und Wasserstoff zentral auf einer Plattform veröffentlicht\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n \r\n \r\nEmpfehlungen des FNB Gas zu Transparenzpflichten und KRITIS\r\n\r\nI Anpassung des europäischen Rechts\r\n\r\n•\tAusschluss der Öffentlichkeitsbeteiligung im Zusammen mit Projekten in den Bereichen Verteidigung, Katastrophenschutz,\r\nEnergie- und Wasserversorgung, Verkehr (insbesondere Bahnverkehr) und Gesundheitsversorgung\r\n\r\n•\tDie vier EU-Richtlinien 2001/42/EG, 2003/4/EG, 2003/35/EG und 2011/92/EU sollten angepasst oder aufgehoben werden.\r\no\tEine Aufhebung der vier EU-Richtlinien wäre (um nicht gegen internationales Recht zu verstoßen) nur möglich, sofern die\r\nEU von der „Aarhus-Konvention“ zurücktreten würde.\r\n\tGemäß Art. 21 ist dies jederzeit durch schriftliche Notifikation möglich\r\n\tEine Aufhebung der vier EU-Richtlinien wäre eine zwingende Voraussetzung, um das nationale Recht anpassen zu können\r\no\tEine Anpassung der vier EU-Richtlinien könnte ggf. möglich sein, indem vorhandene Spielräume innerhalb der vier EU- Richtlinien genutzt werden.\r\n\r\n•\tINSPIRE-Richtlinie basiert nicht auf der „Aarhus-Konvention“ und könnte seitens der EU jederzeit aufgehoben bzw. angepasst\r\nwerden.\r\n \r\nEmpfehlungen des FNB Gas zu Transparenzpflichten und KRITIS\r\n\r\nII Anpassung des nationalen Rechts\r\n\r\n•\tAnpassung der Regelungen bezüglich Marktstammregister (vgl. §§ 111e und 111f EnWG) und nationale Transparenzplattform (vgl. § 111g EnWG). Auf beiden Plattformen sollte die Öffentlichkeit keine Daten einsehen können.\r\no\tDie Streichung der Regelungen bezüglich der Veröffentlichung von Daten auf der jeweiligen Plattform durch den nationalen Gesetzgeber wäre jederzeit möglich, da die Regelungen zu den beiden Plattformen nicht auf europäischem oder internationalem Recht beruhen.\r\n\r\n•\tAußerdem sollten Planfeststellungsbeschlüsse bei einem Projekt in den Bereichen Verteidigung, Katastrophenschutz, Energie- und Wasserversorgung, Verkehr (insbesondere Bahnverkehr) und Gesundheitsversorgung nicht (oder nur geschwärzt) öffentlich bekanntgemacht werden müssen.\r\n\r\n•\tDie Bundesrepublik Deutschland ist der „Aarhus-Konvention“ selbst beigetreten. Folglich wäre eine Anpassung oder Aufhebung\r\nvon UVPG, UIG, FIG und UmwRG nur möglich, wenn nicht nur die EU, sondern auch die Bundesrepublik Deutschland von der\r\n„Aarhus-Konvention“ zurücktreten würde.\r\n \r\n\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n \r\n \r\nBeispiel 1: Gaskraftwerk in Leipheim\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nEin Gaskraftwerk ist im MaStR eine Stromerzeugungseinheit und eine Gasverbrauchseinheit.\r\n \r\n \r\nIm MaStR kann anhand vieler Kriterien nach einer Einheit gesucht werden.\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n \r\n\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n\r\nitl Einheit Detail IMaStR\tX\t+\töl\tX\r\n\r\n➔\t�:�\tmarktstammdatenregister.de/MaStR/Einheit/Detail/lndexOeffentlich/4877442#technischedaten\t \t••\r\nDD\t0\tEinstellungen\tD\tAus Internet Explor...\tD\tImportiert\r\n\r\n \r\n*  Bundesnetzagentur\r\n \r\n\r\nMaStR.\t•\r\n \r\n\r\nf)\t0\t+J\r\n \r\nMarktstammdatenregister\r\n \r\nFAQ\r\n \r\nHilfe\r\n \r\nRegistrieren\r\n \r\nAnmelden\r\n \r\n\r\n \r\n\r\n \r\nNetzanschlusspunkte und Lokationen\r\n\r\nMarktakteure\r\n \r\n� / Öffentliche Daten /\tAktuelle Einheitenübersicht /  Einheit Detail\r\n@,,bnBm Gaskraftwerk Leipheim\"\r\nMaStR-Nr.: GVE984157905404\r\n \r\n\r\n\r\n( Zur Übersicht\t(  Zur erweiterten Übersicht\t:= Weitere Aktionen\t....\r\n \r\n\r\n \r\nGelöschte und deaktivierte Einheiten\r\n\r\nGelöschte und deaktivierte Marktakteure\r\n\r\n \r\nÄnderung der Netzbetreiberzuordnung\r\n\r\nDatendownload Hilfe\r\nFAQ\r\n\r\nSchnellsuche\t©\r\n1\tSEE• 1\tl MaStR-Nr.\tII\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\r\nStromerzeugungseinheiten:\tSEE916274994887\t©\r\n\r\n\r\n \r\n\r\n�\t EKuropä1i.chenUnion\r\n \r\n© M arktstamm a enreg1s er 2025\r\n \r\n\r\n \r\nKontakt\tDatenschutz\tImpressum\tHilfe\tFAQ\tAktuelles\tBarnerefre1he1t\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n2025\t© Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V.\t19\r\n \r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n2025\t© Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V.\t20\r\n \r\n�m ine l!lati!ll\tTtc:h-is;::;h1 Dat.en\t \t \t \tDet·.ails z1 m Einheitentyp Ve1rbre ..nung\tigenschaften der Ein11-e.\"\"t\r\n \r\n\r\nL•eistung\r\n\r\n\r\nllMultoileisU�Jmg:\r\nNe�ton n I leistun,s.:\r\nbt (lli:e·S'rom,e·ibJ.J.g11,!JngS�inhe1t eio Be­\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n3U.600 lW\t(D\r\n3,10.,000 k'.W\t©\r\n \r\n\r\n\r\nTie1chnolo-gieder S·tr-ome!r.l:e :SUng:\r\nE.nergietr�ge:ir:\r\n\r\nBn�·nnistoffe\r\nHai11r,ptb !!nnstett�\r\n \r\n\r\n\r\nG:asturbin1m 0hn.:eA. b'hitzekess:et. (D Erdgas\t1©\r\n\r\n\r\nE d'gas [rid51gtiiS\t@\r\n \r\n\r\n\r\nAin eige-Nam des IKFaftwelib bzw: d li\r\nK'WK-.Anlap:\r\nl\\lame des:Kra'ftwerk�b.lock�-: Vo1lei:nspe�1Jlflg(lderiTceifeim;pei:s.ull-g?: Ft:i1-rgm;uuba~ke:lt tlui'dil , in n1\\i'e'fma i,:t1 r:\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nb'nBm Gas - ·f W.