{"$schema":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/json-schemas/R2.22/Lobbyregister-Registereintrag-schema-R2.22.json","source":"Deutscher Bundestag, Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der 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Bundestagswahl 2025","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Energiewendestrategie um Molekülwende erweitern, Bezug flüssiger Energieträger für Energieversorgungssicherheit sicherstellen, Erneuerbare Kraftstoffe wie E-Fuels für mehr Klimaschutz im Verkehr voranbringen, Grünes Heizöl als Lösungsvariante im Wärmemarkt berücksichtigen, weitere Branchenpositionen zur Bundestagswahl","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Verkehr\"","en":"Other in the field of \"Transportation\""},{"code":"FOI_RP_DEVELOPMENT","de":"Bauwesen und Bauwirtschaft","en":"Construction and construction industry"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in 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nachfrageorientiert gestalten\r\n- Beirat Zahlungsverkehr: Payment verstehen und einfach gestalten","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_COMPETITION_LAW","de":"Wettbewerbsrecht","en":"Competition law"},{"code":"FOI_ECONOMY_SERVICES","de":"Handel und Dienstleistungen","en":"Trade and services"},{"code":"FOI_ECONOMY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Wirtschaft\"","en":"Other in the field of \"Economy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017121","title":"Gesetz für steuerliches Investitionssofortprogramm technologieoffen ausgestalten","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes für ein steuerliches Investitionssofortprogramm zur Stärkung des Wirtschaftsstandorts Deutschland","printingNumber":"21/516","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/005/2100516.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-f%C3%BCr-ein-steuerliches-investitionssofortprogramm-zur-st%C3%A4rkung-des-wirtschaftsstandorts-deutschland/322316","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Finanzen","shortTitle":"BMF","electionPeriod":21,"url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Im Sinne der vereinbarten Technologieoffenheit den Gesetzesentwurf um eine Abschreibungsmöglichkeit auch für Verbrennerfahrzeuge erweitern, die nachweislich ausschließlich mit nicht-fossilen Kraftstoffen betrieben werden","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_TRANSPORTATION_AUTOMOBILE","de":"Straßenverkehr","en":"Road traffic"},{"code":"FOI_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and 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Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_ECONOMY_AUTOMOBILE","de":"Automobilwirtschaft","en":"Automotive industry"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0018604","title":"Allgemeine wirtschaftliche Ausführungen zur geplanten Änderung des Ladesäulenrechts und dabei notwendige faire und einheitliche Regeln","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Verordnung zur Neuordnung des Ladesäulenrechts","printingNumber":"538/25","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2025/0538-25.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/verordnung-zur-neuordnung-des-lades%C3%A4ulenrechts/326673","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Verordnung zur Neuordnung des Ladesäulenrechts","publicationDate":"2025-06-24","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/V/verordnung-zur-neuordnung-des-ladesaeulenrechts.pdf?__blob=publicationFile&v=2","draftBillProjectUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/20250624-referentenentwurf-des-bmwe-verordnung-zur-neuordnung-des-ladesaeulenrechts.html"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Fehlendes Level Playing Field überwinden, unzureichende Preistransparenz angehen, sofortige Nachrüstungspflicht durch sechsmonatige Übergangsfrist verhindern","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über technische Mindestanforderungen an den sicheren und interoperablen Aufbau und Betrieb von öffentlich zugänglichen Ladepunkten für elektrisch betriebene Fahrzeuge","shortTitle":"LSV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/lsv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ECONOMY_SERVICES","de":"Handel und Dienstleistungen","en":"Trade and services"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_INDRASTRUCTURE","de":"Verkehrsinfrastruktur","en":"Infrastructure"},{"code":"FOI_ECONOMY_COMPETITION_LAW","de":"Wettbewerbsrecht","en":"Competition law"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_AUTOMOBILE","de":"Straßenverkehr","en":"Road traffic"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0018605","title":"Gesetzesvorhaben zur europäischen CSRD-Richtlinie abwarten und Energiemittelstand aus dem unmittelbaren und mittelbaren Anwendungsbereich herausnehmen","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2022/2464 hinsichtlich der Nachhaltigkeitsberichterstattung von Unternehmen in der durch die Richtlinie (EU) 2025/794 geänderten Fassung","printingNumber":"21/1857","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/018/2101857.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-richtlinie-eu-2022-2464-hinsichtlich-der/325513","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz","shortTitle":"BMJV","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmj.de/DE/Startseite/Startseite_node.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Gesetz zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2022/2464 hinsichtlich der Nachhaltigkeitsberichterstattung von Unternehmen in der durch die Richtlinie (EU) 2025/794 geänderten Fassung","publicationDate":"2025-07-10","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz","shortTitle":"BMJV","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmj.de/DE/Startseite/Startseite_node.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmjv.de/SharedDocs/Downloads/DE/Gesetzgebung/RefE/RefE_CSRD_UmsG_2025.pdf?__blob=publicationFile&v=3","draftBillProjectUrl":"https://www.bmjv.de/SharedDocs/Gesetzgebungsverfahren/DE/2025_CSRD-UmsG.html?nn=110518"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Im Hinblick auf Planungssicherheit – besonders für den Energiemittelstand – wäre es zu empfehlen, das Gesetzesvorhaben zur europäische CSRD-Richtlinie abzuwarten. Schwellenwert bei der Berichterstattung deutlich und deutschen Energiemittelstand weitestgehend aus\r\ndem unmittelbaren und mittelbaren Anwendungsbereich der CSRD-Richtlinie und des CSRD-Umsetzungsgesetzes herausnehmen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Handelsgesetzbuch","shortTitle":"HGB","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/hgb"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_ECONOMY_SERVICES","de":"Handel und Dienstleistungen","en":"Trade and services"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0018606","title":"Zielgruppenspezifische Erleichterungen bei der Änderung des Gesetzes gegen den unlauteren Wettbewerb vornehmen","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Dritten Gesetzes zur Änderung des Gesetzes gegen den unlauteren Wettbewerb","printingNumber":"21/1855","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/018/2101855.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/drittes-gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-gesetzes-gegen-den-unlauteren-wettbewerb/325533","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz","shortTitle":"BMJV","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmj.de/DE/Startseite/Startseite_node.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Drittes Gesetzes zur Änderung des Gesetzes gegen den unlauteren Wettbewerb","publicationDate":"2025-07-07","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz","shortTitle":"BMJV","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmj.de/DE/Startseite/Startseite_node.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmjv.de/SharedDocs/Downloads/DE/Gesetzgebung/RefE/RefE_Aenderung_UWG_3.pdf?__blob=publicationFile&v=2","draftBillProjectUrl":"https://www.bmjv.de/SharedDocs/Gesetzgebungsverfahren/DE/2025_Aenderung_UWG_3.html?nn=110518"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Zielgruppenspezifische Erleichterungen (z.B. Schwellenwerte) in den finalen Gesetzestext einbringen. Etablierte und nachweislich funktionierende Nachhaltigkeitssiegel insbesondere der Energiebranche in die Regulierung mit aufnehmen. Die Einführung vereinfachter Konformitätsverfahren auf Basis europäischer harmonisierter Standards, am besten mit „Konformitätsvermutung“ für KMU. Finanzielle Förderprogramme, Leitfäden und Tools, die speziell KMU bei der Nachweisführung unterstützen, sinnvoll. Differenzierte Prüfanforderungen wären sinnvoll, die für „einfachen Werbeaussagen“ auch einfachere Anforderungen regeln. Bei komplexen Produkt-Claims oder Unternehmens-Claims wären höhere Anforderungen zu stellen. Die Ausweitung von Übergangsfristen für die Umsetzung bei KMU erwägenswert.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz gegen den unlauteren Wettbewerb","shortTitle":"UWG 2004","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/uwg_2004"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"},{"code":"FOI_ECONOMY_SERVICES","de":"Handel und Dienstleistungen","en":"Trade and services"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019200","title":"Zweites Gesetz zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungs-Quote","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Referentenentwurf eines zweiten Gesetzes zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungs-Quote","publicationDate":"2025-06-19","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit","shortTitle":"BMUKN","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmuv.de/","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundesumweltministerium.de/gesetz/referentenentwurf-eines-zweiten-gesetzes-zur-weiterentwicklung-der-treibhausgasminderungs-quote","draftBillProjectUrl":"https://www.bundesumweltministerium.de/gesetz/referentenentwurf-eines-zweiten-gesetzes-zur-weiterentwicklung-der-treibhausgasminderungs-quote"}]},"description":"Fortschreibung THG-Quote bis 2040 und Multiplikatoren, ambitionierte THG-Quotenhöhen bis 2040, RFNBO-Mindestquote, Ablehnung der geplanten Absenkung der Obergrenze von Biokraftstoffen aus Nahrungs- und Futtermitteln, ambitioniertere Quoten für abfallbasierter und fortschrittliche Biokraftstoffe, Ablehnung des Ausschlusses von Erfüllungsoptionen, Mitverarbeitung biogener Öle in Raffinerien, Inkrafttreten zum 1. Januar 2026","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_TRANSPORTATION_AUTOMOBILE","de":"Straßenverkehr","en":"Road traffic"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_POLICY","de":"Verkehrspolitik","en":"Transport policy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019201","title":"Drittes Gesetz zur Änderung des Energiesteuer- und des Stromsteuergesetzes","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Referentenentwurf des Bundesministeriums der Finanzen: Entwurf eines Dritten Gesetzes zur Änderung des Energiesteuer- und des Stromsteuergesetzes","customDate":"2025-07-23","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Finanzen","shortTitle":"BMF","electionPeriod":21,"url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html"}]},"description":"Reform der Kraftstoffbesteuerung national durchführen, Steuersätze für erneuerbare Kraftstoffe auf die Mindestsätze des Kommissionsvorschlages senken, Wasserstoff bei Einsatz im Verbrennungsmotor von der Energiesteuer befreien, § 60 EnergieStG unverändert beibehalten, unmittelbare Steuerbefreiung gem. § 27 EnergieStG für erweiterten Kreis von Energieerzeugnissen vorsehen, § 43 EnergieStG auf LNG erweitern und Entnahmefiktion für LNG in § 38 Absatz 1 Satz 3 EnergieStG streichen, Vorabanzeige streichen\r\n","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Energiesteuergesetz","shortTitle":"EnergieStG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/energiestg"},{"title":"Stromsteuergesetz","shortTitle":"StromStG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromstg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"},{"code":"FOI_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"},{"code":"FOI_ECONOMY_SERVICES","de":"Handel und Dienstleistungen","en":"Trade and services"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019202","title":"Viertes Gesetz zur Änderung mautrechtlicher Vorschriften","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Referentenentwurf eines Vierten Gesetzes zur Änderung mautrechtlicher Vorschriften","customDate":"2025-08-14","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Verkehr","shortTitle":"BMV","electionPeriod":21,"url":"https://bmdv.bund.de/DE/Home/home.html"}]},"description":"Keine Streichung bei Wasserstoff-Optionen vornehmen, Teilautomatisierung der Maut per App, Befreiung nicht-fossiler Kraftstoffe vom Mautteilsatz für „Kosten infolge verkehrsbedingter CO2-Emissionen“","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Erhebung von streckenbezogenen Gebühren für die Benutzung von Bundesautobahnen und Bundesstraßen","shortTitle":"BFStrMG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bfstrmg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_AUTOMOBILE","de":"Straßenverkehr","en":"Road traffic"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil 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Innern","shortTitle":"BMI","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html"}],"migratedDraftBill":{"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"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Ablehnung der Reduzierung der Schwellenwerte; Forderung nach einer Ausgestaltung, bei der kleinere und mittlere Unternehmen (KMU) vom Anwendungsbereich ausgeschlossen bleiben","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_SERVICES","de":"Handel und Dienstleistungen","en":"Trade and services"},{"code":"FOI_IS_CYBER","de":"Cybersicherheit","en":"Cyber security"},{"code":"FOI_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"},{"code":"FOI_IS_ANTI_TERRORISM","de":"Terrorismusbekämpfung","en":"Counter terrorism"},{"code":"FOI_IS_DISASTER_CONTROL","de":"Bevölkerungsschutz und Katastrophenhilfe","en":"Civil protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020957","title":"Gesetz zur Modernisierung der nationalen Umsetzung von Ökodesign, Energieverbrauchskennzeichnung und weiterer Regelungen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Gesetzentwurf des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie zur Modernisierung der nationalen Umsetzung von Ökodesign, Energieverbrauchskennzeichnung und weiterer Regelungen","customDate":"2025-07-24","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]},"description":"Die neu verwendete Definition der „Zapfstelle“ im Energieverbrauchskennzeichnungsgesetz\r\n(EnVKG) führt zu mehr Bürokratie für Tankstellen und sollte angepasst werden.\r\nDie Änderung des 47k Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen (GWB) wird strikt abgelehnt.\r\nZu den Änderungen des Mineralöldatengesetzes:\r\no Die Ausweitung der Datenberichtspflichten für kleine und mittlere Unternehmen sollte\r\naufwandsarm erfüllbar gemacht werden.\r\no Nicht-fossile Kraft- und Brennstoffe sollten zukünftig statistisch erfassbar werden.\r\no Die Weitergabe von Daten an Dritte im Mineralöldatengesetz sollte für die\r\nUnternehmen nachvollziehbar gestaltet sein.