(H'k il.@ilph 'm ©\r\nLeip�eim10\t©\r\nVo..lleim;pei!.ung\t©\r\n©\r\n \r\ns·talltdte�.eines\r\n \r\nGr1enzkiraftwemkesZ:\r\n \r\nW-eitel'Ier HallJ(ptbrenns,tof�\r\nWeitere Brenmti0fre:\r\n \r\nINicnt vorhanden ®\r\nN1dn: vorh�nden\t©\r\n \r\nPrä-qw1irikiltt1;mf,QrReg lenergt�\t©'\r\nInjelbetrieb�f�h�Jreit:\t©\r\nS-chwa11::s.t�rt ähigkei -,\t©'\r\n \r\nKornbibetrieb\r\nW1rd diie StJ,mnerz.eugungseinn:e1t in Korn�\r\ntii:na:i:mmit Mitt'!t 1'11·s mm�uguä:ig$ein­\r\nheiten beurreben:.i:\r\n \r\nh. airktp.1rtner-.rn de:s\r\nri·nsau:v r-antworli:li. hen:\r\no·ent die StmmenTIJgungseinhe1t zurVer­ stir-gunglb@iS.tli't0mn@tts.tl!irung n? (.NotstJ(lm�egat):\r\nR@s.at�l?iHt iillcill d@mEnWG:\r\n \r\n\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nn,ßi�\t©\r\n©\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n.i\\lllgeimeil'le Daten\tTeclhnische Dat'en\tNetza rts,chluss\tenehmigurngen\tKVVK-An1age\tDaten der Lokation\r\n\r\n\r\n\r\n \r\nNetzbetreiberzuord nung\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nDatum der Netzbetreiberprufunß: Statim; dler Netzbetreiberprufurng:\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\r\n©\r\n14.10.2024\t©\r\nFM·ilfül 1\r\n \r\nMaS:tR-Nrr. deirLokaUon: Bez1e1,chn,w1ng:der techniscjhE!in Lokation: Regis.'triernngsdatum der Lokation (Weirt wird vom System ausgefüUt):\r\nDatium der l'2tztt!!!ni.Aktualisierung (Wert wird vom Sysrom ausg.efüiUt):\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n \t \r\n\r\n \r\nSEL92156GOfi02l6 �\r\n5096.71913927\t©\r\n\r\n\r\n14.08.2023\t@\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n \t \t \r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nRegisbiie,nm&s:cl'.a.t:um des\r\nN,dzalilsc.htussp1!.!rnkt1e:s:\r\n \r\n\r\n \r\n\r\n \r\n\r\nSAN9549792]6187\r\n \r\nAmprionGmbH\r\ni(SN8;9768902564-86.)\r\n \r\n\r\nHochstspainrnuns\r\n \r\nD E0072'2989347AMVOOOOOOOO 000000676;DE00722989347AJM\tN,ern P.001)00000000000672\r\n \r\n\r\n14.08.2023\r\n \r\n \r\n \r\nIn die Adresszeile können die Koordinaten aus dem MaStR eingegeben werden.\r\n\r\n\r\n➔\tC\t�ö\tgoogle.com/maps/@48.434778,10.23254,14z?entry=ttu&g_ep=EgoyMDI1MDYxMC4xlKXMDSoASAFQA\\\\1%3D%3D\r\n00\t1)\tEinstellungen\tD\tAL1s Internet E><plor...\tD\tImportiert\r\n\r\n\r\n\r\nCJ\r\nGespeich\r\nert\r\n\r\n\r\n\r\nLetzte\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nD\r\nApp\r\nherunter...\r\n \r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n2025\t© Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V.\t23\r\n \r\n\r\n\r\n \r\n0\tGü\tÖ\thttps://energy-charts.info/map/map.htm?l=de&c=DE&country=DE&zoom=15&lat=48.433&Ing=10.242&lines=1000000&pp-sou...\tA'I-.\t'Ci 1\t<(;:\r\n�\t--_)\r\nEnergy-Charts•\tLeistung v\tEnergie v\tPreise v\tUmwelt v\tSzenarien v\tKarten v\tInfos v\t� Fraunhofer\r\n \r\n-•\r\nLand Sprache\r\n \r\n\r\n \r\n\r\n\r\nGaskraftwerk Leipheim\r\n\r\n\r\n2025\t© Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V.\t24\r\n \r\nBeispiel 2: Gaskraftwerk in Irsching\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n \r\n \r\n \r\n \r\n\r\nAnhand der Leitungsverläufe ist erkennbar, an welchen Stellen im Stromnetz sich\tbefinden.\r\n \r\nf-\t➔\tC\t�ö\tbing.com/maps?q=&FORM=HDRSC6&cp=48.761466~11.587631&lvl=16.7&style=h\t*\r\nca\t0 Einstellungen\tCJ Aus Internet Explor...\tCJ Importiert\r\n\r\n\r\n®\r\n\r\nAuf dem Luftbild sind (zumindest) Hoch- und Höchstspannungsleitungen problemlos erkennbar.\r\n2025\t© Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V.\t28\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium des Innern (BMI)","shortTitle":"BMI","url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-08-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019533","regulatoryProjectTitle":"Hinweise zur Ausgestaltung des Kritis-Dachgesetzes","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/4c/45/631321/Stellungnahme-Gutachten-SG2510210030.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":"Oktober 2025\r\nSeite 1 von 4\r\nHinweise zum Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2022/2557 und zur Stärkung der Resilienz kritischer Anlagen (Kritis-DachG) sowie eines Gesetzes zur Umsetzung der NIS-2-Richtlinie und zur Regelung wesentlicher Grundzüge des Informationssicherheitsmanagements in der Bundesverwaltung (NIS2UmsuCG)\r\nDie Bundesregierung hat am 30. Juli den Gesetzesentwurf für das NIS2UmsuCG und am 10. September den Gesetzesentwurf für das Kritis-DachG verabschiedet. Mit beiden Gesetzesentwürfen bringt die Bundesregierung wichtige Gesetze im Bereich der Resilienz und Cybersicherheit auf den Weg. Die Beratungen zum Entwurf des NIS2UmsuCG im Deutschen Bundestag haben bereits begonnen, für das Kritis-DachG beginnen sie im Laufe des Novembers. In den Gesetzesentwürfen geht es u. a. um neue Vorkehrungen für Betreiber kritischer Infrastrukturen, welche die veränderte Sicherheitslage besser abbilden sollen.\r\nWir unterstützen ausdrücklich die entsprechenden Anpassungen in den Novellen. Aufgrund der langjährigen Erfahrungen der Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) im Betrieb kritischer Anlagen möchten wir für die anstehenden Beratungen im Deutschen Bundestag noch auf zusätzliche Aspekte hinweisen, um die Sicherheit der Gastransportnetze und die Versorgungssicherheit nicht zu gefährden:\r\n1. Anpassung von Transparenz- und Veröffentlichungspflichten in Zeiten veränderter Sicherheitslagen\r\nDie Sicherheitslage in Deutschland und der Welt hat sich in den vergangenen Jahren grundlegend verändert. Netzbetreiber sehen sich einer Vielzahl von Bedrohungen gegenüber, die massive Auswirkungen auf die Systemstabilität des Gasnetzes und zukünftig des Wasserstoffnetzes haben können. Dazu zählen Cyberangriffe genauso wie die Gefahren durch physische Angriffe und Sabotageakte auf die kritische Infrastruktur. Gleichzeitig wurden die Transparenz- und Veröffentlichungspflichten der FNB durch europäische und nationale Regelungen immer weiter erhöht.\r\nZwei aktuelle Beispiele erfüllen die Netzbetreiber mit besonderer Sorge:\r\nGemäß den Vorgaben von § 78 Abs. 1 Nr. 1 iVm. § 79 Abs. 1 Nr. 1 Telekommunikationsgesetzes (TKG) sind die FNB dazu verpflichtet, Daten zu der von ihnen betriebenen Telekommunikationsstruktur der zentralen Informationsstelle des Bundes (ZIS) der Bundesnetzagentur (BNetzA) zu übermitteln. Diese Daten werden sodann im Infrastrukturatlas (ISA) veröffentlicht.\r\nDa die über den ISA veröffentlichte Telekommunikationsinfrastruktur parallel zu den von den FNB betriebenen Gasversorgungsleitungen verläuft, ermöglicht diese Veröffentlichung ein genaues Lagebild des deutschen Erdgasversorgungssystems. Zwar hat der Gesetzgeber die Möglichkeit für die Netzbetreiber geschaffen, Ausnahmen bei der BNetzA zu beantragen. Diese wurden bis zuletzt, anders als bei den Übertragungsnetzbetreibern Strom, immer wieder verweigert und die Netzbetreiber damit gezwungen, ihre Leitungsverläufe im ISA zu veröffentlichen.\r\nOktober 2025\r\nSeite 2 von 4\r\nDie FNB schlagen daher vor, im Rahmen des Kritis-DachG eine Ausnahme von den Veröffentlichungspflichten der FNB mit Blick auf ihre Telekommunikationsinfrastruktur zu verankern.\r\nEin weiteres Beispiel betrifft die Schaffung einer neuen Transparenzplattform durch die BNetzA (vgl. § 111g EnWG) zum 26.12.2026. In der Folge können aufgrund der geplanten Schnittstellen zwischen Transparenzplattform und Marktstammdatenregister Bewegungsdaten aus der neuen Transparenzplattform problemlos mit Stammdaten aus dem Marktstammdatenregister kombiniert werden. Auf künstlicher Intelligenz basierende Algorithmen können im Internet verfügbare Informationen, d. h. sowohl in öffentlich zugänglichen Datenbanken und Plattformen als auch auf sonstigen Internetseiten verfügbare Informationen, problemlos erfassen, auswerten und zusammenführen und für die Planung und Durchführung von gezielten Sabotageakten auf kritische Anlagen genutzt werden. Die FNB empfehlen daher, auf die Veröffentlichung von Stammdaten und Geodaten zu kritischen Anlagen gänzlich zu verzichten.\r\nHinweisen möchten die FNB an dieser Stelle darauf, dass in einer Vielzahl von Gesetzen eine umfassende Beteiligung der Öffentlichkeit im Rahmen der Planungs- und Genehmigungsprozesse durch die Veröffentlichung von Dokumenten, Karten und Informationen vorgesehen ist: z. B. im Rahmen der Netzentwicklungsplanung (§§ 15a ff. EnWG), im Rahmen der Planfeststellungsverfahren (§§ 72 ff. VwVfG) oder im Rahmen des Incremental-Verfahrens (Art. 22 ff. VO (EU) 2017/459). Transparenz ist zweifelsohne ein wichtiges Element, um Akzeptanz für die Realisierung von Infrastrukturprojekten zu schaffen oder marktliche Entwicklungen zu fördern. Dennoch sollten alle Veröffentlichungs- und Transparenzpflichten im Sinne des Kritis-DachG vor dem Hintergrund der aktuellen Bedrohungslage neu bewertet und die betreffenden gesetzlichen Grundlagen ggf. entsprechend angepasst werden. Sofern Daten in öffentlich zugänglichen Portalen und Datenbanken abgerufen werden, sollte für den Betreiber des jeweiligen Portals bzw. der jeweiligen Datenbank vor dem jeweiligen Datenabruf ersichtlich sein, wer Daten zu kritischen Anlagen abrufen möchte. Dabei besteht zudem die Möglichkeit, den Zugang zu behördlich notwendigen Datenbanken auf Personen mit berechtigtem Interesse zu begrenzen und somit den Schutz von sensiblen Daten zu erhöhen.\r\n2. Nachweise für betriebsgeführte Netzbetreiber\r\nBei einigen Netzbetreibern ist es geübte Praxis, dass dritte Netzbetreiber mit der technischen Betriebsführung beauftragt werden, die selbst Betreiber kritischer Anlagen sind und den entsprechenden Nachweispflichten unterliegen. Zur Reduzierung des Verwaltungsaufwandes sollten betriebsgeführte Netzbetreiber, die Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 Kritis-DachG-E durch einen beauftragten technischen Betriebsführer erbringen lassen, der selbst Betreiber kritischer Anlagen ist, den Nachweis durch Vorlage des entsprechenden Nachweises des technischen Betriebsführers erbringen können.