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung zur Kennzeichnung von energieverbrauchsrelevanten Produkten mit Angaben über den Verbrauch an Energie und an anderen wichtigen Ressourcen","shortTitle":"EnVKV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/envkv"},{"title":"Gesetz über die Erhebung von Meldungen in der Mineralölwirtschaft","shortTitle":"MinÖlDatG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/min_ldatg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ECONOMY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Wirtschaft\"","en":"Other in the field of \"Economy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"},{"code":"FOI_ECONOMY_SERVICES","de":"Handel und Dienstleistungen","en":"Trade and services"},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020958","title":"Gesetz über die Verlängerung der befristeten Steuerbefreiung für reine Elektrofahrzeuge im Kraftfahrzeugsteuergesetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Entwurf eines Gesetzes über die Verlängerung der befristeten Steuerbefreiung für reine Elektrofahrzeuge im Kraftfahrzeugsteuergesetz","customDate":"2025-10-06","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Finanzen","shortTitle":"BMF","electionPeriod":21,"url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html"}]},"description":"Gemäß Erwägungsgrund 11 der Pkw-Flottenregulierung ist die EU-Kommission aufgefordert, so\r\nschnell wie möglich die rechtlichen Voraussetzungen zu erlassen, dass auch PKW mit\r\nVerbrennungsmotor, die ausschließlich mit nicht-fossilen Kraftstoffen gemäß der EU-Erneuerbare\r\nEnergien-Richtlinie (RED) genutzt werden, als Null-Gramm-CO2-Fahrzeuge zugelassen werden\r\nkönnen (Carbon Neutral Fuels - Fahrzeugkategorie). Diese Zulassungsregel wird bereits vor 2035 zur\r\nAnwendung kommen müssen. Es wäre daher im Sinne der vereinbarten Technologieoffenheit ein\r\nwichtiges Signal, wenn die geplante gesetzliche Änderung bereits die Berücksichtigung dieser\r\nFahrzeugkategorie beinhalten würde. Die Regelung könnte dann greifen, sobald die\r\nZulassungsmöglichkeit besteht. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Kraftfahrzeugsteuergesetz 2002","shortTitle":"KraftStG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kraftstg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_TRANSPORTATION_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Verkehr\"","en":"Other in the field of \"Transportation\""},{"code":"FOI_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020959","title":"Position der Bundesregierung zur EU-Verhandlungsposition für COP11 (WHO FCTC)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"EU-Verhandlungsposition für COP11 (WHO FCTC) – Auswirkungen auf den deutschen Einzelhandel berücksichtigen. Forderung, dass sich die Bundesregierung in den EU-Verhandlungen für eine Ablehnung der WHO-Vorschläge einsetzt.\r\n","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_SERVICES","de":"Handel und Dienstleistungen","en":"Trade and services"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022776","title":"Stellungnahme anlässlich der Öffentlichkeitsbeteiligung zum neuen Klimaschutzprogramm der Bundesregierung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"- Änderung der europäischen Pkw- und Lkw-Flottenregulierung, um Zulassung von Fahrzeugen mit Verbrennungsmotoren wieder zu ermöglichen\r\n- ambitionierte und anwendungsoptimierte europäische Kraftstoffregulierung\r\n- Flexibilisierung der nationalen Schutzsortenpflicht an Tank- und öffentlich zugänglichen Betriebstankstellen\r\n- ermäßigter Energiesteuersatz für erneuerbare Kraftstoffe\r\n- europäische und nationale Mautregulierung zur Schaffung von Nutzungsanreizen\r\n- nationale wie europäische Kraftstoffstrategie\r\n- Öffentlichkeitskampagne zum korrekten Reifendruck\r\n- ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022777","title":"Zweites Gesetz zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungs-Quote (THG-Quotengesetz)","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Zweiten Gesetzes zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungs-Quote","printingNumber":"21/4083","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/040/2104083.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/zweites-gesetz-zur-weiterentwicklung-der-treibhausgasminderungs-quote/329519","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit","shortTitle":"BMUKN","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmuv.de/"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"- Anpassung der THG-Gesamtquote in 2027\r\n- Anhebung der Obergrenze für anbaubiomassebasierte Biokraftstoffe\r\n- Ausgestaltung der RFNBO-Unterquote\r\n- in der Schifffahrt eingesetzte erneuerbare Kraftstoffe sollen nicht auf die THG-Quote\r\nangerechnet werden\r\n- Zugang für behördliche Kontrollen bereits für 2026 vorschreiben\r\n- Anhebung der Obergrenze für die Anrechenbarkeit abfallbasierter Biokraftstoffe\r\n- keine Erweiterung des Rohstoffpools für co-HVO auf Rohstoffe des Anhangs IX Teil B\r\n- biogenen Wasserstoff zur Nutzung/Anrechnung in Mineralölraffinerien zulassen\r\n- Doppelförderung ausschließen\r\n- Änderung der 10. BImSchV zur Flexibilisierung der Schutzsortenregelung von Kraftstoffen\r\n- zügiger Abschluss des Gesetzgebungsprozesses","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_POLICY","de":"Verkehrspolitik","en":"Transport policy"},{"code":"FOI_ECONOMY_SERVICES","de":"Handel und Dienstleistungen","en":"Trade and services"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022831","title":"Impulse zur Änderung des Gebäudeenergiegesetzes","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"- Hersteller bzw. Lieferanten von gasförmigen oder flüssigen Energieträgern, die als Inverkehrbringer nach deutschem Energiesteuerrecht tätig sind, verpflichten, einen jährlich steigenden Anteil erneuerbarer Brennstoffe auf Basis einer Erneuerbaren-Energien-Quote in den Markt zu bringen\r\n- Verpflichtung des Inverkehrbringers würde zukünftig die derzeit geltende Verpflichtung des Gebäudeeigentümers, nach einem Austausch des Heizgerätes anteilig erneuerbare Energieträger einzusetzen, ersetzen\r\n- die in den Verkehr zu bringende Gesamtmenge an erneuerbaren Komponenten sollte der Menge entsprechen, die auch durch die Verpflichtungen des derzeit geltenden GEG erreicht würde ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Einsparung von Energie und zur Nutzung erneuerbarer Energien zur Wärme- und Kälteerzeugung in Gebäuden","shortTitle":"GEG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/geg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable 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Mineralölgesellschaften zum Aufbau von Ladeinfrastruktur für Elektroautos","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/de/84/303167/Stellungnahme-Gutachten-SG2406190051.pdf","pdfPageCount":14,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"\r\n\r\n\r\n\r\nBerlin, 23.05.2024\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nzum Referentenentwurf eines Gesetzes zur Änderung des Gesetzes zum Aufbau einer gebäudeintegrierten Lade- und Leitungsinfrastruktur für die Elektromobilität (Gebäude-Elektromobilitätsinfrastruktur-Gesetz - GEIG) \r\nNur per E-Mail: ref-g23@bmdv.bund.de\r\n\r\nBundesministerium für Digitales und Verkehr\r\nInvalidenstraße 44\r\n10115 Berlin\r\n\r\n\r\n\r\nSehr geehrte Damen und Herren,\r\n\r\nfür die Möglichkeit der Abgabe einer Stellungnahme anlässlich der Verbändeanhörung zum Referentenentwurf eines Gesetzes zur Änderung des Gesetzes zum Aufbau einer gebäudeintegrierten Lade- und Leitungsinfrastruktur für die Elektromobilität (Gebäude-Elektromobilitätsinfrastruktur-Gesetz - GEIG) danken wir. \r\n\r\nDie äußerst kurze Rückmeldefrist von 2 Tagen sehen wir sehr kritisch, da in einem solchen Zeitraum kaum ausreichend Zeit bleibt, mit betroffenen Mitgliedsunternehmen die Folgen der geplanten Gesetzesänderung zu eruieren. Wir bitten daher zukünftig ausreichende Fristsetzungen bei Verbändeanhörungen zu wahren. \r\n\r\nGegenstand der Regulierung \r\n\r\nMit der Änderung des Gebäude-Elektromobilitätsinfrastruktur-Gesetzes (GEIG) soll eine gesetzliche Versorgungsauflage eingeführt werden, wonach Tankstellenbetreiber mit Preissetzungshoheit an mehr als 200 Tankstellen verpflichtet werden, bis 1.1.2028 je Standort mindestens einen Schnellladepunkt mit mindestens 150 kW Leistung pro Ladepunkt zu errichten und zu betreiben. \r\n\r\nErklärung der Betroffenheit\r\n\r\nMittelständische und markengebundene Tankstellenunternehmen stellen in Deutschland mit 14.460 Tankstellen eine flächendeckende Infrastruktur für den öffentlich zugänglichen Bezug von flüssigen und gasförmigen Kraftstoffen bereit. Tankstellen sind damit unverzichtbarer Teil der straßengebundenen Mobilitätsinfrastruktur. Die Mitglieder von UNITI betreiben insgesamt rund 6.200 Straßentankstellen, was über 40 Prozent des Straßentankstellenmarktes entspricht, und einige Unternehmen sind von der geplanten Regelung direkt betroffen.\r\n\r\nStellungnahme:\r\n\r\nWir lehnen den Entwurf in Gänze und vor allem die in Abschnitt 5a § 14 ff getroffenen Regelungen zu Schnellladepunkten an öffentlichen Tankstellen ab. Der Entwurf greift in die unternehmerische Freiheit planwirtschaftlich ein, ist völlig unverhältnismäßig und daher verfassungswidrig. Der Entwurf legt einen unrealistischen Bestand von 15 Millionen batteriebetriebenen Elektro-Pkw im Jahr 2030 zugrunde und einen daraus folgenden Stromladebedarf an öffentlichen Ladestellen wie Tankstellen. Zudem werden viel zu niedrige Anschaffungskosten und Kosten für Installation und Inbetriebnahme angesetzt. Als Bundesverband kleiner und mittelständischer Handelsunternehmen, die auch Tankstellenbetreiber sind, lehnen wir einen solchen staatlichen und planwirtschaftlichen Eingriff, der laut Medienberichten auch innerhalb der Regierungskoalitionen umstritten ist, aus den nachfolgend aufgeführten Gründen ab und fordern die Bundesregierung hiermit auf, die geplante Änderung des GEIG nicht fortzuführen.\r\n\r\n1)\tGrundlage des Entwurfs ist eine für das Jahr 2030 prognostizierte Zahl von 15 Millionen zugelassener Elektro-Pkw. Einen Bedarf von Schnellladesäulen (nachfolgend auch „SLS“) für 15 Millionen batteriebetriebene Elektro-Pkw wird es absehbar nicht geben. Selbst bei Annahme eines optimistischen Szenarios schätzen Branchenexperten den Bestand auf höchstens rund 8 Millionen Elektro-Pkw in 2030, je nach Annahmen auch deutlich weniger. Damit entfällt die wesentliche Begründung der Versorgungsauflage. Der Aufbau eines Schnellladesäulennetzes für einen solchen Bedarf macht wirtschaftlich keinen Sinn und ist unverhältnismäßig (siehe unten Punkt 1).\r\n\r\n2)\tNach dem Entwurf entstehen Tankstellenunternehmen für die Einrichtung und den Betrieb eines Schnellladepunktes Kosten für Anschaffung, Installation und Inbetriebnahme in Höhe von 53.400 EUR pro Schnellladepunkt. Die tatsächlichen Kosten für die Errichtung einer Schnelladesäule („SLS“), der stets mit zwei Ladepunkten ausgestattet ist, an bestehenden Tankstellen betragen jedoch nach uns vorliegenden Zahlen durchschnittlich 400.000 EUR pro neu zu errichtender SLS. Damit liegen die tatsächlichen Kosten für die Errichtung und den Betrieb eines Schnellladepunktes bei mehr als dem 3,5 -fachen des in der Begründung genannten Wertes (siehe unten Punkt 2).\r\n\r\n3)\tDer Entwurf verordnet aufgrund der zu erwartenden hohen Kosten erhebliche Fehlinvestitionen für alle Tankstellenbetreiber mit mehr als 200 Tankstellen, was erhebliche wirtschaftliche Folgen für diese haben wird. Die Härtefallregelung ist nicht ausreichend. Die Versorgungsauflage ist nicht nachvollziehbar, da bereits jetzt in Deutschland ein Überangebot von öffentlicher Ladeleistung für Elektro-Pkw besteht. Es fehlt mithin nicht nur der Bedarf, sondern es besteht bereits ein Überangebot an Ladeleistung in Deutschland (siehe unten Punkt 3).\r\n4)\tDie Prämisse, dass „Tankstellen in besonderem Maße geeignet“ seien, eine Ladeinfrastruktur für Elektro-Pkw aufzubauen, ist unzutreffend (siehe unten Punkt 4).\r\n\r\n5)\tDer Entwurf führt zu Wettbewerbsverzerrungen und Diskriminierungen und die Auflage steht in direkter Konkurrenz zu Ladepunkten des „Deutschland-Netzes“ (siehe unten Punkt 5).\r\n\r\n6)\tDer Entwurf ist verfassungswidrig und verstößt gegen Grundrechte der Tankstellenbetreiber (siehe unten Punkt 6).\r\n\r\n7)\tDer Entwurf konterkariert das Ziel des Aufbaus einer bedarfsgerechten Ladeinfrastruktur für Elektro Pkw. Der Entwurf ist daher in Gänze abzulehnen und das Gesetzesvorhaben einzustellen (siehe unten Punkt 7).\r\n\r\n\r\nBegründung:\r\n\r\n1.\tAnnahme eines erheblichen öffentlichen Ladebedarfes in 2030 ist anzuzweifeln\r\n\r\nNach dem Entwurf ist es das Ziel des Elektromobilitätshochlaufes, dass bis zum Jahr 2030 15 Millionen Elektro-Pkw in Deutschland zugelassen sein werden. Dieses Ziel wird von allen Branchenexperten mittlerweile als äußerst unrealistisch bewertet. Soweit ersichtlich hält auch niemand in der Branche an diesem Ziel fest. Nur rund 1,5 von 49,1 Millionen Pkw im Bestand (zum 1.1.2024) sind reine batteriebetriebene Elektroautos (BEV). Nach dem Ende der öffentlichen Förderung für Elektro-Pkw Ende vergangenen Jahres brach der Absatz in Deutschland ein. Im März betrug der Rückgang bei Neuzulassungen batteriebetriebener Autos laut dem europäischen Herstellerverband Acea 28,9 Prozent im Jahresvergleich. In einem realistischen Basis-Szenario erwartet die \"Automobilwoche\" 6,15 Millionen Elektro-Pkw bis 2030. Auch die Pkw-Branche hält das Ziel für kaum erreichbar:\r\n\r\nDie Volkswagen AG und hier allen voran die Marke Audi reduzieren ihr Angebot an Elektroautos und VW nimmt Abstand von Plänen, Anteile an seiner Batteriesparte zu verkaufen. Der Mercedes-CEO Ola Källenius hat kürzlich sein eigenes Elektro-Ziel für 2030 gestrichen. Stattdessen heißt es nun: „Das Unternehmen bereitet sich darauf vor, die unterschiedlichen Kundenwünsche erfüllen zu können, ob vollelektrischer Antrieb oder elektrifizierter Verbrennungsmotor – bei Bedarf bis in die 2030er-Jahre hinein.“\r\n\r\nDer Entwurf basiert auf der – wie oben ausgeführt – unzutreffenden Annahme, im Jahr 2030 sei eine Elektro-Pkw-Flotte von 15 Millionen batterieelektrischen Fahrzeugen auf deutschen Straßen mit Schnellladesäulen zu versorgen:\r\n\r\n„Zentral für die Versorgung dieser Fahrzeuge und die Bereitschaft der Bürgerinnen und Bürger zum Umstieg auf die Elektromobilität ist eine flächendeckende, bedarfsgerechte und nutzerfreundliche Ladeinfrastruktur.“\r\n\r\nDa mittlerweile offenkundig ist, dass die tatsächlichen Verkaufszahlen die politisch gewollte Zahl von 15 Millionen Elektro-Pkw mit Sicherheit deutlich unterschreiten werden, ist auch die vom Entwurf vorgesehene Ladeinfrastruktur nicht erforderlich. Allein deshalb ist der Eingriff in die unten aufgeführten Grundrechte unserer Mitgliedsunternehmen nicht gerechtfertigt und das Gesetz unverhältnismäßig und daher verfassungswidrig. \r\n\r\nGrundsätzlich ist unstreitig, dass die Elektrifizierung des batteriebasierten Straßenverkehrs des Aufbaus einer öffentlich zugänglichen Ladeinfrastruktur im Bereich der Normal- als auch der Schnellladesäulen bedarf. Beide Ladearten sollen in Kombination eine für den Verbraucher angemessene Flächendeckung erreichen, zuverlässig funktionieren und zudem wirtschaftlich tragfähig sein. Es gilt allerdings zu berücksichtigen, dass zukünftig die meisten Ladevorgänge nicht an Tankstellen, sondern zu Hause, beim Arbeitgeber oder während Parkvorgängen (beim Einkauf etc.) stattfinden werden (siehe dazu auch Punkt 4). Tankstellenunternehmen und -betreiber haben sich dennoch bereits ausdrücklich dazu positioniert, an Tankstellen einen Beitrag zum Aufbau der öffentlichen Ladeinfrastruktur leisten zu wollen. Unsere Mitgliedsunternehmen investieren bereits in diesen Aufbau und in den Betrieb. Allein im Jahr 2022 wurden über 200 Millionen Euro in Maßnahmen zum Aufbau von Ladesäulen an öffentlichen Tankstellen investiert (Branchenerhebung). Weitere Investitionen sind vorgesehen. Allerdings müssen sich diese Investitionen nach einer kaufmännischen Investitionsrechnung zumindest mittelfristig tragen, denn noch gilt folgendes: Eine Investition ist eine langfristige Bindung finanzieller Mittel in materiellen oder in immateriellen Vermögensgegenständen. Bei Investitionsentscheidungen steht die zielgerichtete Verwendung der durch die Finanzierung beschafften Finanzmittel im Mittelpunkt. Nach Erhebungen bei unseren Mitgliedsunternehmen erfolgen derzeit 1,3 Ladevorgänge pro Tag. Bei einem Investitionsvolumen von durchschnittlich 400.000 EUR pro SLS (!) wären mindestens 30 Ladevorgänge pro Tag erforderlich, um eine betriebswirtschaftlich gerechtfertigte Investition zu rechtfertigen. Eine solche Zahl lässt sich wenn überhaupt nur an wenigen besonderen Standorten in Ballungszentren erreichen. \r\n\r\n2.