\r\nOktober 2025\r\nSeite 3 von 4\r\n3. Praxistaugliche Ausgestaltung von Anzeige- und Prüfverfahren für „Kritische Komponenten“ im NIS2-Entwurf\r\nIm aktuellen Entwurf des NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetzes (NIS2UmsuCG) soll nach § 41 BSIG (Gesetz über das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik) der Einsatz kritischer IT-Komponenten insbesondere von nicht-vertrauenswürdigen Herstellern aus Drittstaaten untersagt werden können. FNB Gas erkennt die sicherheitspolitische Zielsetzung dieser Regelung ausdrücklich an. Allerdings sind in Verbindung mit der Liste kritischer Funktionen gemäß § 11 Abs. 1g S. 1 Nr. 2 EnWG und dem darin dargelegten Zeitplan Rechts- und Planungsunsicherheiten zu erwarten, mit Auswirkungen auf den Netzausbau und die Versorgungssicherheit. Vor diesem Hintergrund empfiehlt FNB Gas die folgenden Aspekte in den Beratungen zu berücksichtigen und Anpassungen vorzunehmen, die den sektorspezifischen Herausforderungen der Netzwirtschaft gerecht werden.\r\nSo sollen gem. § 9b BSIG bzw. § 41 BSIG (NIS2UmsuCG) Anzeigepflichten und Prüfverfahren lediglich Duldungswirkung für den Einsatz kritischer Komponenten entfalten. Sofern also neue Erkenntnisse über einen Hersteller vorliegen, kann auch nachträglich der Weiterbetrieb jederzeit durch das BMI untersagt werden. Insbesondere vor dem Hintergrund der für Netzausbau und Energiewende entscheidenden Planungs- und Investitionssicherheit ist die Duldungswirkung eine große Herausforderung für die FNB. Das Fehlen eines Bestandsschutzes bei kritischen IT-Komponenten könnte im schlimmsten Fall dazu führen, dass die FNB erhebliche finanzielle Rückstellungen bilden müssen. Um den Bestandsschutz zu sichern, braucht es eine Regelung, die rückwirkende Verbote nur bei zwingender Sicherheitsbegründung zulässt und Maßnahmen zur Risikominderung priorisiert.\r\nZudem erzeugt das in § 41 Abs. 1–3 BSIG vorgesehene Anzeigeverfahren einen unverhältnismäßigen Verwaltungsaufwand. Der Aufwand zeigt sich daran, dass kritische Komponenten jede einzelne informations- oder kommunikationstechnische Funktion umfassen, die unsere Mitgliedsunternehmen beim Netzbetrieb bzw. bei der Netzsteuerung einsetzen (d.h. jegliche Hardware, Server, Software, Clients, Übertragungstechnik, programmierte Steuerungen für Armaturen etc.). Bei mehreren hunderten Funktionen bzw. Komponenten bedeutet dies bei Meldungs- und Prüffrist von mehreren Wochen einen besonders großen Aufwand für die Betreiber von Gasnetzen. Daher sollte das Anzeigeverfahren vereinfacht werden. Anstelle von Einzelmeldungen schlagen wir die Einführung von Ausschlusslisten für nicht vertrauenswürdiger oder Positivlisten für vertrauenswürdiger Hersteller vor.\r\nGrundsätzlich sollte es für die Anwendung der neuen Regelungen praktikable Übergangsfristen und eine klare Definition von „kritischen Komponenten“ (idealerweise durch Branchenverbände) geben. Zudem sollten sich die Maßnahmen zur Bewältigung aktueller Herausforderungen unbedingt am gesamteuropäischen Kontext und an den europäischen Regulierungen orientieren und harmonisiert werden. In der EU zugelassene Komponenten sollen auch in Deutschland einsetzbar sein.\r\nOktober 2025\r\nSeite 4 von 4\r\n4. Einbeziehung von Dienstleistern in den Adressatenkreis des Gesetzes (§ 28 Abs. 1 Nr. 4 BSIG)\r\nIn § 28 Abs. 1 Nr. 4 BSIG sind Dienstleister adressiert, die Dienstleistungen erbringen, die einer Einrichtungsart nach Anlage 1 zugeordnet sind. FNB Gas geht davon aus, dass dies auch Dienstleister erfasst, die ihre Leistungen den in Anlage 1 genannten Marktteilnehmern und nicht den Endkunden selbst gegenüber erbringen.\r\nDies ist begrüßenswert. Allerdings bestehen weiterhin Unklarheiten hinsichtlich des genauen Anwendungsbereichs und der konkreten Adressaten der Regelung. Insbesondere sollte die Formulierung in § 28 Abs. 5 präzisiert werden. Sie bezieht sich auf Energieversorgungsnetze, Energieanlagen sowie digitale Energiedienste im Sinne des Energiewirtschaftsgesetzes. Das Energiewirtschaftsgesetz definiert den Begriff „digitale Energiedienstleister“ allerdings nicht. Eine Definition findet sich dagegen in Anlage 1 der BSI-Verordnung-E. Danach ist ein digitaler Energiedienst „eine Anlage oder ein System, das den zentralen, standortübergreifenden Zugriff auf die Steuerung oder die unmittelbare Beeinflussung von Energieanlagen oder zentralen, standortübergreifenden Zugriff auf die Steuerung oder die unmittelbare Beeinflussung de-zentralen Anlagen zum Verbrauch elektrischer Energie oder Gas ermöglicht“.\r\nDurch die Verwendung der unterschiedlichen Begriffe und unklaren Verweise bleibt offen, welche Unternehmen oder Dienstleister durch die § 28 Abs. 1 Nr. 4 einerseits und § 28 Abs. 5 andererseits genau angesprochen werden sollen. Die Klarstellung ist essenziell, um für die betroffenen Unternehmen Klarheit über Handlungspflichten und -verantwortungen zu schaffen. Darüber hinaus müssen Rechts- und Planungssicherheit bzgl. zu erwartender Belastungen gewährleistet sein.\r\nFNB Gas schlägt vor, den Gesetzestext in § 28 Abs. 1 Nr. 4 BSIG wie folgt zu ergänzen oder die Anwendung auf die Dienstleistungen, digitale Dienstleistungen und Funktionen zumindest in der Gesetzesbegründung klarzustellen:\r\n„4. sonstige natürliche oder juristische Personen oder rechtlich unselbstständige Organisationseinheiten einer Gebietskörperschaft, die anderen natürlichen oder juristischen Personen entgeltlich Waren oder Dienstleistungen oder digitalen Dienstleistung anbieten, die einer der in Anlage 1 bestimmten Einrichtungsarten zuzuordnen sind und die a) mindestens 250 Mitarbeiter beschäftigen oder b) einen Jahresumsatz von über 50 Millionen Euro und zudem eine Jahresbilanzsumme von über 43 Millionen Euro aufweisen. Dies gilt insbesondere, wenn es sich bei der Dienstleistung um eine kritische Dienstleistung oder digitale Dienstleistung handelt.“"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-10-16"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019534","regulatoryProjectTitle":"Hinweise für die Anpassung von Füllstandsvorgaben für Gasspeicheranlagen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/d1/56/613110/Stellungnahme-Gutachten-SG2509090008.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":"Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V. • Georgenstr. 23 • 10117 Berlin • www.fnb-gas.de\r\nLobbyregister-Nr.: R002747\r\nÜber FNB Gas:\r\nFNB Gas e.V. ist der Zusammenschluss der überregionalen deutschen Fernleitungsnetzbetreiber. Seine\r\nMitglieder betreiben zusammen ein rund 40.000 Kilometer langes Leitungsnetz für den Transport von\r\nErdgas und errichten gemeinsam das rund 9.000 Kilometer lange Wasserstoff-Kernnetz. Die\r\nVereinigung unterstützt ihre Mitglieder bei der Erfüllung ihrer gesetzlichen und regulatorischen\r\nVerpflichtungen. Zudem koordiniert sie die integrierte Netzentwicklungsplanung für Gas und\r\nWasserstoff auf der Transportnetzebene. Darüber hinaus tritt die Vereinigung für die aktive Förderung\r\neines sicheren, wirtschaftlichen, umweltgerechten und klimafreundlichen Betriebs der\r\nGastransportinfrastruktur sowie für ihre kontinuierliche Weiterentwicklung an die Bedarfe des\r\nzukünftigen Energiesystems ein.\r\nMitglieder der Vereinigung sind die Unternehmen bayernets GmbH, Fluxys TENP GmbH, Ferngas\r\nNetzgesellschaft mbH, GASCADE Gastransport GmbH, Gastransport Nord GmbH, Gasunie Deutschland\r\nTransport Services GmbH, NaTran Deutschland GmbH, Nowega GmbH, ONTRAS Gastransport GmbH,\r\nOpen Grid Europe GmbH, terranets bw GmbH und Thyssengas GmbH.\r\nFNB Gas - Stellungnahme\r\nzum Referentenentwurf des Bundesministeriums für\r\nWirtschaft und Klimaschutz zur\r\nVerordnung zur Anpassung der Füllstandsvorgaben\r\nfür Gasspeicheranlagen (GasSpFüllstV) vom\r\n28.04.2025\r\nBerlin, 29.4.2025\r\nFNB Gas bedankt sich für die Möglichkeit der Stellungnahme zum Referentenentwurf des\r\nBundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz zur Verordnung zur Anpassung der\r\nFüllstandsvorgaben für Gasspeicheranlagen (GasSpFüllstV) vom 28.04.2025. FNB Gas begrüßt den\r\nvorgelegten Verordnungs-Entwurf und stimmt ihm in vielen Punkten zu.\r\nDie Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) teilen die Einschätzung, dass die Sondersituation für Speicher\r\nnach den Krisenjahren seit 2022 vorbei ist und die Verantwortung nun sukzessive an den Markt\r\nzurückgegeben werden kann. Gleichzeitig unterstützen die FNB die Auffassung, dass festgelegte\r\nSpeicherfüllstände derzeit für die Sicherstellung der Versorgungssicherheit auch weiterhin notwendig\r\nsind. Die FNB verstehen den vorgelegten Entwurf daher als eine kurzfristige Maßnahme und\r\nbewerten ihn als geeignetes Mittel, um den Status quo der Versorgungsicherheit an die aktuellen\r\nRahmenbedingungen anzupassen.\r\nFür gewisse Versorgungssituationen werden ausreichende Füllstände und Einspeiseleistung über den\r\ngesamten Winter auch aus Speichern benötigt. Der mit dem Entwurf vorgeschlagene zeitliche\r\nRahmen sowie die lokale Verteilung der neuen Füllstandsvorgaben bewerten die FNB als positiv. Der\r\nim Entwurf genannte zeitliche Rahmen ermöglicht es dem Markt, jetzt auf die Entwicklungen für den\r\nkommenden Winter unter festgelegten Rahmenbedingungen zu reagieren. Neben der Einschätzung\r\nzu den Spreads halten wir auch die Einschätzung zu THE in ihrer zugewiesenen Rolle als letztes Mittel\r\nfür richtig.\r\nDie im Entwurf genannte Rolle und Funktionsweise der Porenspeicher teilen die FNB nicht\r\nvollständig. Porenspeicher spielen aufgrund ihrer insgesamt sehr hohen Speicherkapazität und\r\nabsolut gesehen hohen Ausspeicherraten weiter eine bedeutende Rolle bei der Sicherstellung der\r\nVersorgungssicherheit. So wurden auch Porenspeicher in den vergangenen Jahren bei\r\nAusschreibungen von Regelenergie-Produkten und Absicherungsinstrumenten (z.B. Long Term\r\nOptions, Lastflusszusagen) berücksichtigt und erfolgreich eingesetzt. Dennoch teilen wir die im\r\nVerordnungsentwurf gemachte Unterscheidung bei den Füllstandsvorgaben zwischen Poren- und\r\nKavernenspeichern. Insbesondere die Berücksichtigung der notwendigen Ausspeicherleistung auch\r\ngegen Ende eines Winters besonders in Süddeutschland und damit einer regional differenzierten\r\nFüllstandsvorgabe zum 1. Februar eines Jahres stellt ein Mittel (wenn auch pauschales) dar, um die\r\nnotwendigen Leistungen in bestimmten Absatzszenarien darzustellen.