\tUnrealistische Berechnung des Erfüllungsaufwandes für Unternehmen\r\n\r\nNach dem Entwurf (Seite 12) wird von einem einmaligen Erfüllungsaufwand für die Errichtung und den Betrieb eines Schnellladepunktes von insgesamt 53.400 EUR ausgegangen. Dabei sollen auf die Anschaffung 30.400 EUR (Sachkosten) und auf die Installation und die Inbetriebnahme 23.000 EUR (Sachkosten) entfallen. Der Entwurf verkennt, dass aus technischen und betriebswirtschaftlichen Gründen eine SLS stets mit zwei Ladepunkten errichtet wird. Der Entwurf unterschätzt die tatsächlichen finanziellen Belastungen für die Tankstellenunternehmen völlig. Daraus folgt, dass der Entwurf wegen der falschen Kostenannahme nicht nur wirtschaftlich, sondern auch rechtlich als unverhältnismäßig bewertet werden muss. Nach den uns vorliegenden Zahlen und Berechnungen betragen die Kosten für die Errichtung einer SLS an bestehenden Tankstellen für Anschaffung, Installation und Inbetriebnahme mehr als das 3,5-fache des im Entwurf genannten Wertes, nämlich durchschnittlich 400.000 EUR pro SLS mit zwei Ladepunkten. Dieser Betrag setzt sich wie folgt zusammen:\r\n\r\nErfüllungsaufwand: Einrichtung und Betrieb einer Schnellladesäule; Anschaffung, Installation, Inbetriebnahme\r\nKostenart\tKosten in EUR\r\nLadesäule mit 2 Ladepunkten\r\nGesamt 300 kW Leistung (HPC)\t60.000 – 100.000\r\nMittelspannungstrafo\t120.000-200.000\r\nNetzanschluss und Baukostenzuschuss\t30.000-90.000\r\nBaukosten Tiefbau/Elektrik etc.\t50.000-90.000\r\nPlanung, Steuerung, Nebenkosten\t30.000-40.000\r\nGESAMT:\t290.000-520.000\r\nRealistisch im Mittel: ca. 400.000\r\n\r\nFür die Tankstellenunternehmen bedeutet dies einen immensen und existenzbedrohenden Investitionsaufwand. Der Entwurf geht von 8.063 neu zu errichtenden Ladepunkten aus. Wie oben ausgeführt, sind stets SLS mit zwei Ladepunkten zu errichten, so dass von Kosten in Höhe von durchschnittlich 400.000 EUR pro SLS auszugehen ist. Damit beträgt der Investitionsaufwand insgesamt 3.225.200.000 EUR! \r\nHinzu kommen die laufenden Kosten, die der Gesetzgeber ebenfalls völlig realitätsfern jährlich mit „1.000 EUR pro Ladesäule beziehungsweise Ladepunkt“ ansetzt. Die tatsächlichen Kosten belaufen sich jedoch auf ca. 16.000 EUR pro SLS. \r\nSchließlich hat der Gesetzgeber bei der Berechnung der notwendigen Investitionen Umbaukosten an der Tankstelle selbst nicht berücksichtigt. Diese können je nach Einzelfall erheblich sein. \r\n\r\n3.\tSLS-Pflicht schmälert die Investitionsmöglichkeit, sinnvolle und wirtschaftlich tragfähige Standorte auf- und weiter auszubauen\r\n\r\nDie geplante Gesetzesänderung wird den Aufbau von Ladeinfrastruktur an Standorten von Tankstellen, die dort als sinnvoll und wirtschaftlich tragfähig identifiziert wurde, deutlich erschweren. Mit der staatlich verordneten Pflicht, Investitionen an sämtlichen Standorten ohne Prüfung der Wirtschaftlichkeit tätigen zu müssen, würden Fehlinvestitionen - von sinnvollen Standorten hin zu nicht geeigneten Standorte - gelenkt werden. Das bedeutet, dass das geplante Gesetz zu einer Fehlallokation von Produktionsfaktoren und Kapital führt, damit mitursächlich für eine Schwächung der Produktivität sein und schließlich die Wirtschaftlichkeit von Tankstellenunternehmen grundsätzlich in Frage stellen wird. Mit Kosten von durchschnittlich 400.000 Euro pro Schnellladesäule bedeutet eine Pflicht zum Aufbau an jedem Standort eine – betriebswirtschaftlich gesehen – klassische Fehlinvestition, die allerdings nicht das Ergebnis von Planungsfehlern des Unternehmers ist, sondern die vom Gesetzgeber verursacht werden. Ein Tankstellenbetreiber mit 200 Tankstellen wäre also gesetzlich gezwungen, Fehlinvestitionen von ca. 80.000.000 EUR vorzunehmen. Auch die vorgesehene Regelung in § 14b Absatz 3 und die Härtefallregelung nach § 14d ändern daran nichts:\r\n\r\n•\tDie im Entwurf vorgesehene Möglichkeit eines Tankstellenbetreibers, den Schnelladepunkt in einer Entfernung (Luftlinie) von höchsten 1.000 Metern zur nächstgelegenen Grenze des Betriebsgrundstücks der jeweiligen Tankstelle errichten zu müssen, ist völlig sachfremd und geht an der Realität vorbei. Abgesehen davon, dass es in der Regel keinerlei praktische Möglichkeiten gibt, in 1.000 Metern eine Ladesäule aufzustellen, bleibt es dabei, dass auch diese Investitionen wirtschaftlich sinnlos sind.\r\n\r\n•\tDie im Entwurf vorgesehene Härtefallregelung soll greifen, wenn die Errichtung des Schnelladepunktes für das Tankstellenunternehmen „zu einer unzumutbaren Belastung führen würde“. Diese Unzumutbarkeit muss also das gesamte Unternehmen betreffen. Da unsere mittelständischen Mitgliedsunternehmen nicht nur Betreiber von Tankstellen sind, sondern auch andere Geschäftsbereiche wie z. B. den Handel mit Heizöl, Pellets, Schmierstoffen, Gas und den Stromvertrieb abdecken, führt die vorgesehene SLS-Pflicht zu existenzbedrohenden Fehlinvestitionen, die das ganze Unternehmen betreffen. \r\n\r\nWir sehen daher für die in die Pflicht genommenen Tankstellenbetreiber aufgrund der staatlich verordneten (Fehl)investition in Ladepunkte die Gefahr, dass die wirtschaftliche Existenz einiger Betriebe bedroht ist und möglicherweise Betriebsschließungen nach sich ziehen wird. Dies könnte nicht nur zum Verlust von Arbeitsplätzen führen, sondern auch negative Auswirkungen auf die flächendeckende Versorgung der Öffentlichkeit und von staatlichen Diensten mit Kraftstoffen haben. Bevor nicht eine deutlich höhere Zahl an Elektroautos zu verzeichnen ist, macht eine Verpflichtung zum Aufbau einer teuren Infrastruktur (SLS) wirtschaftlich keinen Sinn:\r\n\r\nMit Stand 1. Juli stehen den E-Mobilisten 100.838 öffentliche Ladepunkte mit insgesamt 4,5 Gigawatt (GW) installierter Ladeleistung zur Verfügung. Laut EU sind 1,3 kW installierte Ladeleistung pro batterieelektrisches Fahrzeug und 0,8 kW pro Plug-In Hybrid vorgegeben. Für die aktuell auf Deutschlands Straßen fahrenden Elektro Pkw ergibt dies einen Bedarf von 2,23 GW. Damit ist heute in Deutschland schon doppelt so viel Ladeleistung installiert wie nach europäischen Vorgaben gefordert.  Deutlich wird die komfortable Ausstattung mit öffentlichen Lademöglichkeiten in Deutschland auch bei der Belegung des Ladeangebots. Je nach Landkreis liegt die Belegung nur zwischen 3 und maximal 25 Prozent pro Tag (über 24 Stunden). Im Durchschnitt waren die öffentlichen Ladepunkte zu 11,6 Prozent der Zeit belegt. Selbst tagsüber - zwischen 9 und 20 Uhr - lag die durchschnittliche Belegung nie über 20 Prozent. Dementsprechend kommt der BDEW zu dem Ergebnis, dass es in Deutschland „ein Überangebot an Lademöglichkeiten“ gibt.  „Die Belegung bei den öffentlichen Ladesäulen zwischen 3 und 25 Prozent zeigt klar, dass mehr als genug Ladesäulen bereitstehen. In der Regel sind rund 80 Prozent der Ladepunkte trotz der erfreulich vielen Neuzulassungen frei verfügbar. Hier ist also noch viel Luft nach oben.“ \r\n\r\nDer Entwurf führt damit zu einer Überversorgung mit Ladeleistung in Deutschland. Diese von den Tankstellenunternehmen finanzierte Überversorgung verbessert auch nicht den Klimaschutz und unterstützt damit auch nicht den verfassungsrechtlichen Klimaschutzauftrag.\r\n\r\n4.\tAuflage regelt am nachfrageorientierten Ladebedarf vorbei\r\n\r\n60 bis 80 Prozent aller Ladevorgänge finden vorwiegend an Orten statt, an denen sich die Menschen ohnehin aufhalten : zu Hause, beim Arbeitgeber, im Parkhaus oder während sie einkaufen oder Freizeitaktivitäten nachgehen. Eine Pflicht, die sich auf Tankstellen konzentriert, regelt den Aufbau am eigentlichen nachfrageorientierten Bedarf vorbei. \r\n\r\nEine Verpflichtung zum Aufbau von Ladepunkten an Tankstellen wäre grundsätzlich nur dann sinnvoll, wenn Tankstellen der einzige Ort zur öffentlichen Entgegennahme von Mobilitätsenergie (Kraftstoffe, Ladestrom etc.) wären. Dies ist aber gerade nicht der Fall. Vielmehr sind Tankstellen typischerweise der Abgabeort für flüssige oder gasförmige Kraftstoffe, nicht für Ladestrom.\r\n\r\nDer Gesetzgeber hat aus Vereinfachungsgründen das Tatbestandsmerkmal der „Preissetzungshoheit“ zugrunde gelegt und damit einen völlig ungeeigneten Ansatz für das Gesetz gewählt. Mag sein, dass der Begriff der „Preissetzungshoheit“ für die Meldung an die Marktransparenzstelle im Rahmen des § 47 k GWB geeignet ist; als grundlegendes Merkmal für die Betroffenheit und den Schwellenwert von 200 Tankstellen ist der Begriff jedoch vollkommen ungeeignet. Der Gesetzgeber hat zutreffend erkannt, dass die Geschäftsmodelle bei den Tankstellen von „heterogenen Eigentums- und Betriebskonstellationen“ gekennzeichnet sind. Das bedeutet keineswegs, dass die Preissetzungshoheit gleichzeitig die Ertragslage widerspiegelt. Vielmehr ist es so, dass die Wertschöpfungstiefe bei Pachtstationen und Eigenstationen stark auseinanderfällt. Und deshalb werden Mineralölunternehmen, die zwar die Preissetzungshoheit haben, aber nicht Eigentümer der Station sind, diskriminiert gegenüber Unternehmen, die ausschließlich bei eigenen Stationen die Preishoheit ausüben. Daher sollten Partnertankstellen, die sich nicht im Eigentum der Gesellschaft befinden, keine Anrechnung finden.\r\n\r\nDer Entwurf übersieht auch die Möglichkeit eines Wechsels des Partners zu einem anderen Mineralölunternehmen. Wechselt beispielsweise der Partner sein Mineralölunternehmen, so drohen die Investitionen für das Mineralölunternehmen (= Inhaber der Preissetzungshoheit) vollständig verlorenzugehen, wenn z.B. das Mineralölunternehmen über die Preissetzungshoheit von weniger als 200 öffentlichen Tankstellen verfügt, deshalb für dieses die Pflicht nach § 14b des Entwurfs nicht besteht und das Mineralölunternehmen keine Ladeinfrastruktur betreiben will. Ein vollständiger Abbau der Ladeinfrastruktur bei einem Wechsel des Mineralölunternehmens wird aus technischen Gründen nicht möglich sein. Allenfalls die SLS kann demontiert werden, Trafo und Kabel in der Regel jedoch nicht.\r\n\r\nDie vorgesehene Versorgungsauflage lässt auch völlig außer Betracht, dass für viele Tankstellenstandorte die Umsetzung der Regelungen zu Schnellladepunkten an öffentlichen Tankstellen tatsächlich und wirtschaftlich unmöglich ist. Denn viele Tankstellenstandorte verfügen nicht über ausreichend große Flächen für den Betrieb von Ladeinfrastruktur. Zusätzlich verhindern bauliche Bedingungen die Umsetzung: Dies liegt an unterirdisch vorhandenen Rohrleitungen und Kraftstofftanks, aber auch an oberirdischen Entgasungsanlagen, die nicht überbaut werden dürfen. Tankstellengelände verfügen darüber hinaus über flüssigkeitsdichte Flächen und unterschiedliche Ex- und Wirkbereiche, die das Flächenangebot für die Installation von Ladeinfrastruktur begrenzen. Hier sind insbesondere Brandschutz, Gewässerschutz und Arbeitssicherheitsaspekte in Einklang zu bringen.\r\n\r\nAus den vorgenannten Gründen ist auch hier naheliegend, die Regelung auf ihre Rechtmäßigkeit zu prüfen.\r\n\r\n5.\tAbkehr von der Prämisse der Wirtschaftlichkeit nicht nachvollziehbar, stattdessen drohen Wettbewerbsverzerrungen und Diskriminierungen\r\n\r\nIm ersten Masterplan Ladeinfrastruktur der Bundesregierung aus dem Jahr 2019 hieß es noch: „Durch eine Versorgungsauflage soll geregelt werden, dass an allen Tankstellen in Deutschland auch Ladepunkte angeboten werden. Dabei wird insbesondere sichergestellt, dass für die individuell Betroffenen keine unzumutbaren, weil unverhältnismäßige finanziellen Belastungen entstehen und wo nötig einzelfallbezogene Übergangsregelungen sowie Ausnahme- und Befreiungsvorschriften geschaffen werden“ (Seite 5). Eine Abkehr von dieser Voraussetzung in Verbindung mit der Verpflichtung zur Errichtung von Schnellladesäulen wurde gegenüber der Tankstellenbranche nie begründet und ist nicht nachvollziehbar. Der Beschluss der \"Konzertierten Aktion Mobilität“ vom November 2020, der im Masterplan Ladeinfrastruktur II aufgegriffen wurde, wurde ohne Beteiligung der Mineralölwirtschaft gefasst. \r\n\r\nEine Vielzahl von Tankstellen der mittelständischen Tankstellenbetreiber wäre von der Versorgungsauflage betroffen. Dazu gehören auch Betreiber, die in ländlichen Gebieten Tankstellen betreiben. Hier ist im Bereich des Stromladens von einer deutlich geringeren Nachfrage als in Ballungsgebieten auszugehen. Dies bedeutet einen klaren Wettbewerbsnachteil auch gegenüber anderen Marktteilnehmern.\r\n\r\nEine staatliche Versorgungsauflage bedeutet, dass keine staatliche Förderung mehr möglich sein wird. Die an der Tankstelle anzulegenden Endkundenpreise für Ladestrom wären damit noch mehr indirekt abhängig von den Investitions- und Betriebskosten. Diese Preise würden in direkter Konkurrenz zu Preisen anderer öffentlich zugänglicher Ladepunkte stehen, die über Förderprogramme der öffentlichen Hand (z.B. durch das „Deutschland-Netz“) aufgebaut wurden. Nach der Nationalen Leitstelle Ladeinfrastruktur heißt es: \r\n\r\nMit dem Deutschlandnetz sorgt der Bund für ein flächendeckendes, bedarfsgerechtes und nutzerfreundliches Schnellladenetz in ganz Deutschland. Die mehr als 1.000 Standorte mit rund 9.000 Schnellladepunkten schließen noch verbliebene „weiße Flecken“ auf der Ladelandkarte. Das Deutschlandnetz stellt sicher, dass der nächste Schnellladepunkt überall in Deutschland in wenigen Minuten zu erreichen ist. \r\n\r\nDamit stellt der Gesetzgeber klar, dass es für den im Entwurf geregelten Sachverhalt bereits eine Regelung gibt. Die Änderung des GEIG ist damit obsolet. \r\n\r\nWir sehen zudem die Gefahr möglicher Diskriminierungen, wenn für diejenigen Unternehmen mit über 200 Tankstellen die Verpflichtung nach § 14ff des Entwurfs gilt, während ein im Nahbereich angesiedelter Wettbewerber mit weniger als 200 Tankstellen mit Hilfe staatlicher Förderungen eine SLS aufbauen kann. Die verpflichteten Unternehmen wären hier deutlich benachteiligt. \r\n\r\n\r\n\r\n\r\n6.\tVersorgungsauflage ist mit Grundgesetz unvereinbar\r\n\r\nEine Versorgungsauflage, die Betreiber von Tankstellen ab einer bestimmten Tankstellenzahl, zur Errichtung von Schnellladesäulen verpflichtet, halten wir für grundgesetzwidrig:\r\n\r\nDiese Auflage stellt einen schwerwiegenden Eingriff in den Gewerbebetrieb und damit in die Grundrechte von Tankstellenbetreibern dar. Betroffen sind die Berufsfreiheit einschließlich Gewerbefreiheit gemäß Art. 12 GG sowie das Recht am eingerichteten und ausgeübten Gewerbebetrieb gemäß Art. 14 GG. Diese genannten Grundrechte sind das Fundament der Freiheit der unternehmerischen Betätigung, in die durch das geplante Gesetz erheblich eingegriffen wird. \r\n\r\nDieser Eingriff ist auch nicht durch den verfassungsrechtlichen Klimaschutzauftrag des Art. 20a GG gerechtfertigt. Der Klimaschutzauftrag rechtfertigt keine ungeeigneten und unverhältnismäßigen Eingriffe in die Grundrechte nach Art. 3, 12, oder 14 GG. Auch der Schwellenwert ist willkürlich gewählt und sachlich nicht begründet. Das unternehmerische Prinzip, Investitionen auf Grundlage wirtschaftlicher Erwägungen treffen zu können, wird mit dem geplanten Gesetz konterkariert.\r\n\r\nZudem gibt es keine Bestandsgarantie der geplanten Regulierung. Dem Gesetzgeber bleibt es unbenommen, willkürlich in Zukunft den Schwellenwert (Preissetzungshoheit für 200 Tankstellen) herabzusetzen. \r\n\r\nEine weitere indirekte Förderung der Elektromobilität in Form eines Zwanges zur Errichtung und Betrieb von Schnellladepunkten, die jeder Tankstellenkunde mitbezahlen müsste, halten wir mithin für ungeeignet und unverhältnismäßig.\r\n\r\nZudem bedeutet die unter 5. aufgezeigte Diskriminierung einen verfassungswidrigen Grundrechtseingriff in Art. 3 GG unserer Mitgliedsunternehmen. Denn der Schwellenwert von 200 Tankstellen ist willkürlich gewählt und es sind im Entwurf keinerlei sachliche Gründe für diesen Schwellenwert zu finden. Dies führt – wie unter 5. aufgezeigt – zu einer Diskriminierung und damit zu einem Verstoß gegen Art. 3 GG. Wesentlich Gleiches muss gleichbehandelt werden, wesentlich Ungleiches ungleich – so gebietet es Art. 3 Abs.1 GG.\r\n\r\nDer Gesetzentwurf verstößt daher gegen Art. 3 GG, Art. 12 GG und Art. 14 GG und ist damit offenkundig verfassungswidrig. Aus rechtlicher Sicht werden wir – sofern das Gesetz verabschiedet werden sollte – unseren Mitgliedsunternehmen empfehlen, das Gesetz auf Rechtmäßigkeit zu prüfen bzw. überprüfen zu lassen. \r\n\r\n7.\tFazit\r\n\r\nDie Tankstellenbranche hat bislang bedarfsgerecht und schnell Ladepunkte dort errichtet und betrieben, wo ein entsprechender Bedarf besteht. Die für Elektro-Pkw notwendige öffentliche Ladeinfrastruktur war und ist zu jederzeit gegeben. Die notwendige Ladeinfrastruktur wird auch weiterhin von der Tankstellenbranche dort errichtet, wo es wirtschaftlich sinnvoll ist. Die bedarfsgerechte Errichtung von Ladeinfrastruktur an Standorten, die wirtschaftlich solche Investitionen rechtfertigen, könnte beschleunigt werden, wenn bürokratische Hindernisse wie beispielsweise überlange Bearbeitungszeiten bei Antragstellungen, ungerechtfertigte behördliche Auflagen oder lange Bearbeitungszeiten von Netzanschlussbegehren der Tankstellenunternehmen und -betreibern beseitigt werden würden. Wie uns unsere Mitgliedsunternehmen berichten, vergehen regelmäßig von der Beantragung eines Netzanschlusses bis zur Vorlage eines Angebots durch den Netzbetreiber bereits drei bis vier Monate. Von der Angebotsannahme zur baulichen Umsetzung vergehen erneut mehrere Monate. Bis zur Inbetriebnahme einer Ladestation ist von einem Zeitraum von 12 bis 18 Monaten auszugehen. Mitursächlich hierfür sind maßgeblich lange Bearbeitungszeiten für Netzanschlussanträge bei den zuständigen Netzbetreibern.\r\n\r\nFür eine bedarfsgerechte Errichtung einer Ladeinfrastruktur bedarf es also keiner gesetzlichen Regelungen zu Schnellladepunkten an öffentlichen Tankstellen, sondern es bedarf einer Verbesserung der allgemeinen Rahmenbedingungen.\r\n\r\nDer Entwurf des Gesetzes zur Änderung des Gebäude-Elektroinfrastruktur-Gesetzes ist mithin aus wirtschaftlichen und rechtlichen Gründen abzulehnen. Auch Teile der Regierungsfraktionen sehen keine Notwendigkeit einer Ladensäulenpflicht, wie aus Medienberichten am 22. Mai 2024 zu entnehmen war. \r\n\r\nFür Fragen stehen wir sehr gerne zur Verfügung.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitales und Verkehr (BMDV) (20. 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August 2024 (BR-Drs. 394/24)\r\nErstattet im Auftrag der\r\nUNITI Bundesverband EnergieMittelstand e.V.\r\nDurch die Rechtsanwälte\r\nDr. Marc Ruttloff\r\nProf. Dr. Michael Uechtritz\r\nDr. Thomas Fritsche\r\nDr. Daniel Couzinet\r\n6. September 2024\r\nGleiss Lutz Hootz Hirsch PartmbB Rechtsanwälte, Steuerberater\r\nSitz Stuttgart, AG Stuttgart PR 136\r\nLautenschlagerstraße 21\r\n70173 Stuttgart\r\nAnsprechpartner: Dr. Marc Ruttloff\r\nT +49 711 8997-340\r\nE marc.ruttloff@gleisslutz.com\r\n74061929-1 2/32\r\nINHALTSVERZEICHNIS\r\nA. ZUSAMMENFASSUNG .............................................................................................................4\r\nB. GEGENSTAND UND HINTERGRUND DES KURZGUTACHTENS .................................8\r\nI. Zielsetzung des Gesetzesentwurfs...............................................................................................8\r\nII. Wesentlicher Inhalt des Gesetzesentwurfs ................................................................................9\r\nIII. Zusammenhang mit dem Schnellladegesetz (SchnellLG) vom 25. Juni 2021.......................11\r\nC. RECHTLICHE WÜRDIGUNG ...............................................................................................13\r\nI. Verletzung von Art. 12 Abs. 1 GG (Berufsfreiheit) ................................................................13\r\n1. Eingriff in den Schutzbereich ............................................................................................13\r\n2. Eingriff in Berufsfreiheit wegen Unverhältnismäßigkeit der geplanten Regelung\r\nnicht gerechtfertigt.............................................................................................................14\r\n2.1 Legitimes Ziel..........................................................................................................15\r\n2.2 Eignung der Versorgungsauflage ............................................................................15\r\n2.3 Fehlende Erforderlichkeit........................................................................................17\r\n2.4 Jedenfalls fehlende Angemessenheit.......................................................................19\r\n2.4.1 Erhebliche wirtschaftliche Belastung für einen unabsehbar langen\r\nZeitraum........................................................................................................19\r\n2.4.2 Tankstellenunternehmen haben vollkommen neues Tätigkeitsfeld\r\neinzuführen....................................................................................................21\r\n2.4.3 Ergebnis ........................................................................................................22\r\n2.5 Wirtschaftliche Belastung bleibt trotz Flexibilitätsregeln des § 14a Abs. 3\r\nGEIG-E bestehen.....................................................................................................22\r\n2.6 Keine Angemessenheit durch Härtefallregelung des § 14c GEIG-E ......................23\r\nII. Verletzung von Art. 14 Abs. 1 GG (Eigentumsfreiheit) .........................................................23\r\n1. Eingriff in den Schutzbereich ............................................................................................23\r\n1.1 Nutzungsrecht hinsichtlich der Tankstellenbetriebsgelände ...................................24\r\n1.1.1 Bezüglich Tankstellenunternehmen ..............................................................24\r\n1.1.2 Bezüglich der von den Tankstellenunternehmen verschiedenen\r\nGrundstückseigentümern...............................................................................25\r\n1.2 Recht am eingerichteten und ausgeübten Gewerbebetrieb......................................25\r\n2. Keine Rechtfertigung der geplanten Regelung..................................................................26\r\n74061929-1 3/32\r\n2.1 Unverhältnismäßigkeit der Nutzungsbeschränkung................................................27\r\n2.1.1 Unverhältnismäßigkeit gegenüber denjenigen\r\nTankstellenunternehmen, die zugleich Grundstückseigentümer sind ...........27\r\n2.1.2 Unverhältnismäßigkeit gegenüber den von den\r\nTankstellenunternehmen verschiedenen Grundstückseigentümern ..............27\r\n2.2 Unverhältnismäßiger Eingriff in den Gewerbebetrieb ............................................28\r\nIII. Verletzung von Art. 3 Abs. 1 GG (Gleichheitssatz) ................................................................29\r\n1. Ungerechtfertigte Ungleichbehandlung zu Tankstellenunternehmen, die an weniger\r\nals 200 öffentlichen Tankstellen über die Preissetzungshoheit verfügen ..........................29\r\n1.1 Ungleichbehandlung zu Tankstellenunternehmen, die an weniger als 200\r\nöffentlichen Tankstellen über die Preissetzungshoheit verfügen ............................29\r\n1.2 Keine Rechtfertigung der Ungleichbehandlung ......................................................29\r\n2. Ungerechtfertigte Ungleichbehandlung zu geförderten Betreibern von\r\nSchnelladesäulen im Rahmen des sog. Deutschlandnetzes nach dem SchnellLG.............31\r\n2.1 Ungleichbehandlung zu geförderten Betreibern von Schnellladesäulen im\r\nRahmen des Deutschlandnetzes ..............................................................................31\r\n2.2 Keine Rechtfertigung der Ungleichbehandlung ......................................................32\r\n74061929-1 4/32\r\nA. ZUSAMMENFASSUNG\r\nDie nach dem Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Gebäude-ElektromobilitätsinfrastrukturGesetzes1\r\n(Gesetzentwurf der Bundesregierung vom 16. August 2024; im Folgenden auch\r\n„GEIG-E“)\r\n2\r\nin § 14a vorgesehene Verpflichtung von Tankstellenunternehmen, die an mindestens 200 öffentlichen Tankstellen über die Preissetzungshoheit verfügen, auf dem jeweiligen Betriebsgelände einen Schnellladepunkt für Elektrofahrzeuge zu errichten und zu betreiben (im Folgenden auch „Versorgungsauflage“), ist verfassungswidrig.\r\n1. Erklärt der Staat die Versorgung mit bestimmten Gütern zu einer öffentlichen Aufgabe, steht es\r\nihm grundsätzlich frei, sich zur Erfüllung dieser Aufgabe privater Unternehmen zu bedienen. Die\r\nIndienstnahme Privater zur Erfüllung öffentlicher Aufgaben ist für sich genommen grundsätzlich\r\nzulässig, solange die Indienstnahme verfassungskonform ausgestaltet ist.\r\nHieran fehlt es jedoch im Fall der im GEIG-E geregelten Versorgungsauflage, da deren konkrete\r\nAusgestaltung die betroffenen Unternehmen in ihren Grundrechten aus Art. 12 Abs. 1 GG (Berufsfreiheit), Art. 14 Abs. 1 GG (Eigentumsfreiheit) und Art. 3 Abs. 1 GG (allgemeiner\r\nGleichheitssatz) verletzt.\r\n2. Die Regelung, dass die vom Gesetzesentwurf erfassten Tankstellenunternehmen ohne finanziellen Ausgleich für die damit verbundenen Aufwendungen für einen ggf. vorhersehbar unrentablen\r\nSchnelladepunkt zu sorgen haben, greift in die Berufsfreiheit der betroffenen Tankstellenunternehmen gemäß Art. 12 Abs. 1 GG in Form einer Berufsausübungsregelung ein.\r\n2.1 Dieser Eingriff ist nicht gerechtfertigt, denn die im GEIG-E vorgesehene Versorgungsauflage\r\ngenügt nicht den Anforderungen des Verhältnismäßigkeitsgrundsatzes. Der Ausbau des Schnellladenetzes stellt im Hinblick auf den (auch verfassungsrechtlich vorgegebenen) Klimaschutz zwar\r\nein legitimes Ziel dar. Es bestehen erhebliche Zweifel an der Eignung der vorgesehenen Maßnahme. Jedenfalls fehlt es aber an der Erforderlichkeit sowie an der Angemessenheit des Eingriffs.\r\n2.2 Zweifel an der Eignung bestehen im Hinblick auf den in § 14a Abs. 1 S. 1 GEIG-E geregelten\r\nSchwellenwert, wonach nur solche Tankstellenunternehmen zur Errichtung und zum Betrieb von\r\nSchnellladepunkten verpflichtet sind, die an mindestens 200 öffentlichen Tankstellen über die\r\nPreissetzungshoheit verfügen. Dieses an wirtschaftlichen Erwägungen orientierte Kriterium ist\r\nnicht geeignet, einen flächendeckenden und bedarfsgerechten Ausbau der Ladeinfrastruktur zu\r\ngewährleisten. Vielmehr führt die Versorgungauflage mit Blick auf die ebenfalls im Aufbau befindliche Ladeinfrastruktur nach dem SchnellLG zu in nicht unerheblichen Teilen ineffizienten\r\nund überflüssigen Konkurrenzstrukturen.\r\n1 Gebäude-Elektromobilitätsinfrastruktur-Gesetz (GEIG) vom 18.03.2021 (BGBl. I S. 354).\r\n2 Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Gebäude-Elektromobilitätsinfrastruktur-Gesetzes, Gesetzentwurf der Bundesregierung vom 16.08.2024, BR-Drs. 394/24; abrufbar unter: dserver.bundestag.de/brd/2024/0394-24.pdf (zuletzt abgerufen am 05.09.2024).\r\n74061929-1 5/32\r\n2.3 Die Versorgungsauflage ist nicht erforderlich.\r\n2.3.1 Der Ausbau der Ladeinfrastruktur nach den Grundsätzen des SchnellLG und der dort gewährten finanziellen Förderung wäre gegenüber der Inpflichtnahme der Tankstellenunternehmer\r\nnach dem GEIG-E ein milderes und effektiveres Mittel. Mit der nach dem SchnellLG gewährten\r\nfinanziellen Förderung erkennt der Gesetzgeber an, dass ein wirtschaftlicher Betrieb von\r\nSchnellladesäulen bei der derzeit bestehenden (durchschnittlichen) Auslastung nicht möglich ist. Nach Branchenerfahrungen der betroffenen Mitgliedsunternehmen des Verbandes unter\r\nZugrundelegung von durchschnittlichen Investitionskosten bedürfte es hierfür mindestens\r\n30 Aufladungen pro Tag; tatsächlich kommt es derzeit jedoch nur zu durchschnittlich 1,5 Ladevorgängen pro Tag deutschlandweit. Da diese Grundsätze für den wirtschaftlichen Betrieb von\r\nSchnellladesäulen auch für die Versorgungauflage gelten, sind Gründe dafür, weshalb eine finanzielle Förderung nicht auch für die unter den GEIG-E fallende Ladeinfrastruktur gelten sollen,\r\nnicht ersichtlich.\r\n2.3.2 Des Weiteren geht der Gesetzesentwurf von unzutreffenden Annahmen hinsichtlich des zukünftigen Bedarfs an Schnellladesäulen aus. Die im GEIG-E zugrunde gelegte Annahme, dass bis\r\nzum Jahr 2030 15 Millionen Elektro-Pkw in Deutschland zugelassen sein werden, ist nach\r\nallgemeiner Einschätzung völlig unrealistisch. Ein wirtschaftlicher Betrieb der Ladeinfrastruktur wird deshalb auch in absehbarer Zeit nicht möglich sein.\r\n2.4 Die Versorgungauflage ist schließlich auch nicht angemessen und somit unverhältnismäßig im\r\nengeren Sinne:\r\n2.4.1 Wie bereits ausgeführt, können Schnellladesäulen auf Grundlage der derzeitigen durchschnittlichen Auslastung nicht wirtschaftlich betrieben werden. Da sich hieran bei einer realistischen Bedarfsprognose auch auf absehbare Zeit nichts ändern wird, werden die betroffenen Unternehmen\r\nmit der Versorgungsauflage gezwungen, auf unabsehbare Zeit eine unwirtschaftliche Tätigkeit auszuführen und hieraus resultierende Belastungen und Verluste hinzunehmen.\r\n2.4.2 Hinzu kommt, dass in der Gesetzesbegründung völlig unrealistische Kosten für die Errichtung\r\neiner Schnellladesäule zugrunde gelegt werden. Die Annahme des Gesetzgebers, die Kosten\r\nfür die Errichtung und den Betrieb eines Schnellladepunktes würden nur EUR 53.400 betragen,\r\nist mit der Realität nicht in Einklang zu bringen. Die tatsächlichen Kosten pro Schnellladesäule\r\nmit zwei Ladepunkten mit durchschnittlich EUR 400.000 um ein Vielfaches höher zu veranschlagen und können im Einzelfall sogar die zehnfache Höhe der in der Gesetzesbegründung genannten Summe erreichen.\r\n2.4.3 Schließlich spricht gegen die Angemessenheit der Versorgungsauflage, dass sich die geplante\r\nIndienstnahme der Tankstellenunternehmen maßgeblich von anderen Indienstnahmen Privater,\r\nderen Verfassungsmäßigkeit höchstrichterlich bestätigt wurde, unterscheidet. So handelt es sich\r\nbeim Aufbau und den Betrieb der Ladesäulen um ein vollkommen neues Tätigkeitsfeld, für das\r\ndie betroffenen Unternehmen die erforderlichen Voraussetzungen erst noch schaffen müssen.\r\n74061929-1 6/32\r\nAuch die in § 14c GEIG-E geplante Härtefallregelung sowie die Flexibilitätsregeln des § 14a\r\nAbs. 3 GEIG-E führen diesbezüglich zu keiner anderen Beurteilung.\r\n3. Die Versorgungsauflage begründet des Weiteren einen nicht gerechtfertigten Eingriff in die\r\nEigentumsfreiheit nach Art. 14 Abs. 1 GG.\r\n3.1 Dies betrifft zum einen Tankstellenunternehmen selbst, die in ihrem Nutzungsrecht hinsichtlich\r\ndes Tankstellenbetriebsgeländes eingeschränkt werden. Da Art. 14 Abs. 1 GG auch schuldrechtlich vermittelte Nutzungsbefugnisse schützt, gilt dies unabhängig davon, ob die Unternehmen\r\nEigentümer des Betriebsgeländes sind oder dieses nur gepachtet haben.