\r\nDer Verordnungsentwurf bringt in einer Gesamtabwägung möglicher Instrumente sowohl die\r\nVersorgungssicherheit als auch die Aufrechterhaltung eines funktionierenden Gasbinnenmarkts in\r\nAusgleich. Zugleich ist damit beobachtbaren spekulativen Handelsgeschäften, die offensichtlich\r\nMaßnahmen der Trading Hub Europe GmbH antizipieren und bereits jetzt den Markt deutlich\r\nverzerren und die Gaspreise in die Höhe treiben, zukünftig der Boden entzogen.\r\nMit dem Entwurf wird ein deutliches Signal für den Vorrang und die Verantwortung der marktlichen\r\nSpeicherbefüllung ausgesendet. FNB Gas befürwortet die schnelle Umsetzung der Verordnung,\r\ninsbesondere mit Blick auf die Wiederbefüllung für den Winter 2025. Zugleich weisen wir darauf hin,\r\ndass nach Auslaufen der jetzigen EnWG-Regelungen ein neuer Ansatz mit stärkerer Einbeziehung und\r\nVerantwortung für den Markt gefunden werden muss."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-04-29"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020814","regulatoryProjectTitle":"Aufnahme der Belange des Wasserstoff-Kernnetzes in das Wasserstoffbeschleunigungsgesetz ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/9c/90/643662/Stellungnahme-Gutachten-SG2511250013.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":"Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V. • Georgenstr. 23 • 10117 Berlin • www.fnb-gas.de\r\nLobbyregister-Nr.: R002747\r\nÜber FNB Gas:\r\nFNB Gas e.V. ist der Zusammenschluss der überregionalen deutschen Fernleitungsnetzbetreiber. Seine\r\nMitglieder betreiben zusammen ein rund 40.000 Kilometer langes Leitungsnetz für den Transport von\r\nErdgas und errichten gemeinsam das rund 9.000 Kilometer lange Wasserstoff-Kernnetz. Die Vereinigung\r\nunterstützt ihre Mitglieder bei der Erfüllung ihrer gesetzlichen und regulatorischen Verpflichtungen.\r\nZudem koordiniert sie die integrierte Netzentwicklungsplanung für Gas und Wasserstoff auf der\r\nTransportnetzebene. Darüber hinaus tritt die Vereinigung für die aktive Förderung eines sicheren,\r\nwirtschaftlichen, umweltgerechten und klimafreundlichen Betriebs der Gastransportinfrastruktur sowie\r\nfür ihre kontinuierliche Weiterentwicklung an die Bedarfe des zukünftigen Energiesystems ein.\r\nMitglieder der Vereinigung sind die Unternehmen bayernets GmbH, Fluxys TENP GmbH, Ferngas\r\nNetzgesellschaft mbH, GASCADE Gastransport GmbH, Gastransport Nord GmbH, Gasunie Deutschland\r\nTransport Services GmbH, NaTran Deutschland GmbH, Nowega GmbH, ONTRAS Gastransport GmbH,\r\nOpen Grid Europe GmbH, terranets bw GmbH und Thyssengas GmbH.\r\nFNB Gas - Stellungnahme\r\nzum Entwurf der Bundesregierung für ein\r\n„Gesetz zur Beschleunigung der Verfügbarkeit von\r\nWasserstoff und zur Änderung weiterer rechtlicher\r\nRahmenbedingungen für den Wasserstoffhochlauf sowie\r\nzur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften\r\n(Wasserstoff-Beschleunigungsgesetz)“ (Stand 1.10.2025)\r\nBerlin, 5.11.2025\r\n2\r\nFNB Gas begrüßt den Kabinettsbeschluss der Bundesregierung zum Entwurf des Wasserstoff-\r\nBeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG) vom 1. Oktober 2025. Der aktuelle Gesetzesentwurf enthält\r\nwesentliche Verbesserungen im Vergleich zu früheren Entwürfen, die allesamt auf das eigentliche Ziel\r\ndes Gesetzes einzahlen – den beschleunigten Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft.\r\nFür die kommenden Beratungen im Rahmen des parlamentarischen Verfahrens im Deutschen\r\nBundestag weist FNB Gas auf weitere, im Gesetzesentwurf nicht oder ungenügend berücksichtigte\r\nRegelungsinhalte hin, die insbesondere für den Aufbau des Wasserstoffkernnetzes wichtig sind.\r\nPositiv zu bewerten ist, dass nun auch Wasserstoffleitungen für den Transport von Wasserstoff vom\r\nAnwendungsbereich des Gesetzes erfasst sind. Der Gesetzgeber sollte diese Erweiterung des\r\nAnwendungsbereiches allerdings stringent auf alle für den Aufbau des Wasserstoffkernnetzes\r\nnotwendigen Maßnahmen ausweiten.\r\nI. Für das Wasserstoffnetz erforderliche Umstellungs- und erdgasverstärkende Maßnahmen sind in\r\nden Anwendungsbereich des Gesetzes aufzunehmen: Art. 1 § 2 Absatz 1 Nr. 11 WasserstoffBG\r\nDas Wasserstoff-Kernnetz mit seinen 9.040 km besteht zu rund 60 % aus Leitungen, die von Erdgas auf\r\nWasserstoff umgestellt werden sollen. Das ist nicht nur volkswirtschaftlich sinnvoll und kosteneffizient,\r\nes spart auch viel Zeit bei der Umsetzung der Maßnahmen. Damit wird auch die gesetzliche Anforderung\r\ndes § 28q Abs. 2 S. 3 EnWG erfüllt, wonach die Möglichkeit der Umstellung von vorhandenen\r\nLeitungsinfrastrukturen vorrangig zu prüfen ist. Gleichzeitig muss trotz der Umstellung der Leitungen\r\nvon Erdgas auf Wasserstoff die Erdgasversorgung im verbleibenden Erdgasnetz weiterhin sichergestellt\r\nwerden. Um dies zu gewährleisten sind so genannte erdgasverstärkende Maßnahmen erforderlich und\r\ndaher auch unabdingbarer Teil der Kernnetzgenehmigung. Diese untrennbar mit der Umstellung einer\r\nvorhandenen Leitungsinfrastruktur verbundenen Maßnahmen wurden daher auch explizit durch die\r\nzuständige Bundesnetzagentur im Rahmen der Genehmigung des Wasserstoff-Kernnetzes geprüft und\r\ngenehmigt (vgl. Genehmigung v. 22.10.2024, Rn. 141).