\r\n3.1.1 Des Weiteren liegt ein Eingriff in das Recht der Tankstellenunternehmen am eingerichteten\r\nund ausgeübten Gewerbebetrieb vor. Dieses Recht ist im vorliegenden Fall auch parallel zur\r\nBerufsfreiheit gemäß Art. 12 Abs. 1 GG anwendbar. Denn § 14a Abs. 1 S. 1 GEIG-E verpflichtet\r\ndie Tankstellenunternehmer nicht nur zum Betrieb von Schnellladepunkten, sondern auch zu deren Errichtung auf dem Betriebsgelände, was über den Eingriff in die Berufsfreiheit hinausgeht.\r\n3.1.2 Unabhängig von diesem gegenüber den Tankstellenunternehmen bestehenden Grundrechtseingriff liegt auch ein Eingriff in das Eigentumsrecht der von den Tankstellenunternehmen verschiedenen Grundstückseigentümer vor. Diese müssen nach § 14b Abs. 1 S. 1 GEIG-E eine\r\ngesetzesunmittelbare Vertrags- bzw. Rechtsänderung dulden und sind nach § 14b Abs. 2 GEIGE zur Mitwirkung an der Erfüllung der Versorgungsauflage verpflichtet.\r\n3.2 Diese Eingriffe sind nicht gerechtfertigt. Es handelt sich vielmehr um verfassungswidrige Inhalts- und Schrankenbestimmungen i.S.v. Art. 14 Abs. 1 S. 1 GG:\r\n3.2.1 Bezüglich derjenigen Tankstellenunternehmen, die zugleich Grundstückseigentümer sind, bestehen durchgreifende Zweifel an der Angemessenheit der Nutzungsbeschränkung der Grundstücke.\r\nEs ist nicht ersichtlich, wieso ausgerechnet privaten Tankstellenunternehmen eine dauerhafte\r\nNutzungsbeschränkung ihrer Grundstücke zugemutet werden sollte, da Schnellladepunkte auch\r\naußerhalb von öffentlichen Tankstellen betrieben werden können (und betrieben werden).\r\n3.2.2 Bei den von den Tankstellenunternehmen verschiedenen Grundstückseigentümer kommt hinzu,\r\ndass die in § 14b Abs. 1 S. 1 GEIG-E vorgesehene gesetzesunmittelbare Vertrags- bzw. Rechtsänderung insoweit unverhältnismäßig ist, als diese nicht erforderlich ist, weil mit einem gesetzlichen Recht auf Vertragsanpassung, wie es in vergleichbarem Zusammenhang bspw. in § 554\r\nAbs. 1 S. 1 BGB vorgesehen ist, ein milderes Mittel zur Verfügung steht.\r\n3.2.3 Schließlich ist auch der Eingriff in das Recht der Tankstellenunternehmen am eingerichteten und\r\nausgeübten Gewerbebetrieb unverhältnismäßig und verfassungswidrig. Diese werden mit einer\r\nunternehmensfremden Tätigkeit belastet, die mit erheblichen und im Ergebnis unverhältnismäßigen wirtschaftlichen Belastungen einhergeht. Insoweit gelten im Wesentlichen dieselben Erwägungen wie bei der Berufsfreiheit gemäß Art. 12 Abs. 1 GG.\r\n74061929-1 7/32\r\n4. Der Gesetzesentwurf verstößt zudem gegen den allgemeinen Gleichheitssatz des Art. 3 Abs. 1\r\nGG, indem die von der Versorgungauflage betroffenen Tankstellenunternehmen in mehrfacher\r\nHinsicht in nicht gerechtfertigter Weise ungleich behandelt werden.\r\n4.1 Ungerechtfertigte und damit verfassungsrechtlich nicht hinzunehmende Ungleichbehandlungen\r\nder regelungsbetroffenen Tankstellenunternehmen ergeben sich im Verhältnis zu (i) denjenigen\r\nTankstellenunternehmen, die an weniger als 200 öffentlichen Tankstellen über die Preissetzungshoheit verfügen und deshalb nicht unter die Versorgungsauflage fallen, sowie (ii) den Betreibern von Schnelladesäulen im Rahmen des Deutschlandnetzes (Schnellladegesetz vom\r\n25. Juni 2021), die für den Ausbau der Schnellladesäulen eine finanzielle Förderung erhalten.\r\n4.2 Diese Ungleichbehandlungen sind nicht gerechtfertigt und somit verfassungswidrig.\r\n4.2.1 Gegenüber den nicht unter die Versorgungsauflage fallenden Tankstellenunternehmen folgt dies\r\ndaraus, dass der Schwellenwert von mindestens 200 Tankstellen nicht geeignet ist, die ausschließliche Heranziehung der oberhalb des Schwellenwerts gelegenen Vergleichsgruppe zu begründen.\r\nDer Gesetzgeber bleibt jegliche Begründung schuldig, weshalb der mit der Versorgungsauflage\r\nverbundene Grundrechtseingriff für Unternehmen bis zu einer Mindestanzahl von 200 Tankstellen, an denen diese die Preissetzungshoheit haben, generell unzumutbar, für Unternehmen oberhalb des Schwellenwertes jedoch generell zumutbar und somit gerechtfertigt sein soll. Angesichts\r\ndes begrenzten Kreises von 11 Unternehmen, die voraussichtlich unter die Versorgungsauflage\r\nfallen werden, kann sich der Gesetzgeber auch nicht auf eine Typisierungsbefugnis berufen, sondern hätte die voraussichtlichen Auswirkungen auf die betroffenen Unternehmen näher ermitteln\r\nmüssen. Dass dies geschehen ist, wird aus der Gesetzesbegründung nicht ersichtlich.\r\n4.2.2 Im Hinblick auf die nach dem SchnellLG geförderten Betreiber von Schnellladesäulen sind keine\r\nsachlichen Gründe ersichtlich, weshalb der einen Gruppe aufgrund der Unmöglichkeit, die\r\nSchnellladesäulen wirtschaftlich zu errichten und betreiben, ein finanzieller Ausgleich gewährt\r\nwird, von den unter die Versorgungsauflage fallenden Tankstellenunternehmen jedoch genau dies\r\nund ohne Möglichkeit einer finanziellen Kompensation verlangt wird.\r\n74061929-1 8/32\r\nB. GEGENSTAND UND HINTERGRUND DES KURZGUTACHTENS\r\nGegenstand dieses Kurzgutachtens ist die verfassungsrechtliche Bewertung des Entwurfs eines\r\nGesetzes zur Änderung des Gebäude-Elektromobilitätsinfrastruktur-Gesetzes3\r\n(Gesetzentwurf\r\nder Bundesregierung vom 16. August 2024; im Folgenden auch „GEIG-E“)4\r\n.\r\nDer GEIG-E sieht eine Änderung und Ergänzung des bestehenden Gebäude-Elektromobilitätsinfrastruktur-Gesetzes (GEIG) vor. Während das GEIG bislang ausschließlich Regelungen zum\r\nAusbau der Leitungs- und Ladeinfrastruktur beim Neubau von Wohn- und Nichtwohngebäuden\r\nenthält, zielt der GEIG-E auf eine Erweiterung des Anwendungsbereichs auf den Ausbau einer\r\nSchnellladeinfrastruktur an öffentlichen Tankstellen und damit auf eine Fortentwicklung des\r\nGEIG zu einem „Elektromobilitätsinfrastruktur-Gesetz – EIG“\r\n5\r\nab.\r\nI. Zielsetzung des Gesetzesentwurfs\r\nDer Gesetzesentwurf verfolgt nach der Begründung des GEIG-E folgende Zielsetzung:\r\n„Die mit der vorliegenden Gesetzesänderung vorgesehene Verpflichtung ist ergänzend zu den Ausschreibungen für ein bundesweites Netz an Schnellladestandorten\r\n(Deutschlandnetz) nach dem Schnellladegesetz vom 25. Juni 2021 (BGBl. I S. 2141),\r\ndas durch Artikel 12 des Gesetzes vom 22. Dezember 2023 (BGBl. 2023 I Nr. 409)\r\ngeändert worden ist, notwendig. Die Ausschreibungen zielen darauf ab, in einer\r\nfrühen Phase der Elektromobilität möglichst zeitnah eine Basisversorgung mit\r\nSchnellladeinfrastruktur aufzubauen. Sie sind auf die Deckung des Bedarfs zur\r\nMitte dieses Jahrzehnts ausgerichtet. Mit zunehmender Etablierung der Elektromobilität und im Hinblick auf das Ziel von 15 Millionen Elektro-Pkw im Jahr 2030 wird\r\neine erhebliche zusätzliche Nachfrage nach Lademöglichkeiten entstehen. Um\r\ndiesen Bedarf sicher zu decken, sollen auch ordnungspolitische Maßnahmen ergriffen werden.\r\nZiel der Gesetzesänderung ist daher die Ausstattung eines bedeutenden Anteils öffentlicher Tankstellen mit Schnellladeinfrastruktur ab dem Jahr 2028, um auch\r\nüber das Jahr 2025 hinaus (Planungshorizont Deutschlandnetz) einen Beitrag\r\nzum bedarfs- und flächendeckenden Ausbau der Ladeinfrastruktur zu leisten und\r\ndas Vertrauen in die Elektromobilität zu steigern.“6\r\n(Hervorhebungen nur hier)\r\n3 S. oben Fn. 1.\r\n4 S. oben Fn. 2.\r\n5 GEIG-E (oben Fn. 2), S. 4 (Art. 1 Ziff. 1 des Gesetzentwurfs).\r\n6 GEIG-E (oben Fn. 2), S. 1 f.\r\n74061929-1 9/32\r\nII. Wesentlicher Inhalt des Gesetzesentwurfs\r\n1. Der Ausbau der Schnellladeinfrastruktur soll über eine in § 14a GEIG-E vorgesehene Versorgungsauflage erreicht werden. § 14a Abs. 1 S. 1 lautet:\r\n„(1) Jedes Tankstellenunternehmen, das an mindestens 200 öffentlichen Tankstellen\r\nüber die Preissetzungshoheit verfügt, hat dafür zu sorgen, dass ab dem 1. Januar\r\n2028 auf dem Betriebsgelände jeder öffentlichen Tankstelle, an der es über die Preissetzungshoheit verfügt, nach Maßgabe des Absatzes 2 jeweils mindestens ein\r\nSchnellladepunkt betrieben wird. […]“\r\n§ 14a Abs. 2 GEIG-E wiederum konkretisiert die Anforderungen an den zu errichtenden bzw. zu\r\nbetreibenden Schnellladepunkt. Dies sind nach Abs. 2 S. 1 v.a.:\r\n„(2) Der Schnellladepunkt nach Absatz 1 Satz 1 muss\r\n1. öffentlich zugänglich sein und\r\n2. durchgehend eine Ladeleistung von mindestens 150 Kilowatt zur Verfügung stellen. […]“\r\n§ 14a Abs. 2 S. 2 sieht darüber hinaus die Möglichkeit vor, einen Pufferspeicher einzusetzen, um\r\ndie zu erreichende Ladeleistung von 150 Kilowatt zu gewährleisten.\r\n2. Eine erste Einschränkung bzw. Flexibilisierung erfährt die Pflicht des § 14a Abs. 1 S. 1 in § 14a\r\nAbs. 3 GEIG-E:\r\n„(3) Ein Tankstellenunternehmen kann die Verpflichtung nach Absatz 1 Satz 1 für\r\neine Tankstelle, an der es über die Preissetzungshoheit verfügt, auch dadurch erfüllen, dass es\r\n1. den Schnellladepunkt in einer Entfernung von höchstens 1.000 Metern in Luftlinie\r\nzur nächstgelegenen Grenze des Betriebsgeländes der jeweiligen Tankstelle selbst\r\nbetreibt oder\r\n2. sicherstellt, dass an einer anderen öffentlichen Tankstelle, an der es über die\r\nPreissetzungshoheit verfügt, über die Mindestvorhabe nach Absatz 1 Satz 1 hinaus\r\nein zusätzlicher Schnellladepunkt betrieben wird. […]“\r\nNach Abs. 3 S. 2 und 3 GEIG-E darf ein Tankstellenunternehmen von dieser Ausnahmeregelung\r\nallerdings bei maximal 50 % der von ihm betriebenen öffentlichen Tankstellen Gebrauch machen,\r\naußer der Betrieb eines Schnellladepunktes ist ihm aus tatsächlichen oder rechtlichen Gründen an\r\nmehr als 50% der von ihm betriebenen öffentlichen Tankstellen nicht möglich.\r\n3. Des Weiteren enthält § 14c S. 1 GEIG-E eine subsidiäre Härtefallregelung:\r\n„Weist ein Tankstellenunternehmen nach, dass die Verpflichtung nach § 14a Absatz 1 Satz 1 trotz Ausschöpfung der Möglichkeiten nach § 14a Absatz 2 Satz 2 und\r\n§ 14a Absatz 3 zu einer unzumutbaren Belastung führen würden, so ist es auf Antrag\r\n74061929-1 10/32\r\nvon der zuständigen Behörde in dem notwendigen Umfang von der Verpflichtung zu\r\nbefreien. […]“\r\nZur Durchsetzung der Pflicht des § 14a Abs. 1 nimmt der Gesetzesentwurf neben den Tankstellenunternehmen mittelbar auch die Eigentümer von Grundstücken, auf denen sich Tankstellen\r\nbefinden, in die Pflicht. Zwar sind diese nicht selbst verpflichtet, eine Schnellladeinfrastruktur zu\r\nbetreiben. § 14b GEIG-E gestaltet aber bestehende Verträge zwischen Grundstückseigentümern\r\nund Tankstellenunternehmen in der Weise aus, dass die (vertragliche) Überlassung des Tankstellengrundstücks grundsätzlich das Recht des Tankstellenunternehmens zum Betrieb eines Schnellladepunktes umfasst.\r\n4. Der Gesetzgeber geht ausweislich der Gesetzesbegründung u.a. davon aus, dass\r\n– „mit zunehmender Etablierung der Elektromobilität und im Hinblick auf das Ziel von\r\n15 Millionen Elektro-Pkw im Jahr 2030 […] eine erhebliche zusätzliche Nachfrage nach\r\nLademöglichkeiten entstehen [wird].“\r\n7\r\n– Die Gesetzesänderung solle „zeitnah eine Basisversorgung mit Schnellladeinfrastruktur“\r\n8\r\naufbauen.\r\n– Hinsichtlich der für die betroffenen Tankstellenunternehmen entstehenden Kosten würden\r\n„Anschaffungskosten von 30.400 Euro pro Fall veranschlagt“ werden. „Für die Installation und Inbetriebnahme des Ladepunktes werden weitere 23.000 Euro angenommen.“9\r\nDiese Annahmen sind unzutreffend und beruhen auf unzutreffenden Prämissen:\r\n4.1 Dies gilt zunächst im Hinblick auf das Ziel von Ziel von 15 Millionen Elektro-Pkw im Jahr 2030.\r\nDieses Ziel ist völlig unrealistisch. Tatsächlich ist im Jahr 2030 – wie sich aus einer aktuellen\r\nStudie der Agora Verkehrswende und Boston Consulting Group ergibt10 – auf Grundlage der aktuellen Zulassungszahlen nicht mit 15 Millionen, sondern allenfalls mit knapp 9 Millionen\r\nElektro-Pkw zu rechnen. Gleichzeitig ist – bezogen auf die europäischen Zielwerte – in Deutschland bereits heute doppelt so viel Ladeleistung installiert, wie gefordert – und dies bei einer kon7 GEIG-E (oben Fn. 2), S. 9 f.\r\n8 GEIG-E (oben Fn. 2), S. 9.\r\n9 GEIG-E (oben Fn. 2), S. 14.\r\n10 Agora Verkehrswende/Boston Consulting Group, „Letzte Chance für 15 Millionen E-Autos bis 2030 – Wie\r\neine schnelle Transformation zur Elektromobilität in Deutschland noch gelingen kann und warum die Einbindung chinesischer Automobilhersteller dabei eine wichtige Rolle spielt“, Studie vom 31.07.2024; abrufbar unter: www.agora-verkehrswende.de/fileadmin/Projekte/2024/15-Millionen-Ziel-China_mitBCG/Kurzpapier_Agora-BCG_15-Mio-E-Autos-und-China.pdf (zuletzt abgerufen am 05.09.2024).\r\n74061929-1 11/32\r\nstant geringen Belegung des Ladeangebots. So waren von den öffentlich zugänglichen Ladepunkten in Deutschland im Jahr 2023 durchschnittlich nur 12,5 % zeitgleich belegt.11 Betrachtet man\r\ndie Aufladungen pro Tag, kommt es zu durchschnittlich zu 1,5 Aufladungen an einer Ladesäule\r\npro Tag. Um eine Schnellladesäule wirtschaftlich betreiben zu können, bedarf es nach Branchenerfahrungen der betroffenen Mitgliedsunternehmen des Verbandes unter Zugrundelegung\r\nvon durchschnittlichen Investitionskosten jedoch vielmehr mindestens 30 Aufladungen pro Tag.\r\nDieser Wert kann abhängig von den zu zahlenden Strompreisen, für die die Preissetzungshoheit\r\nbei den Stromversorgungsunternehmen liegt, ggf. nochmals deutlich höher sein. Diese Zahlen\r\nzeigen, dass die Gesetzesbegründung von völlig unrealistischen Annahmen bezüglich des Bedarfs\r\nan Schnellladesäulen und der Voraussetzungen für einen wirtschaftlichen Betrieb ausgeht.\r\n4.2 Des Weiteren sind die in der Gesetzesbegründung genannten Annahmen hinsichtlich der Anschaffungs- und Betriebskosten deutlich zu niedrig angesetzt. Dieser geht von Anschaffungskosten i.H.v. EUR 30.400 pro Fall aus. Für die Installation und Inbetriebnahme des Ladepunktes\r\nwerden vom Gesetzgeber weitere EUR 23.000 angenommen.12 Nach konservativen Schätzungen\r\nder betroffenen Unternehmen dürften die durchschnittlichen Kosten pro Schnellladesäule mit\r\nzwei Ladepunkten hingegen im Bereich von EUR 400.000 liegen – und damit um ein Vielfaches\r\nüber den Annahmen des Gesetzgebers. Hinzu kommt, dass es sich bei diesem Wert um einen\r\ngeschätzten Durchschnittsbetrag handelt. Tatsächlich können die Kosten im Einzelfall nochmals\r\ndeutlich höher sein, da die Kosten für Installation und Inbetriebnahme des Ladepunktes von zahlreichen Faktoren abhängen wie bspw. den konkreten baulichen Gegebenheiten, der Entfernung\r\nzur Abzweigstelle sowie der Notwendigkeit, auf dem Tankstellengelände einen Transformator zu\r\nerrichten. Abhängig davon, wie sich diese Faktoren im einzelnen Fall auswirken, kann nach\r\nSchätzung der betroffenen Unternehmen sogar mit Kosten bis zu EUR 520.000 – und damit über\r\nein Zehnfaches der in der Gesetzesbegründung genannten Kosten – zu rechnen sein.\r\nIII. Zusammenhang mit dem Schnellladegesetz (SchnellLG) vom 25. Juni 2021\r\nDie Verpflichtung zum Betrieb von Schnellladesäulen nach GEIG-E ist im Zusammenhang mit\r\ndem Schnellladegesetz (SchnellLG) vom 25. Juni 202113 zu sehen:\r\n1. Das SchnellLG verfolgt das Ziel eines flächendeckenden und bedarfsgerechten Ausbaus der\r\nSchnellladeinfrastruktur (vgl. § 3 Abs. 1 S. 1 SchnellLG: „Das Bundesministerium für Verkehr\r\n11 Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW), Elektromobilitätsmonitor Q4/2023\r\n(Stand: April 2024), Folien 12, 13 und 20; abrufbar unter: www.bdew.de/media/documents/240426_BDEW_Elektromobilit%C3%A4tsmonitor_2023-4.pdf (zuletzt abgerufen am\r\n05.09.2024).\r\n12 GEIG-E (oben Fn. 2), S. 14.\r\n13 Gesetz über die Bereitstellung flächendeckender Schnellladeinfrastruktur für reine Batterieelektrofahrzeuge (Schnellladegesetz) vom 25.06.2021 (BGBl. I S. 2141), zuletzt geändert durch Gesetz vom\r\n22.12.2023 (BGBl. 2023 I Nr. 409); vgl. GEIG-E (oben Fn. 2), S. 1, wonach die Versorgungsauflage nach\r\ndem GEIG-E „ergänzend zu den Ausschreibungen für ein bundesweites Netz an Schnellladestandorten\r\n(Deutschlandnetz) nach dem Schnellladegesetz vom 25. Juni 2021 […] notwendig“ sei.\r\n74061929-1 12/32\r\nund digitale Infrastruktur gewährleistet die flächendeckende und bedarfsgerechte Bereitstellung\r\nvon Schnellladeinfrastruktur für reine Batterieelektrofahrzeuge.“).14 Flächendeckung ist nach § 2\r\nNr. 8 SchnellLG erreicht, „wenn alle Fahrzeugführer eines reinen Batterieelektrofahrzeugs, die\r\nauf öffentliche Ladeinfrastruktur angewiesen sind, bundesweit alle Strecken mit ihrem Batterieelektrofahrzeug ohne erhebliche Umwege zurücklegen können“; die Gesetzesbegründung versteht\r\nhierunter, dass ein Schnellladepunkt innerhalb von ca. 10 Minuten erreicht werden können soll,\r\nwas im Fernverkehr einem Abstandskorridor von 15 bis 30 km entspreche.15\r\n2. § 3 Abs. 2 SchnellLG sieht vor, dass das Bundesministerium für Digitales und Verkehr (im Folgenden auch „BMDV“) den Bedarf an Schnellladestandorten ermittelt und die Anzahl der\r\nSchnellladepunkte bestimmt. Ein Schwerpunkt soll auf den Infrastrukturaufbau des Mittel- und\r\nLangstreckenverkehrs gelegt werden. An Bundesfernstraßen soll sich die Infrastruktur an bewirtschafteten wie unbewirtschafteten Rastanlagen befinden. Das BMDV hat sodann nach § 3 Abs. 5\r\nSchnellLG in einem oder mehreren Vergabeverfahren Unternehmen auszuwählen und mit der\r\nBereitstellung der Schnellladestandorte während eines bestimmten Zeitraums zu beauftragen. Die\r\nbezuschlagten Unternehmen sollen eine finanzielle Förderung aus öffentlichen Mitteln erhalten,\r\nsolange noch kein flächendeckendes Ladenetzwerk sichergestellt und die Schnellladeinfrastruktur noch nicht mittels Nutzerzahlungen finanziert werden kann.16\r\n3. Das SchnellLG enthält eine Sonderregelung für sog. Bestandsinfrastrukturanbieter17, die nach\r\n§ 6 Abs. 3 SchnellLG besonders berücksichtigt werden, indem diese bei Betroffenheit von unzumutbarer Härte entweder ein Andienungsrecht für ihre Ladeinfrastruktur oder bei Weiterbetrieb\r\ndes Schnellladepunktes einen Anspruch auf angemessene Entschädigung erhalten.\r\n4. Das BMDV veröffentlichte in Anwendung des SchnellLG im Oktober 2021 die Vergabeunterlagen zur Ausschreibung von 900 Regionalstandorten mit rund 8.000 neuen HPCSchnellladepunkten und vergab die Zuschläge im September 2023 an zehn verschiedene Schnellladesäulenbetreiber.18\r\n14 Begründung zum „Entwurf eines Gesetzes über die Bereitstellung flächendeckender Schnellladeinfrastruktur für reine Batterieelektrofahrzeuge (Schnellladegesetz – SchnellLG)“ vom 31.03.2021, BT-Drs.\r\n19/28184, S. 2.\r\n15 Beschlussempfehlung und Bericht des Ausschusses für Verkehr und digitale Infrastruktur (15. Ausschuss)\r\nzu dem Gesetzentwurf der Bundesregierung über die Bereitstellung flächendeckender Schnellladeinfrastruktur für reine Batterieelektrofahrzeuge (Schnellladegesetz – SchnellLG) vom 19.05.2021, BT-Drs.\r\n19/29840, S. 9.\r\n16 BT-Drs. 19/29840 (oben Fn. 15), S. 1 f.\r\n17 Nach § 2 Nr. 6 SchnellLG ist Bestandsinfrastrukturanbieter, „wer bei Inkrafttreten dieses Gesetzes im Bereich der Ladeinfrastruktur mit mehr als 22 Kilowatt tätig ist“.\r\n18 Übersicht über die ausgewählten 900 Regional-Standorte und 200 Autobahn-Standorte für die Errichtung\r\nund den Betrieb von Schnelladesäulen (sog. „Deutschlandnetz“) unter www.nationale-leitstelle.de/deutschlandnetz/ (zuletzt abgerufen am 05.09.2024).\r\n74061929-1 13/32\r\nC. RECHTLICHE WÜRDIGUNG\r\nDie beabsichtigte Versorgungsauflage für Tankstellenunternehmen, wodurch diese verpflichtet\r\nwerden, für den Betrieb eines Schnelladepunktes zu sorgen, ist mit dem Grundgesetz unvereinbar.\r\nErklärt der Staat die Versorgung mit bestimmten Gütern zu einer öffentlichen Aufgabe, steht es\r\nihm grundsätzlich frei, sich zur Erfüllung dieser Aufgabe privater Unternehmen zu bedienen. Die\r\nIndienstnahme Privater zur Erfüllung öffentlicher Aufgaben ist für sich genommen verfassungsrechtlich zulässig.\r\n19\r\nBereits im Rahmen der Gesetzesbegründung zum SchnellLG hat der Gesetzgeber den Ausbau der\r\nSchnellladeinfrastruktur als öffentliche Aufgabe bezeichnet, zu deren Erfüllung er sich Privater\r\nbedient:\r\n„Der Ausbau der Schnellladeinfrastruktur stellt vor dem Hintergrund der zum Teil\r\nvorausschauenden Überdimensionierung und Flächendeckung eine öffentliche Aufgabe dar, deren Ausführung durch private Betreiber erfolgen soll.“20\r\nDie Grenzen des verfassungsrechtlich Zulässigen einer solchen Indienstnahme Privater sind jedoch dann überschritten, wenn in den Schutzbereich eines Grundrechts eingegriffen wird und\r\ndieser Eingriff nicht verfassungsrechtlich gerechtfertigt ist. 21 Dies ist beim GEIG-E der Fall, da\r\ndie in § 14a Abs. 1 vorgesehene Versorgungsauflage die betroffenen Unternehmen in ihren\r\nGrundrechten aus Art. 12 Abs. 1 GG (Berufsfreiheit), Art. 14 Abs. 1 GG (Eigentumsfreiheit)\r\nund Art. 3 Abs. 1 GG (allgemeiner Gleichheitssatz) verletzt.\r\nI. Verletzung von Art. 12 Abs. 1 GG (Berufsfreiheit)\r\nDie im GEIG-E vorgesehene Versorgungsauflage greift primär in das Grundrecht der Berufsfreiheit gemäß Art. 12 Abs. 1 GG ein. Art. 12 Abs. 1 GG garantiert auch die Gewerbefreiheit22\r\nsowie allgemein die berufliche oder gewerbliche Erwerbsfreiheit.\r\n1. Eingriff in den Schutzbereich\r\n1.1 Art. 12 Abs. 1 GG gewährt allen Deutschen das Recht, den Beruf frei zu wählen und frei auszuüben. „Beruf“ ist jede Tätigkeit, die auf Dauer berechnet ist und der Schaffung und Erhaltung der\r\n19 Grundlegend hierzu BVerfG, Beschl. v. 16.03.1971 – 1 BvR 52/66, BVerfGE 30, 292 (311) – Mineralölbevorratung.\r\n20 BT-Drs. 19/28184 (oben Fn. 14), S. 2.\r\n21 BVerfG, Beschl. v. 16.03.1971 – 1 BvR 52/66, BVerfGE 30, 292 (311 f.) – Mineralölbevorratung.\r\n22 Vgl. z.B. BVerfG, Urt. v. 17.01.1967 – 1 BvR 84/65, BVerfGE 21, 261 (266); BVerfG, Beschl. v.\r\n29.11.1967 – 1 BvR 175/66, BVerfGE 22, 380 (383); BVerfG, Beschl. v. 14.01.1976 – 1 BvL 4, 5/72,\r\nBVerfGE 41, 205 (228); BVerfG, Urt. v. 01.03.1979 – 1 BvR 532, 533/77 u.a., BVerfGE 50, 290 (362).\r\n74061929-1 14/32\r\nLebensgrundlage dient.23 Das Grundrecht des Art. 12 Abs. 1 GG ist nach Art. 19 Abs. 3 GG auch\r\nauf juristische Personen – und somit auch auf Tankstellenunternehmen – anwendbar.24\r\n1.2 Führt der Gesetzgeber eine Pflicht für Tankstellenunternehmen ein, für den Betrieb eines Schnellladepunktes zu sorgen, so liegt dies in seiner prinzipiellen Gestaltungsbefugnis. In der Rechtsprechung des Bundesverfassungsgerichts ist geklärt, dass die Indienstnahme Privater für die Erfüllung öffentlicher Aufgaben als solche nicht verfassungswidrig ist. Da eine solche gesetzliche Regelung aber belastende Wirkungen für den Grundrechtsträger auslöst, liegt hierin zugleich ein\r\nEingriff in die Berufsfreiheit.\r\nSo auch hier: Mit dem GEIG-E legt der Gesetzgeber den unter den Anwendungsbereich des Gesetzes fallenden Tankstellenunternehmen konkrete Pflichten, nämlich den Betrieb von Schnellladesäulen, auf. Er trifft eine Anordnung über die am Markt anzubietenden Leistungen und damit\r\nüber die Art Weise der Ausübung des Berufs des jeweiligen Tankstellenunternehmens. Dies begründet einen Eingriff in die Berufsausübungsfreiheit.\r\n2. Eingriff in Berufsfreiheit wegen Unverhältnismäßigkeit der geplanten Regelung nicht gerechtfertigt\r\nEine Grenze gesetzlicher Gestaltungen im Bereich der Grundrechte liegt dort, wo die allgemeinen\r\nPrinzipien zur Systematik grundrechtlicher Schranken verletzt werden. Liegt – wie vorliegend –\r\nein Eingriff in die Berufsausübungsfreiheit vor, ist zu klären, ob und warum dieser Eingriff in\r\ndie Berufsausübungsfreiheit verfassungsrechtlich gerechtfertigt werden kann.\r\nDies bedeutet, dass eine Regelung der hier in Frage stehenden Art ein legitimes Gemeinwohl\r\nverfolgen muss und, dass sie zur Zweckverfolgung geeignet, erforderlich und angemessen (Verhältnismäßigkeit im engeren Sinne) sein müsste.\r\n25\r\n23 St. Rspr. des BVerfG; vgl. vgl. BVerfG, Urt. v. 11.06.1959 – 1 BvR 596/56, BVerfGE 7, 377 (397);\r\nBVerfG, Beschl. v. 19.07.2000 – 1 BvR 539/96, BVerfGE 102, 197 (212); BVerfG, Beschl. v. 26.06.2002\r\n– 1 BvR 558, 1428/91, BVerfGE105, 252 (265); BVerfG, Beschl. v. 09.08.2004 – 2 BvE 2/04, BVerfGE\r\n111, 10 (28).\r\n24 Vgl. z.B. BVerfG, Beschl. v. 26.06.2002 – 1 BvR 558/91, BVerfGE 105, 252 (265) m.w.N.; Remmert, in:\r\nDürig/Herzog/Scholz, GG (Werkstand: 103. EL Januar 2024), Art. 12 Abs. 1 Rn. 57 ff.\r\n25 Zu den generellen Anforderungen an die Prüfung der Verhältnismäßigkeit bei Grundrechtseingriffen, speziell in den Schutzbereich des Art. 12 Abs. 1 GG s. BVerfG, Beschl. v. 22.05.1996 – 1 BvR 744/88,69/89\r\nu.a., BVerfGE 94, 372 (389 f.); BVerfG, Beschl. v. 19.06.2000 – 1 BvR 539/96, BVerfGE 102, 197 (213);\r\nBVerfG, Urt. v. 07.11.2000 – 1 BvR 335/97, BVerfGE 103, 1 (10); BVerfG, Beschl. v. 29.10.2002 –\r\n1 BvR 525/99, BVerfGE 106, 181 (191 f.).\r\n74061929-1 15/32\r\n2.1 Legitimes Ziel\r\nLegitim ist grundsätzlich jedes öffentliche Interesse, das verfassungsrechtlich nicht ausgeschlossen ist.26 Ziel des GEIG-E ist laut Begründung des Kabinettsentwurfs\r\n„die Ausstattung eines bedeutenden Anteils öffentlicher Tankstellen mit Schnellladeinfrastruktur, um den flächendeckenden Ausbau der Ladeinfrastruktur zu beschleunigen und das Vertrauen in die Elektromobilität zu steigern“.\r\n27\r\nDies ist grundsätzlich ein legitimes Ziel. Mit der beabsichtigten Förderung der Elektromobilität\r\nwill der Gesetzgeber einen Beitrag zur Reduktion der Treibhausgasemissionen im Verkehrssektor\r\nleisten. Er verfolgt damit den verfassungsrechtlichen Klimaschutzauftrag des Art. 20a GG. Insofern ist das Ziel verfassungsrechtlich „fundiert“.\r\nKlarzustellen ist aber, dass diese Feststellung nichts darüber besagt, ob die Art und Weise der\r\nZielverfolgung verfassungsrechtlich zulässig ist. Das Bundesverfassungsgericht hat in seinem\r\n„Klima-Beschluss“ betont:\r\n„Art. 20a GG genießt keinen unbedingten Vorrang gegenüber anderen Belangen,\r\nsondern ist im Konfliktfall in einen Ausgleich mit anderen Verfassungsrechtsgütern\r\nund Verfassungsprinzipien zu bringen.“.28\r\nDamit besitzt der verfassungsrechtliche Klimaschutzauftrag nicht automatisch einen Vorrang gegenüber anderen verfassungsrechtlichen Rechtsgütern, insbesondere den Grundrechten.\r\n2.2 Eignung der Versorgungsauflage\r\nNach dem vom Bundesverfassungsgericht entwickelten Prüfungsmaßstab ist weiterhin zu fragen,\r\nob die vorgesehene Versorgungsauflage überhaupt geeignet wäre, den flächendeckenden Ausbau\r\nder Ladeinfrastruktur zu beschleunigen und das Vertrauen in die Elektromobilität zu steigern.\r\nEine Maßnahme ist bereits dann geeignet, wenn sie die Zielerreichung fördert. Sie muss für sich\r\ngenommen nicht die Zielerreichung gewährleisten.29 Dem Gesetzgeber ist es (nur) verwehrt, in\r\nFreiheitsrechte mit ungeeigneten oder untauglichen Mitteln einzugreifen.\r\n26 BVerfG, Beschl. v. 04.11.2009 – 1 BvR 2150/08, BVerfGE 124, 300 (331).\r\n27 GEIG-E (oben Fn. 2), S. 9.\r\n28 BVerfG, Beschl. v. 24.03.2021 – 1 BvR 2656/18, BVerfGE 157, 30 (Ls. 2a und 138).\r\n29 Siehe Sachs, in: Sachs, GG, 9. Aufl. 2021, Art. 20 Rn. 150 m.w.N.\r\n74061929-1 16/32\r\nTrifft der Gesetzgeber aber – wie bei der Frage der Geeignetheit einer gesetzgeberischen Maßnahme – eine Prognoseentscheidung, ist er verpflichtet, diese auf eine plausible Basis zu stellen30\r\nund die verfügbaren Fakten zuverlässig zu ermitteln.31\r\n2.2.1 Vor dem Hintergrund des stockenden Ausbaus der Ladeinfrastruktur nach dem SchnellLG soll\r\ndie Versorgungsauflage in die „Bresche“ springen und dabei helfen, das Ziel der Schaffung einer\r\nflächendeckenden und bedarfsgerechten Ladeinfrastruktur zu erreichen. Die Erreichung dieser\r\nZiele ist angesichts der Kriterien, die darüber entscheiden, ob ein Tankstellenunternehmen unter\r\ndie Versorgungsauflage fällt, jedoch nicht sichergestellt.\r\na) Nach § 14a Abs. 1 S. 1 GEIG-E soll die Versorgungsauflage für jedes Tankstellenunternehmen gelten, „das an mindestens 200 öffentlichen Tankstellen über die Preissetzungshoheit verfügt“. Für die Festlegung dieses Schwellenwerts waren ausweislich der Gesetzesbegründung folgende Erwägungen maßgeblich:\r\n„Der Schwellenwert von mindestens 200 Tankstellen je Unternehmen soll sicherstellen, dass kleinere Tankstellenunternehmen aufgrund geringerer finanzieller und personeller Ressourcen von den gesetzlichen Verpflichtungen ausgenommen werden. Gleichzeitig ermöglicht die hohe Konzentration\r\nim Kraftstoffmarkt trotz des Schwellenwertes eine ausreichend hohe Standortabdeckung. Ausgehend von der heutigen Marktsituation werden von der\r\nVerpflichtung nach Absatz 1 circa 60 Prozent der Standorte umfasst; mit\r\nvoraussichtlich rund 8.000 bereitzustellenden Ladepunkten kann ein wesentlicher Beitrag zum Hochlauf der Elektromobilität geleistet werden.“\r\n32 (Hervorhebungen nur hier)\r\nb) Damit gibt die Gesetzesbegründung zu erkennen, dass für die Festlegung der Schwellenwert in erster Linie wirtschaftliche Erwägungen bezüglich der angenommenen wirtschaftlichen Belastungssituation der betroffenen Unternehmen maßgeblich waren. Für die Zielsetzung eines flächendeckenden und bedarfsgerechten Ausbaus der Ladeinfrastruktur ist\r\ndieses Kriterium jedoch ungeeignet. Hieran ändert auch der Hinweis auf die Abdeckung\r\nvon circa 60 % der Standorte nichts, da die Gesetzesbegründung keine Aussagen dazu enthält, wo sich diese Standorte befinden und ob es hierbei zu Überschneidungen mit der im\r\nAufbau befindlichen Ladeinfrastruktur nach dem SchnellLG kommt. Vielmehr führt die\r\nVersorgungauflage mit Blick auf die ebenfalls im Aufbau befindliche Ladeinfrastruktur\r\nnach dem SchnellLG zu in nicht unerheblichen Teilen ineffizienten und überflüssigen Konkurrenzstrukturen. Abhängig vom Zufallsprinzip wird es in einigen Gegenden zu einer\r\n30 Remmert, in: Dürig/Herzog/Scholz, GG (Werksstand: 103. EL Januar 2024), Art. 12 Abs. 1 Rn. 174 unter\r\nVerweis auf BVerfG, Urt. v. 28.03.2006 – 1 BvR 1054/01, BVerfGE 115, 278 (308); BVerfG, Beschl. v.\r\n07.03.2017 – 1 BvR 1314/12, BVerfGE 145, 20 (78); BVerfG, Beschl. v. 30.06.2020 – 1 BvR 1679/17,\r\nBVerfGE 155, 238 (279); BVerfG, Beschl. v. 19.11.2021 – 1 BvR 781/21, BVerfGE 159, 223 (298 f.).\r\n31 Remmert, in: Dürig/Herzog/Scholz, GG (Werksstand: 103. EL Januar 2024), Art. 12 Abs. 1 Rn. 174.\r\n32 GEIG-E (oben Fn. 2), S. 19.\r\n74061929-1 17/32\r\nHäufung von Ladestation und damit zu einer Überdeckung des bestehenden Bedarfs, in\r\nanderen Gegenden wird hingegen zu einer Unterdeckung kommen.\r\n2.2.2 Mit diesem ziel- und planlosen Aufbau einer parallelen Konkurrenzstruktur wird zugleich der\r\nflächendeckende „freiwillige“ Aufbau der Ladeinfrastruktur nach dem SchnellLG konterkariert und beeinträchtigt, da die bezuschlagten Unternehmer innerhalb des ihnen „zugewiesenen“ Versorgungsbereichs mit einer konkurrierenden Ladeinfrastruktur rechnen müssen. In welchen Gegenden dies der Fall sein wird und welche Unternehmen hiervon betroffen sein werden,\r\nhängt aufgrund des für ein Eingreifen der Versorgungsauflage allein maßgeblichen Schwellenwerts nach § 14a Abs. 1 S. 1 wiederum vom Zufallsprinzip ab. Dies ist umso problematischer, als\r\nder derzeit voranschreitende Aufbau und dessen Versorgungsleistung noch nicht erprobt ist –\r\nauch was den zukünftigen Versorgungsbedarf anbelangt (der mit Blick auf den aktuell sinkenden\r\nAbsatz von Elektrofahrzeugen unklar ist).\r\n2.3 Fehlende Erforderlichkeit\r\nAuch wenn man annehmen wollte, die Versorgungsauflage des GEIG-E sei für die Erreichung\r\nder mit dem Gesetzesentwurf angestrebten Ziele geeignet, so wäre sie im Ergebnis dennoch unverhältnismäßig. Denn die Versorgungsauflage verletzt das Gebot der Erforderlichkeit. Dieses\r\nsetzt voraus, dass das mit ihr verfolgte Ziel nicht auch durch ein anderes, gleich wirksames Mittel\r\nerreicht werden kann, welches die Berufsausübungsfreiheit nicht oder weniger gravierend einschränkt.