\r\nDie im WasserstoffBG vorgesehenen Beschleunigungsmaßnahmen beziehen sich aktuell lediglich auf\r\nNeubauleitungen und nicht auf die Umstellung von Leitungen oder auf erdgasverstärkende\r\nMaßnahmen. Um der gesetzlichen Anforderung des § 28q Abs. 2 S. 3 EnWG nachzukommen und die\r\nVorteile hinsichtlich Kosten und Zeitaufwand der Umstellung von Leitungen auch nutzbar machen zu\r\nkönnen, muss das WasserstoffBG auch diese Umstellungsleitungen sowie die erdgasverstärkenden\r\nMaßnahmen in den Blick nehmen.\r\nErst dann gilt die für den Planfeststellungsbeschluss genannte Frist von 12 Monaten analog zu H2-\r\nLeitungen auch für die erdgasverstärkenden Maßnahmen. Ohne eine entsprechende Berücksichtigung\r\nkönnen die zur Umstellung vorgesehenen Leitungen womöglich nicht rechtzeitig umgestellt werden. Das\r\nwürde die Realisierung des Kernnetzes nicht nur verlangsamen, es würde die Erfüllung der Vorgaben des\r\n§ 28q EnWG und die aus der Genehmigung des Wasserstoff-Kernnetzes verpflichtend umzusetzenden\r\nMaßnahmen für die Wasserstoff-Kernnetzbetreiber erheblich erschweren.\r\nErdgasverstärkende Maßnahmen werden nur im Rahmen der Umstellung von Erdgas-Leitungen auf\r\nWasserstoffleitungen vorgenommen. Sollte eine erdgasverstärkende Maßnahme demnach notwendig\r\nsein, um eine Umstellung zu ermöglich, würde das zeitliche Auseinanderfallen eine Verzögerung des\r\nWasserstoffhochlaufs bewirken. Das Prinzip der Zeitgleichheit ist ebenso im Stromsektor bekannt und\r\nvon enormer Bedeutung. Daher ist die Aufnahme von erdgasverstärkenden Maßnahmen und\r\nUmstellungsmaßnahmen in § 2 Abs. 1 Nr. 11 zwingend notwendig.\r\n3\r\nBeispielhaft entsteht eine Verzögerung durch nicht gleichlaufende Planungsverfahren für die Umstellung\r\nvon Leitungen von Erdgas und Wasserstoff und den dafür erforderlichen netzverstärkenden\r\nMaßnahmen im Erdgasnetz. Die netzverstärkenden Maßnahmen müssen zwingend vor der Umstellung\r\ngenehmigt und in Betrieb genommen sein, um die tatsächliche Umstellung auf Wasserstoff vornehmen\r\nzu können.\r\nFür Baumaßnahmen im Erdgasbereich wurden teils Verfahren von Behörden von weit über zwei Jahren\r\ngeführt, sodass eine rechtzeitige Umsetzung der Maßnahmen nicht möglich war. Mit der Ergänzung der\r\nerdgasverstärkenden Maßnahmen im WasserstoffBG werden die Verfahren entsprechend zeitlich\r\ngestrafft und so eine rechtzeitige Umsetzung für die Umstellung der Leitungen auf Wasserstoff\r\nermöglicht.\r\nDementsprechend sollte § 2 Absatz 1 Nr. 11 wie folgt ergänzt werden:\r\nWasserstoffleitungen; Gasversorgungsleitungen, die auf Wasserstoff umgestellt werden; die\r\nfür die Umstellung erforderlichen erdgasverstärkenden Maßnahmen, wie der Aufbau von\r\nGasversorgungsleitungen, GDRM-Anlagen und Verdichterstationen\r\nII. Vergaberecht nicht auf Beschaffungsvorgänge für das Wasserstoff-Kernnetz anwenden: Art. 1 §§ 6,\r\n7 WasserstoffBG\r\nDie Vorschriften §§ 6, 7 WasserstoffBG sehen die ausdrückliche Anwendung des Vergaberechts auf\r\nBeschaffungsvorgänge im Wasserstoffsektor vor, wobei eine Auslegung nach dem Wortlaut auch eine\r\nandere rechtliche Wertung nicht ausschließt.\r\nDie Beschleunigungswirkung der beabsichtigten Regelungen beschränkt sich überwiegend auf\r\nNachprüfungs- und Gerichtsverfahren und setzt damit auf der Sekundärebene an anstatt auf der\r\nmateriellen Ebene. Nach Einschätzung des FNB Gas wird dies nicht wesentlich zum angestrebten\r\ngesetzlich verankerten Ziel des Aufbaus „eines schnell realisierbaren Wasserstoff-Kernnetzes“ (§ 28q\r\nAbs. 1 S. 2 EnWG) beitragen. Vorhabenträger, die als Sektorenauftraggeber zur Anwendung des\r\nVergaberechts verpflichtet sind, werden somit einen erheblichen Zeitbedarf bei der Vorbereitung und\r\nDurchführung von Beschaffungsvorgängen benötigen (je nach Komplexität und\r\nAusschreibungsgegenstand des Verfahrens, mindestens 7 Monate und länger). Dies gefährdet den\r\nbeschleunigten Aufbau der Wasserstoffinfrastruktur und nutzt die Beschleunigungspotenziale aus dem\r\nWasserstoffBG nicht.\r\nDaher regt FNB Gas eine Bestimmung zur Nichtanwendung des Vergaberechts auf\r\nBeschaffungsvorgänge für Maßnahmen gemäß § 2 Absatz 1 Nr. 11 bzw. eine zumindest temporäre\r\nAusnahme der Anwendung des Vergaberechts auf diese Beschaffungsvorgänge zumindest bis zum\r\ngesetzlich vorgesehenen Abschluss des Aufbaus des Wasserstoff-Kernnetzes (§ 28q Abs. 8 S. 6 EnWG)\r\nan. Dem stehen auch europäische und nationale Vorgaben nicht entgegen.\r\n4\r\n§ 8 sollte daher wie folgt gefasst werden:\r\n“Der Teil 4 des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen in der Fassung der\r\nBekanntmachung vom 26. Juni 2013 (BGBl. I S. 1750, 3245), zuletzt durch Artikel 6 des\r\nGesetzes vom 5. Dezember 2024 (BGBl. 2024 I Nr. 400) geändert, sowie die\r\nVergabeverordnung vom 12. April 2016 (BGBl. I S. 624), zuletzt durch Artikel 1 der Verordnung\r\nvom 7. Februar 2024 (BGBl. 2024 I Nr. 39) und die Sektorenverordnung vom 12. April 2016\r\n(BGBl. I S. 624, 657), zuletzt durch Artikel 3 der Verordnung vom 7. Februar 2024 (BGBl. 2024 I\r\nNr. 39) geändert, sind bis zum 31.12.2037 nicht anzuwenden auf die Vergabe von öffentlichen\r\nAufträgen durch Auftraggeber, wenn diese Aufträge der Schaffung eines Wasserstoffnetzes im\r\nSinne von § 28q des Energiewirtschaftsgesetzes vom 7. Juli 2005 (BGBl. I S. 1970, 3621), zuletzt\r\ngeändert durch Artikel 1 des Gesetzes vom 21. Februar 2025 (BGBl. 2025 I Nr. 51) dienen.