\r\n2.3.1 Der Gesetzgeber hat mit dem SchnellLG ein solches milderes Mittel eingeführt. Mit diesem Gesetz hat der Gesetzgeber seine Einschätzung zum Ausdruck gebracht, dass der für die Förderung\r\nder Elektromobilität als notwendig angesehene Aufbau einer flächendeckenden Infrastruktur\r\n„freiwillig“ erreicht werden kann, und zwar dadurch, dass Betreibern entsprechender Einrichtungen finanzielle Anreize gewährt werden. Es ist keine Rechtfertigung dafür erkennbar, warum er\r\ndieses Gesetz bzw. dieses Regelungsprinzip nicht auch für Tankstellenunternehmen i.S.v. § 2\r\nNr. 14a des Gesetzentwurfs anwendet, wenn er davon ausgeht, dass gerade auch an Tankstellen\r\neine Ladeinfrastruktur entstehen soll.\r\nHierfür kann bereits die Gesetzesbegründung herangezogen werden:\r\n„Dem Bundesministerium für Verkehr und digitale Infrastruktur obliegen hierbei die\r\nPlanung und Koordinierung von Aufbau und Betrieb der Schnellladeinfrastruktur,\r\ndie Überwachung der Zielerreichung einer flächendeckenden und bedarfsgerechten Bereitstellung von Schnellladeinfrastruktur für reine Batterieelektrofahrzeuge sowie die Bereitstellung finanzieller Mittel, um eine flächendeckende Infrastruktur bereits in der Markthochlaufphase zu ermöglichen. Die Bereitstellung finanzieller Mittel in dieser frühen Marktphase ist erforderlich, solange die Ladeinfrastruktur deutschlandweit noch kein weitgehend flächendeckendes Ladenetzwerk\r\ndarstellt und soweit Standort oder Umfang der bereitgestellten Ladeinfrastruktur,\r\nmit Blick auf die erst im Nachgang ansteigenden Nutzerzahlen, noch nicht aus Nutzerzahlungen finanziert werden kann. Bei der Ausschreibung sind die Grundrechtsre-\r\n74061929-1 18/32\r\nlevanz für die Berufsfreiheit nach Artikel 12 Absatz 1 Satz 2 des Grundgesetzes, die Eigentumsgarantie nach Artikel 14 Absatz 1 des Grundgesetzes sowie der Gleichheitsgrundsatz nach Artikel 3 Absatz 1 des Grundgesetzes zu berücksichtigen.“\r\n33 (Hervorhebungen nur hier)\r\n2.3.2 Daraus ergibt sich zum einen, dass das SchnellLG darauf abzielt, eine flächendeckende und bedarfsgerechte Schnellladeinfrastruktur zu ermöglichen und zum anderen, dass dies durch Private\r\ngeschehen soll, denen hierfür eine finanzielle Unterstützung durch den Bund gewährt wird. Damit\r\nerkennt der Gesetzgeber an, dass ein wirtschaftlicher Betrieb von Schnellladesäulen bei der derzeit bestehenden Auslastung nicht möglich ist. Nach Branchenerfahrungen der betroffenen Mitgliedsunternehmen des Verbandes unter Zugrundelegung von durchschnittlichen Investitionskosten bedürfte es hierfür mindestens 30 Aufladungen pro Tag, wobei dieser Wert abhängig von den\r\nStrompreisen, die der Betreiber der Ladeinfrastruktur an seinen Energieversorger zu entrichten\r\nhat, ggf. noch deutlich höher sein kann. Tatsächlich kommt es derzeit jedoch nur zu durchschnittlich 1,5 Ladevorgängen pro Tag deutschlandweit. Die im SchnellLG vorgesehene Ladeinfrastruktur kann deshalb wirtschaftlich nur mit der dort vorgesehenen finanziellen Förderung errichtet\r\nund betrieben werden.\r\nGründe dafür, warum eine entsprechende finanzielle Förderung nicht auch mit Blick auf die Ladeinfrastruktur an Tankstellen zur Anwendung kommen und für deren Wirtschaftlichkeit dieselben Grundsätze gelten sollen, sind in der Gesetzesbegründung nicht genannt. Sie sind auch im\r\nÜbrigen nicht ersichtlich.\r\n2.3.3 Gegen die Erforderlichkeit der Versorgungsauflage sprechen ferner folgende Gesichtspunkte:\r\na) Die im GEIG-E zugrunde gelegte Annahme, dass bis zum Jahr 2030 15 Millionen ElektroPkw in Deutschland zugelassen sein werden, ist nach allgemeiner Einschätzung unrealistisch. Richtig ist vielmehr, dass die Zahl der in Deutschland zugelassenen Elektro-Pkw\r\ndeutlich langsamer ansteigen wird. Diese – unstreitige und auch durch die oben unter\r\nB.II.4.1 angeführte jüngste Studie der Agora Verkehrswende und Boston Consulting\r\nGroup34 belegte – Tatsache hat auch Auswirkungen auf den Bedarf an Ladeinfrastruktur.\r\nMögliche Zweifel, dass mit den „Anreizen“ des Schnellladegesetzes eine bedarfsgerechte\r\nInfrastruktur bereitgestellt werden kann (die möglicherweise eine Verpflichtung Privater\r\nrechtfertigen könnte), entfallen, wenn sich der Bedarf signifikant anders (und zwar geringer) entwickelt als prognostiziert.\r\nb) Der Aufbau einer bedarfsgerechten (flächendeckenden) Infrastruktur erfordert es absehbar\r\nnicht Schnellladesäulen an allen Tankstellen vorzusehen. Ladesäulen können grundsätzlich\r\nauf jedem an einer öffentlichen Straße gelegenen Grundstück errichtet werden. Darüber\r\nhinaus finden viele Ladevorgänge an anderen Orten, auf privaten Grundstücken statt. Es\r\nbestehen also keine zwingenden Gründe, Tankstellenunternehmen i.S.v. § 2 Nr. 14a des\r\n33 BT-Drs. 19/28184 (oben Fn. 14), S. 2.\r\n34 Nachw. oben Fn. 10.\r\n74061929-1 19/32\r\nGesetzesentwurfs durch die Versorgungsauflage zu verpflichten und insoweit vom Freiwilligkeits- bzw. Anreizprinzip des Schnellladegesetzes abzuweichen.\r\nc) Ein Ausbau der Ladeinfrastruktur nach den Grundsätzen des SchnellLG ist auch im Hinblick auf die Zielsetzung der Schaffung einer flächendeckenden und bedarfsgerechten Infrastruktur das mildere Mittel, da sonst die unterschiedlichen strukturellen Konzepte zum\r\nAusbau der Ladeinfrastrukturen zu in erheblichen Teilen ineffizienten und überflüssigen\r\nKonkurrenzstrukturen mit entsprechenden Fehlallokationen (dazu oben im Rahmen der\r\nEignung unter 2.2) und zu sachwidrigen Kannibalisierungseffekten führen.\r\n2.4 Jedenfalls fehlende Angemessenheit\r\nJedenfalls ist die in im Gesetzesentwurf vorgesehene Versorgungsauflage im Verhältnis zu dem\r\nmit ihr angestrebten Zweck unangemessen. Im Rahmen der Angemessenheit muss die Schwere\r\ndes Grundrechtseingriffs mit dem Nutzen des verfolgten Zweckes abgewogen werden. Die Angemessenheit ist dann gewahrt, wenn der Grundrechtseingriff nicht außer Verhältnis zum verfolgten Zweck steht. Dabei gilt nach ständiger Rechtsprechung des Bundesverfassungsgerichts:\r\n„Je empfindlicher die Berufsausübenden in ihrer Berufsfreiheit beeinträchtigt werden, desto stärker müssen die Interessen des Gemeinwohls sein, denen diese Regelung zu dienen bestimmt ist.“35\r\n2.4.1 Erhebliche wirtschaftliche Belastung für einen unabsehbar langen Zeitraum\r\nFür einen schwerwiegenden – im Ergebnis unverhältnismäßigen – Eingriff in die Berufsausübungsfreiheit der Tankstellenunternehmen spricht entscheidend die aus der Einrichtung und dem\r\nBetrieb der Schnellladepunkte folgende erhebliche wirtschaftliche Belastung. Hinsichtlich der\r\nZumutbarkeit ist auf das durchschnittliche Tankstellenunternehmen abzustellen. Für dieses sieht\r\nder GEIG-E wirtschaftlich unvernünftige Entscheidungen vor. Die Folgen des GEIG-E treffen\r\neine Vielzahl von Tankstellenunternehmen. Diesen werden nicht nur Ausgaben zum Aufbau eines\r\nneuen Geschäftszweigs (entgegen ihrer unternehmerischen Einschätzung und Entscheidung) auferlegt. Die zwingend vorzunehmende Investition für die Errichtung der Schnellladesäulen und die\r\nBetriebskosten werden sich auch auf einen unabsehbar langen (vielleicht sogar unbegrenzten)\r\nZeitraum nicht amortisieren.\r\nEs handelt sich also um eine Investition, die ein wirtschaftlich handelndes Unternehmen zum\r\ngegenwärtigen Zeitpunkt nicht tätigen würde.\r\na) Hierfür sprechen folgende Fakten:\r\n– Um einen wirtschaftlichen Betrieb der Ladesäule zu gewährleisten, bräuchte es je\r\nLadesäule 30 Ladungen pro Tag. Derzeit erfolgen aber nur 1,3 Ladungen pro Tag.\r\nIm Hinblick auf die nur langsam ansteigende Zahl der in Deutschland zugelassenen\r\n35 BVerfG, Beschl. v. 16.03.1971 – 1 BvR 52/66, BVerfGE 30, 292 (316) – Mineralölbevorratung.\r\n74061929-1 20/32\r\nElektro-Pkw wird sich auch die Zahl der Ladungen nur langsam erhöhen. Hieraus\r\nfolgt weiter, dass ein wirtschaftlicher Betrieb der Ladesäulen auf unabsehbare Zeit\r\nnicht zu erwarten ist. Diese Feststellung gilt nicht nur für einzelne – möglicherweise\r\n– unterdurchschnittlich frequentierte Ladesäulen. Vielmehr wird das „typische“\r\nTankstellenunternehmen – also die gesamte Branche bzw. Unternehmensgruppe, die\r\nvon der Versorgungsauflage betroffen ist – zu einem unwirtschaftlichen Verhalten\r\ngezwungen – und dies nicht nur für einen überschaubaren bzw. begrenzten Zeitraum.\r\n– Es werden völlig unrealistische Kosten für die Errichtung einer Schnellladesäule\r\nzugrunde gelegt. Die Annahme des Gesetzgebers, die Kosten für die Errichtung und\r\nden Betrieb eines Schnellladepunktes würden nur EUR 53.400 betragen, ist mit der\r\nRealität nicht in Einklang zu bringen. Wie oben unter B.II.4.2 ausgeführt, sind die\r\ntatsächlichen Kosten pro Schnellladesäule mit zwei Ladepunkten mit durchschnittlich EUR 400.000 um ein Vielfaches höher zu veranschlagen und können im Einzelfall sogar die zehnfache Höhe der in der Gesetzesbegründung genannten Summe\r\nerreichen.\r\nb) Zwar hat das Bundesverfassungsgericht festgestellt, dass es grundsätzlich\r\n„den durch die Auferlegung öffentlicher Lasten und Pflichten betroffenen Unternehmen zugemutet werden (kann), die rentabilitätsmindernden Auswirkungen der Belastung durch geeignete betriebswirtschaftliche Maßnahmen so gering wie möglich zu halten.“36\r\nDieser Gedanke spricht vorliegend aber zusätzlich gegen die Angemessenheit der beabsichtigten Regelung: Es steht fest, dass aktuell (und auch auf absehbare Zeit) die Ladesäulen nicht wirtschaftlich betrieben werden können. Es ist schlicht nicht möglich, die negativen Auswirkungen durch betriebswirtschaftliche Maßnahmen zu begrenzen.\r\nIn der Mineralölbevorratungs-Entscheidung ist das Bundesverfassungsgericht davon ausgegangen, dass den betroffenen Unternehmen eine gewisse wirtschaftliche Belastung zugemutet werden konnte, weil sie „ihre privatwirtschaftliche Tätigkeit von Anfang an auf\r\nein Gebiet erstreckt haben“, bei dem mit staatlichen Maßnahmen zu rechnen war.37 Dies\r\nträfe hinsichtlich der Tankstellenunternehmen zwar aktuell hinsichtlich eventueller Berufsausübungsregelungen zum Vertrieb von Otto- und Dieselkraftstoff zu, nicht jedoch bezüglich einer für ihren Betrieb neuen Versorgungsauflage für E-Mobilität zu.\r\nc) Ferner betonte das Bundesverfassungsgericht, dass das in dem betreffenden Fall zu prüfende Gesetz eine Abwälzung der Mehrkosten auf den Preis der Verbraucher nicht verhindere.38 Eine Umlage der wirtschaftlichen Belastung der Tankstellenunternehmen scheidet\r\njedoch vorliegend bereits aufgrund mangelnder Rentabilität der Schnellladepunkte aus. So\r\n36 BVerfG, Beschl. v. 16.03.1971 – 1 BvR 52/66, BVerfGE 30, 292 (325) – Mineralölbevorratung.\r\n37 BVerfG, Beschl. v. 16.03.1971 – 1 BvR 52/66, BVerfGE 30, 292 (325) – Mineralölbevorratung.\r\n38 BVerfG, Beschl. v. 16.03.1971 – 1 BvR 52/66, BVerfGE 30, 292 (325) – Mineralölbevorratung.\r\n74061929-1 21/32\r\nerkennt der Gesetzgeber in der Gesetzesbegründung zum Schnelllade-Gesetz selbst\r\nan, dass dieser Geschäftszweig auf absehbare Zeit unrentabel bleiben wird.\r\n39 Eine\r\n(nicht ausgeschlossene) Umlage von Kosten auf die Verbraucher würde hingegen das angestrebte Ziel der Erhöhung der Attraktivität der Elektromobilität vollends konterkarieren.\r\n2.4.2 Tankstellenunternehmen haben vollkommen neues Tätigkeitsfeld einzuführen\r\nGegen die Angemessenheit der Versorgungsauflage spricht weiter, dass die damit angewandte\r\nIndienstnahme von Tankstellenunternehmen sich maßgeblich von anderen Indienstnahmen Privater, deren Verfassungsmäßigkeit höchstrichterlich bestätigt wurde, unterscheidet.\r\na) Im Hinblick auf die Indienstnahme Privater hat das Bundesverfassungsgericht in der Vergangenheit zwar die Verhältnismäßigkeit des damit einhergehenden Grundrechtseingriffs\r\nin Art. 12 Abs. 1 GG regelmäßig bejaht. Dabei hat das Gericht jedoch stets betont, dass der\r\nPrivate durch die übertragene öffentliche Aufgabe „nicht erheblich belastet wird“\r\n40 oder\r\ndie öffentliche Aufgabe zwar „zu einem Mehraufwand […] [führe]“, dieser sich aber „an\r\ndie übliche […] Tätigkeit [anlehne]“\r\n41 bzw. diese nur steigere42\r\n. Dies zeigt die Entscheidung des Bundesverfassungsgerichts zum Gesetz, mit dem den Mineralölimporthändlern\r\neine bestimmte Bevorratung von Mineralölerzeugnisses aufgegeben wurde. Das Bundesverfassungsgericht hat in dieser Entscheidung hervorgehoben, dass die tatsächliche (ohnehin stattfindende) Vorratshaltung durch Importeure nicht unbeträchtlich sei. Das Gesetz\r\nsteigere daher die sich aus der Vorratshaltung ergebene Belastung „nur quantitativ“.43\r\nb) Dagegen handelt es sich bei dem Betrieb von Schnellladepunkten für die Tankstellenunternehmen gerade um eine „schlechthin unternehmensfremde Tätigkeit“ und nicht um den\r\nbloßen Ausbau einer bereits bestehenden Tätigkeit.44 Vielmehr müssen wie ausgeführt die\r\nAnschlüsse für die Schnellladestationen erst geschaffen und eine entsprechende Infrastruktur aufgebaut werden. Dies erkennt auch die Gesetzesbegründung des GEIG-E an. 45\r\nDamit wird aber den Tankstellenunternehmen nicht eine Berufsausübungsregelung auferlegt, die ihren bereits wahrgenommenen Geschäftsbetrieb (Verkauf von Otto- oder Dieselkraftstoffen) betrifft. Vielmehr verpflichtet § 14a Abs. 1 S. 1 GEIG-E Tankstellenunternehmen dazu, ihren Betrieb um ein weiteres und mit erheblichen Investitionen verbundenes\r\nneues Tätigkeitsfeld – nämlich den Betrieb von Schnellladepunkten – zu ergänzen.\r\n39 BT-Drs. 19/28184 (oben Fn. 14), S. 1.\r\n40 BVerfG, Beschl. v. 17.02.1977 – 1 BvR 33/76, BVerfGE 44, 103 (103 f.).\r\n41 BVerfG, Beschl. v. 29.11.1967 – 1 BvR 175/66, BVerfGE 22, 380 (385 f.).\r\n42 BVerfG, Beschl. v. 16.03.1971 – 1 BvR 52/66, BVerfGE 30, 292 (324 f.) – Mineralölbevorratung.\r\n43 BVerfG, Beschl. v. 16.03.1971 – 1 BvR 52/66, BVerfGE 30, 292 (325) – Mineralölbevorratung.\r\n44 Vgl. in diesem Sinne hinsichtlich der zusätzlichen Bevorratung von Erdöl durch Mineralölimporthändler\r\nBVerfG, Beschl. v. 16.03.1971 – 1 BvR 52/66, BVerfGE 30, 292 (325) – Mineralölbevorratung.\r\n45 GEIG-E (oben Fn. 2), S. 13 ff.\r\n74061929-1 22/32\r\nc) Damit trifft die Tankstellenunternehmen ein erheblicher betrieblicher Mehraufwand. Die\r\nVerpflichtung zur Übernahme unternehmensfremder Tätigkeiten führt also – unabhängig\r\nvon der Verpflichtung auf unabsehbare Zeit eine unwirtschaftliche Tätigkeit auszuführen\r\n– zu einer erheblichen Mehrbelastung.\r\n2.4.3 Ergebnis\r\nInsgesamt erweist sich der Eingriff in die durch Art. 12 Abs. 1 GG gestützte Berufsausübungsfreiheit als unangemessen, also als unverhältnismäßig im engeren Sinne. Der Beitrag, den die\r\nVersorgungsauflage des GEIG zur Förderung der Elektromobilität (und damit in Verfolgung des\r\nStaatsziels des Art. 20a GG zur Reduktion von Treibhausgasemissionen) leisten kann, wird allenfalls marginal sein. Angesichts des nur langsamen Anstiegs der Zahl der in Deutschland zugelassenen Elektro-Pkw und des unabhängig vom GEIG-E stattfindenden Ausbaus der Ladeinfrastruktur ist das Verhältnis zwischen Belastungsintensität und dem Beitrag, den das GEIG-E (vermeintlich) zum Klimaschutz leisten kann, nicht angemessen. Damit ist auch die Verhältnismäßigkeit\r\ndes Eingriffs in den Schutzbericht des Art. 12 Abs. 1 GG nicht gewahrt.\r\n2.5 Wirtschaftliche Belastung bleibt trotz Flexibilitätsregeln des § 14a Abs. 3 GEIG-E bestehen\r\nDie in § 14a Abs. 3 GEIG-E vorgesehenen Flexibilitätsregelungen (zum einen kann die Versorgungsauflage auch in einer Entfernung von höchstens 1.000 Metern Luftlinie betrieben werden\r\n(§ 14a Abs. 3 Nr. 1 GEIG-E), zum anderen kann das Tankstellenunternehmen auch an einer anderen öffentlichen Tankstelle einen zusätzlichen Schnelladepunkt betreiben (§ 14a Abs. 3 Nr. 2\r\nGEIG-E)) sind nicht geeignet, die Belastungsintensität des Eingriffs so abzumindern, dass im\r\nErgebnis die Verhältnismäßigkeit gewahrt wäre. Die Gesetzesbegründung übersieht, dass bei einem Betrieb der Schnellladestation an einer fremden Tankstelle regelmäßig weitere Kosten entstehen (etwa Kosten für Pacht). Können die Schnellladestationen bereits an den „eigenen“ Tankstellen nicht wirtschaftlich errichtet und betrieben werden, hat dies erst recht für Errichtung und\r\nBetrieb an fremden Tankstellen zu gelten.