“\r\nSofern diesem Vorschlag nicht Rechnung getragen wird, sollten die §§ 6, 7 WasserstoffBG mindestens\r\nnach dem Vorbild von § 9 LNGG i.d.F. vom 24. Mai 2022 (BGBl. I S. 802) ausgestaltet werden.\r\nIII. Stringenz für die Dauer von Planfeststellungsverfahren erhöhen: Art. 5 Änderung des EnWG (§ 43l\r\nAbs. 2)\r\nDie im Entwurf vorgesehene Vorgabe, den Planfeststellungsbeschluss innerhalb von 12 Monaten ab\r\nAuslegung der Planunterlagen zu fassen, ist ausdrücklich zu begrüßen. Damit wird eine konkrete\r\nMaßnahme zur Umsetzung des im Koalitionsvertrag adressierten Zieles einer Planungs- und\r\nGenehmigungsbeschleunigung umgesetzt, mit der Deutschland auch Art. 8 Abs. 5 S. 1 RL 2024/1788\r\ngerecht wird. Die Beschleunigungswirkung lässt sich wesentlich verstärken, wenn der Gedanke aus dem\r\nGesetzentwurf vom 21.6.2024 (BT-Drs. 20/11899) zu § 70 Abs. 3 WHG-E bzw. in Anlehnung an § 21 Abs.\r\n5 NABEG aufgegriffen wird: Frist von einem Monat für die Vollständigkeitsprüfung der\r\nAntragsunterlagen ab Eingang bei der Behörde. Nur dadurch wird sichergestellt, dass die Auslegung der\r\nAntragsunterlagen auch zeitnah nach Antragseingang erfolgt und damit die Frist von 12 Monaten bis\r\nzum Planfeststellungsbeschluss beginnt. In der Praxis führen derzeit fehlende Fristvorgaben und\r\nfehlende Anforderungen an den Prüfrahmen für die Vollständigkeitsprüfung leider oft zu\r\nVerfahrensverzögerungen.\r\nEs sollte daher folgende Regelung (z.B. in § 43a EnWG) eingefügt werden:\r\n„Die Anhörungsbehörde hat nach Eingang des Plans in der Regel spätestens innerhalb eines Monats zu\r\nprüfen, ob dieser vollständig ist. Der Plan ist vollständig, wenn er prüffähig ist. Dies ist dann der Fall,\r\nwenn der Plan sich zu allen rechtlich relevanten Aspekten des Vorhabens verhält und die Behörde in\r\ndie Lage versetzt, den Plan unter dieser Berücksichtigung näher zu prüfen. Fachliche Einwände und\r\nNachfragen zum Plan stehen der Vollständigkeit nicht entgegen, sofern der Plan eine fachliche\r\nPrüfung überhaupt ermöglicht. Das Vollständigkeitsdatum ist der Tag, an dem die letzte Unterlage bei\r\nder Behörde eingegangen ist, die für das Erreichen der Vollständigkeit im Sinne der Sätze 2 bis 4\r\nerforderlich ist.“\r\nIV. Art. 7 Änderung des Wasserhaushaltsgesetzes (§ 11c) – Entscheidungen bei\r\nPlanfeststellungsverfahren im Benehmen mit den Wasserbehörden treffen\r\nDer aktualisierte Gesetzesentwurf enthält eine Änderung im Wasserhaushaltsgesetz, die sich\r\nmöglicherweise nachteilig auf eine beschleunigte Umsetzung der Wasserstoffleitungsvorhaben auswirkt.\r\nNach § 11c Abs. 2 WHGneu haben nunmehr die Wasserbehörden die Entscheidung über die Erteilung\r\ndes Einvernehmens einen Monat vor Ablauf der Frist nach § 11c Absatz 1 Nummer 2 der\r\n5\r\nPlanfeststellungsbehörde zu übermitteln. Nur wenn dies nicht geschieht, ist die Entscheidung der\r\nPlanfeststellungsbehörde im Benehmen mit der Wasserbehörde zu treffen.\r\nDie aktuelle Regelung erschwert ohne sachlichen Grund die Planfeststellung für Wasserstoffleitungen\r\neinerseits im Vergleich zu Stromleitungen, die durch die Bundesnetzagentur planfestgestellt werden.\r\nAndererseits besteht die Gefahr, die gewünschte Beschleunigungswirkung zu konterkarieren, in dem\r\nnun nicht mehr auf die generelle Stellungnahmefrist der zu beteiligenden Behörden von maximal 3\r\nMonaten nach § 73 Absatz 3a Verwaltungsverfahrensgesetz abgestellt wird, sondern den\r\nWasserbehörden bis zu 11 Monate, mit gegebenenfalls eigenständiger Verlängerungsmöglichkeit um\r\nweitere 6 Monate, eingeräumt werden. Der Verweis auf Absatz 1 Nummer 2 in § 11c Absatz 2 ist\r\ninsofern uneindeutig. Es müsste unserem Verständnis nach - wenn überhaupt - vielmehr auf die Frist\r\ndes § 43l Absatz 2 Satz 2 neu EnWG verwiesen werden.\r\nIm Referentenentwurf (Stand 07.07.) war § 11c Absatz 5 WasserstoffBG noch anders und aus Sicht des\r\nFNB Gas viel sinnvoller geregelt. Demnach war § 19 Absatz 3 WHG mit der Maßgabe anzuwenden, dass\r\ndie Entscheidung bei einem Planfeststellungsverfahren für eine Wasserstoffleitung im Benehmen mit\r\nder zuständigen Wasserbehörde zu treffen ist. Aus Sicht des FNB Gas sollte die vorzugswürdige\r\nVorgängerregelung - und damit Gleichstellung mit der BNetzA – wieder Anwendung finden:\r\n(5) § 19 Absatz 3 ist mit der Maßgabe anzuwenden, dass die Entscheidung bei einem\r\nPlanfeststellungsverfahren für eine Wasserstoffleitung im Benehmen mit der zuständigen\r\nWasserbehörde zu treffen ist."},"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":"2025-11-05"}]}]},"contracts":{"contractsPresent":false,"contractsCount":0,"contracts":[]},"codeOfConduct":{"ownCodeOfConduct":false}}