\r\n2.5.1 Die Aussage in der Gesetzesbegründung, dass grundsätzlich die Verhältnismäßigkeit bereits\r\ndurch den in § 14a Abs. 1 festgesetzten Schwellenwert sowie die Regelungen in § 14a Abs. 2 S. 2\r\nund Abs. 3 GEIG-E gewahrt sei, weil Flexibilität bei der Erfüllung der Verpflichtung nach § 14a\r\nAbs. 1 S. 1 GEIG-E eingeräumt werde, geht offensichtlich fehl. Wenn die (unverhältnismäßige)\r\nBelastung der Tankstellenunternehmen darin liegt, dass auf unabsehbare Zeit Errichtung und Betrieb eines Schnellladepunktes unwirtschaftlich sein werden, spielt es keine Rolle, wo dieser errichtet und betrieben wird.\r\n2.5.2 Lediglich ergänzend ist darauf hinzuweisen, dass auch der Verweis auf den Schwellenwert des\r\n§ 14a Abs. 1 und die Regelung zum Einsatz eines Pufferspeichers in § 14a Abs. 2 S. 2 nichts\r\ndaran ändert, dass die Unternehmen, die vom Anwendungsbereich des GEIG-E erfasst werden,\r\nfür längere Zeit zu einem wirtschaftlich belastenden Verhalten gezwungen werden.\r\n74061929-1 23/32\r\n2.6 Keine Angemessenheit durch Härtefallregelung des § 14c GEIG-E\r\nAuch die geplante Härtefallregelung des § 14c GEIG-E führt zu keiner anderen Beurteilung.\r\n2.6.1 Die Regelung hat nach der eigenen Vorstellung des Gesetzgebers praktisch keinen Anwendungsbereich. In der Gesetzesbegründung heißt es:46\r\n„[…] Der Begriff der wirtschaftlichen unzumutbaren Belastung ist jedoch in einem\r\ndoppelten Sinne eng zu verstehen: Erstens ist für die Beurteilung der unzumutbaren\r\nwirtschaftlichen Belastung die Betrachtung des Tankstellenunternehmens entscheidend, nicht die des einzelnen Tankstellenstandorts. Zweitens genügt es nicht,\r\ndass die Ertragslage des Unternehmens tangiert wird. Von einer unzumutbaren wirtschaftlichen Belastung ist erst dann auszugehen, wenn ein Unternehmen durch die\r\nVerpflichtung nach § 14a Absatz 1 Satz 1 in seiner wirtschaftlichen Existenz gefährdet wird. Das ist etwa anzunehmen, wenn dem Unternehmen bei (vollständiger)\r\nErfüllung der Verpflichtung die Zahlungsunfähigkeit oder eine Überschuldung\r\ndrohen würde. […]“ (Hervorhebungen nur hier)\r\n2.6.2 Eine so verstandene Härtefallregelung, die erst bei einer Gefährdung der wirtschaftlichen Existenz des gesamten Unternehmens mit allen Tankstellen und nicht eines einzelnen Tankstellenstandortes (eingreift, kann nicht zur Verhältnismäßigkeit der Versorgungsauflage führen. Da\r\nsämtliche betroffenen Unternehmen weitere Geschäftsfelder betreiben, kann der Fall, dass ein\r\nUnternehmen gerade „durch die Verpflichtung nach § 14a Absatz 1 Satz 1 in seiner wirtschaftlichen Existenz gefährdet wird“, praktisch ausgeschlossen werden. Die Ausnahmeregelung ist damit so eng formuliert, dass sie praktisch wirkungslos und somit ungeeignet ist, die Belastungsintensität für den „durchschnittlichen“ Tankstellenbetreiber auf ein zumutbares Maß abzumildern.\r\nII. Verletzung von Art. 14 Abs. 1 GG (Eigentumsfreiheit)\r\nDie Regelung des GEIG-E stellen auch eine unzulässige Festlegung von Inhalt und Schranken\r\ndes Eigentums der vom Gesetz betroffenen Tankstellenunternehmen dar. Ferner sind Grundstückseigentümer, die ihre Grundstücke Tankstellenbetreibern überlassen haben, in ihrem Eigentum\r\nbetroffen.\r\n1. Eingriff in den Schutzbereich\r\nDas Eigentumsgrundrecht in Art. 14 Abs. 1 GG schützt alle vermögenswerten Rechtspositionen,\r\ndie den Berechtigten von der Rechtsordnung in der Weise zugeordnet sind, dass sie die damit\r\nverbundenen Befugnisse nach eigenverantwortlicher Entscheidung zum privaten Nutzen ausüben\r\n46 GEIG-E (oben Fn. 2), S. 23.\r\n74061929-1 24/32\r\ndürfen.47 In den Schutzbereich fällt damit insbesondere das Privateigentum an Grundstücken48\r\nsowie auf diese bezogene beschränkte dingliche Rechte.49 Dabei gewährt die Eigentumsfreiheit\r\nden Grundstückseigentümern sowie anderen dinglich Berechtigten insbesondere auch das Nutzungsrecht an den Grundstücken. Neben dinglichen Rechten erfasst Art. 14 Abs. 1 GG den\r\nBestandsschutz, so auch hinsichtlich des eingerichteten und ausgeübten Gewerbebetriebs.\r\nGrundrechtberechtigt sind i.V.m. Art. 19 Abs. 3 GG dabei auch juristische Personen.50\r\nEin Eingriff in Art. 14 Abs. 1 GG liegt grundsätzlich dann vor, wenn die Nutzung des bzw. Verfügung über das Eigentum beschränkt oder gänzlich entzogen wird. Zu unterscheiden ist damit\r\nzwischen einem Eingriff in Form der Enteignung nach Art. 14 Abs. 3 GG und Inhalts- und\r\nSchrankenbestimmungen nach Art. 14 Abs. 1 S. 2 GG. Da die hier zu beurteilende Regelung des\r\nGEIG-E keine Enteignung i.S. der Rechtsprechung des Bundesverfassungsgerichts darstellt, stellt\r\nsich die Frage, ob vorliegend die Grenzen einer zulässigen Inhalts- und Schrankenbestimmung überschritten sind.\r\n1.1 Nutzungsrecht hinsichtlich der Tankstellenbetriebsgelände\r\n1.1.1 Bezüglich Tankstellenunternehmen\r\nDie in den Anwendungsbereich des § 14a Abs. 1. S. 1 GEIG-E fallenden Tankstellenunternehmen sind Grundrechtsberechtigte, sofern sie Eigentümer des jeweiligen Betriebsgeländes sind.\r\nNichts anderes gilt für eine nur schuldrechtlich vermittelte Nutzungsbefugnis, die ebenfalls von\r\nArt. 14 Abs. 1 GG geschützt ist. Unter die Eigentumsgewährleistung des Art. 14 Abs. 1 GG fällt\r\nnicht nur die Substanz des Eigentums, sondern auch die Entscheidung des Grundrechtsträgers,\r\nwie er sein Eigentum nutzen will.51\r\nDiese Entscheidungsfreiheit der Tankstellenunternehmen wird durch § 14a Abs. 1 S. 1 GEIG-E\r\nbeschränkt, indem diese Regelung eine Pflicht für die Tankstellenunternehmen statuiert, auf dem\r\nBetriebsgelände Schnellladepunkte zu errichten und zu betreiben. Denn durch die Versorgungsauflage wird die Art und Weise der Nutzung des Grundstückseigentums konkret vorgegeben und\r\ndadurch die Ausübung der Nutzungsfreiheit, die Art. 14 Abs. 1 GG umfasst, erschwert. Ein Eingriff liegt mithin vor.\r\n47 BVerfG, Beschl. v. 09.01.1991 – 1 BvR 929/89, BVerfGE 83, 201 (209); BVerfG, Urt. v. 28.01.1997 –\r\n1 BvR 48/94, BVerfGE 95, 267 (300); BVerfG, Beschl. v. 07.12.2004 – 1 BvR 1804/03, BVerfGE 112, 93\r\n(107); BVerfG, Beschl. v. 18.01.2006 – 2 BvR 2194/99, BVerfG 115, 97 (110 f.); BVerfG, Beschl. v.\r\n08.05.2012 – 1 BvR 1065, 1082/03, BVerfGE 131, 66 (79).\r\n48 Vgl. z.B. BVerfG, Beschl. v. 08.04.1998 – 1 BvR 1680/93, BVerfGE 98, 17 (35).\r\n49 Papier/Shirvani, in: Dürig/Herzog/Scholz, GG (Werksstand: 103. EL Januar 2024), Art. 14 Rn. 162 m.w.N.\r\n50 BVerfG, Urt. v. 06.12.2016 – 1 BvR 321/12, BVerfGE 143, 246 (312).\r\n51 BVerfG, Beschl. v. 25.05.1993 – 1 BvR 345/83, BVerfGE 88, 366 (377); BVerfG, Beschl. v. 08.04.1998 –\r\n1 BvR 1680/93, BVerfGE 98, 17 (35).\r\n74061929-1 25/32\r\n1.1.2 Bezüglich der von den Tankstellenunternehmen verschiedenen Grundstückseigentümern\r\nIn den Fällen, in denen das Betriebsgelände der Tankstellen nicht im Eigentum der Tankstellenunternehmen, sondern Dritten steht, sind diese Grundstückeigentümer Grundrechtsberechtigte. Ihnen steht das grundsätzliche Verfügungs- und Nutzungsrecht an ihren Grundstücken zu,\r\nvon welchem sie durch die (vertragliche) Überlassung des Geländes an ein Tankstellenunternehmen Gebrauch gemacht haben.\r\nZwar trifft sie die Pflicht des § 14a Abs. 1 S. 1 zur Errichtung und zum Betrieb eines Schnellladepunktes auf ihrem Grundstück nicht unmittelbar. § 14b GEIG-E stellt dennoch auch diesem\r\ngegenüber eine Inhalts- und Schrankenbestimmung dar, denn er dient der Ausgestaltung ihres\r\nEigentumsrechts an den Grundstücken. So führt § 14b Abs. 1 S. 1 GEIG-E zu einer gesetzesunmittelbaren Vertrags- bzw. Rechtsänderung, indem der Eigentümer eines Grundstücks, auf\r\ndem sich eine Tankstelle befindet, hinsichtlich des durch ein Tankstellenunternehmen errichteten\r\nSchnellladepunkts zur Duldung verpflichtet wird.52 § 14b Abs. 2 S. 1 GEIG-E verpflichtet den\r\nGrundstückseigentümer zur Mitwirkung hinsichtlich der vom Tankstellenunternehmen nach\r\n§ 14a Abs. 1 S. 1 GEIG-E geschuldeten Pflicht. Im Übrigen geht auch der Gesetzesentwurf davon\r\naus, dass es sich sowohl bei § 14b Abs. 1 als auch Abs. 2 um eine Inhalts- und Schrankenbestimmung – und mithin einen Eingriff in Art. 14 Abs. 1 GG – handelt.53\r\n1.2 Recht am eingerichteten und ausgeübten Gewerbebetrieb\r\n1.2.1 Vom Eigentumsbegriff im Sinne des Art. 14 Abs. 1 GG erfasst ist auch das Recht am eingerichteten und ausgeübten Gewerbebetrieb. Dieses umfasst\r\n„die Gesamtheit der sachlichen, persönlichen und sonstigen Mittel in allen ihren\r\nErscheinungsformen […], die in der Hand des Betriebsinhabers zu einem einheitlichen Organismus zusammengefasst sind.“54\r\nGeschützt ist damit der Bestand des Betriebs, dessen Betriebsgrundstück, die Einrichtungsgegenstände, Anlagen, Warenvorräte, Außenstände, sowie geschäftlichen Verbindungen und Beziehungen.55 Bei den Tankstellenunternehmen handelt es sich um Gewerbetreibende, deren Betriebsmittel – insbesondere die öffentlichen Tankstellen – somit vom Eigentumsschutz erfasst sind.\r\n1.2.2 Ist – wie hier – bereits der Schutzbereich des Art. 12 Abs. 1 GG eröffnet, stellt sich die Frage,\r\ninwieweit Art. 14 Abs. 1 GG daneben anwendbar ist. Nach der Rechtsprechung des Bundesverfassungsgerichts ist ein solcher paralleler Grundrechtsschutz bei der Indienstnahme Privater zu\r\nbejahen, wenn die einem Unternehmen im Wege der Indienstnahme auferlegten Handlungspflichten nicht nur dessen wirtschaftliches Verhalten beeinflussen, sondern sich „im wirtschaftlichen\r\n52 GEIG-E (oben Fn. 2), S. 22.\r\n53 GEIG-E (oben Fn. 2), S. 22, 23.\r\n54 Papier/Shirvani, in: Dürig/Herzog/Scholz, GG (Werksstand: 103. EL Januar 2024), Art. 14 Rn. 200.\r\n55 Papier/Shirvani, in: Dürig/Herzog/Scholz, GG (Werksstand: 103. EL Januar 2024), Art. 14 Rn. 200.\r\n74061929-1 26/32\r\nErgebnis als Eingriff in die Substanz des Gewerbebetriebs [darstellen]“\r\n56\r\n. Dies ist hier der Fall,\r\nda die Versorgungsauflage nicht nur die Freiheit der individuellen Erwerbstätigkeit der Tankstellenunternehmen beschränkt (s. oben I.), sondern auch die Innehabung und Verwendung vorhandener Vermögensgüter begrenzt wird. Denn § 14a Abs. 1 S. 1 GEIG-E verpflichtet die Tankstellenunternehmer nicht nur zum Betrieb von Schnellladepunkten, sondern auch zu deren Errichtung\r\nauf dem Betriebsgelände, was mit einem Eingriff in das des Betriebsgelände einher geht.\r\n57\r\n2. Keine Rechtfertigung der geplanten Regelung\r\nVerfassungsrechtlich gerechtfertigt wären die in §§ 14a Abs. 1 S. 1, 14b GEIG-E vorgesehenen\r\nInhalts- und Schrankenbestimmungen nur dann, wenn sie wiederum dem Verhältnismäßigkeitsgrundsatz entsprechen würden.\r\nBei den Tankstellenbetriebsgeländen handelt es sich nicht um Eigentum im persönlichen Bereich\r\nPrivater, sodass grundsätzlich ein stärkerer Sozialbezug vorliegt. Die flächendeckende Versorgung mit Ladeinfrastruktur sowie die langfristig angelegte Emissionsreduktion im Verkehr stellen\r\ndamit grundsätzlich legitime Ziele dar. Im Hinblick auf diese müsste das GEIG-E jedoch auch\r\ngeeignet, erforderlich und angemessen sein.\r\nBezüglich der Eignung und Erforderlichkeit kann auf die Ausführungen oben unter I.2.2 und I.2.3\r\nzur Berufsfreiheit verwiesen werden, die auch für den Eingriff in Art. 14 Abs. 1 GG gelten.\r\nDurchgreifende Zweifel bestehen hinsichtlich der Angemessenheit des Eingriffs in Art. 14 Abs. 1\r\nGG. Hierbei ist aufgrund der unterschiedlichen Eingriffsrichtungen zwischen der Unverhältnismäßigkeit der Nutzungsbeschränkung (dazu 2.1) und der Unverhältnismäßigkeit des Eingriffs\r\nin den Gewerbebetrieb zu unterscheiden (dazu 2.2). Bezüglich der Unverhältnismäßigkeit der\r\nNutzungsbeschränkung ist dabei weiter zu differenzieren zwischen dem Eingriff in das Grundeigentum derjenigen Tankstellenunternehmen, die zugleich Grundstückseigentümer sind (dazu\r\n2.1.1), und dem Eingriff in das Grundeigentum der von den Tankstellenunternehmen verschiedenen Grundeigentümern (dazu 2.1.2).\r\n56 BVerfG, Beschl. v. 16.03.1971 – 1 BvR 52/66, BVerfGE 30, 292 (334 ff.) – Mineralölbevorratung.\r\n57 Insoweit unterscheidet sich der hier zu beurteilende Sachverhalt von der Konstellation, die das Bundesverfassungsgericht im Mineralölbevorratungsurteil zu beurteilen hatte. Seinerzeit hatte das Bundesverfassungsgericht einen Eingriff in Art. 14 Abs. 1 GG (neben dem Eingriff in den Schutzbericht des Art. 12\r\nAbs. 1 GG, verneint. Und zwar mit der Erwägung, die Pflicht zur Vorratshaltung treffe sie nur in ihrer\r\nPflicht als Unternehmer, nicht in ihrer Eigenschaft als Eigentümer eines Unternehmens (BVerfG, Beschl.\r\nv. 16.03.1971 – 1 BvR 52/66, BVerfGE 30, 292 [334 ff.]).\r\n74061929-1 27/32\r\n2.1 Unverhältnismäßigkeit der Nutzungsbeschränkung\r\n2.1.1 Unverhältnismäßigkeit gegenüber denjenigen Tankstellenunternehmen, die zugleich\r\nGrundstückseigentümer sind\r\nBezüglich derjenigen Tankstellenunternehmen, die zugleich Grundstückseigentümer sind, bestehen durchgreifende Zweifel an der Angemessenheit der Nutzungsbeschränkung der Grundstücke. Grundsätzlich kommt dem Interesse der Allgemeinheit gerade an Grund und Boden bei\r\nder Beurteilung der Frage, ob eine Inhalts- und Schrankenbestimmung angemessen ist eine besondere Rolle zu, sodass beispielsweise die Lage und Beschaffenheit eines Grundstücks besondere Berücksichtigung finden können.58 So verweist auch die Gesetzesbegründung des GEIG-E\r\nauf die „verkehrsgünstigen und attraktiven Standorte“\r\n59 von öffentlichen Tankstellen.\r\nDies vermag eine besondere Pflichtigkeit der Tankstellen im Kontext der E-Mobilität jedoch nicht\r\nzu begründen. Mit Blick auf die E-Mobilität gilt – wie bereits ausgeführt – die Ortsungebundenheit der Ladevorgänge. So können Schnellladepunkte auch außerhalb von öffentlichen Tankstellen betrieben werden. Zwar mag ein Standort entlang wichtiger Verkehrsachsen für die Ladeinfrastruktur von besonderer Bedeutung sein; dies geht aber nicht zwingend mit dem Vorhandensein\r\neiner Tankstelle einher. Damit ist aber auch nicht ersichtlich, wieso privaten Tankstellenunternehmern bzw. den Eigentümern von Tankstellengrundstücken eine dauerhafte Nutzungsbeschränkung ihrer Grundstücke zugemutet werden sollte.\r\n2.1.2 Unverhältnismäßigkeit gegenüber den von den Tankstellenunternehmen verschiedenen\r\nGrundstückseigentümern\r\nDie in der Versorgungauflage zu sehende Nutzungsbeschränkung der Tankstellengrundstücke\r\nauch gegenüber den von den Tankstellenunternehmen verschiedenen Grundstückseigentümern\r\nunverhältnismäßig, da die oben unter I.2.3 dargelegten Zweifel an der Erforderlichkeit der gesetzlich vorgesehenen Verpflichtung auch gegenüber den zur Duldung der Nutzungsbeschränkung verpflichteten Grundstückseigentümer gelten.\r\nd) Als weiterer Gesichtspunkt kommt hinzu, dass auch die in § 14b Abs. 1 S. 1 GEIG-E vorgesehene gesetzesunmittelbare Vertrags- bzw. Rechtsänderung unverhältnismäßig ist.\r\nDie Regelung ist nicht erforderlich, weil insoweit ein milderes Mittel zur Verfügung steht.\r\nEin milderes Mittel zu der in § 14b Abs. 1 S. 1 GEIG-E vorgesehenen, gesetzesunmittelbaren Vertrags- beziehungsweise Rechtsänderung wäre ein gesetzliches Recht auf Vertragsanpassung. Ein solches besteht in § 554 Abs. 1 S. 1 BGB, wonach der Mieter vom\r\nVermieter die Erlaubnis zur Vornahme baulicher Veränderungen der Mietsache verlangen\r\nkann, die dem Laden elektrisch betriebener Fahrzeuge dienen. Dass ein solches Recht auf\r\nVertragsanpassung ein milderes Mittel darstellt, erkennt auch die Gesetzesbegründung zum\r\n58 Axer, in: Epping/Hillgruber, BeckOK GG (58. Ed Juni 2024), Art. 14 Rn. 92.\r\n59 GEIG-E (oben Fn. 2), S. 9.\r\n74061929-1 28/32\r\nGEIG-E an.60 Nach dieser ist ein Recht auf Vertragsanpassung allerdings nicht gleich geeignet zur Erreichung des angestrebten Zwecks, da ein solches gegebenenfalls gerichtlich\r\ndurchgesetzt werden müsste oder notarielle Änderungsvereinbarungen, Beglaubigungen\r\nsowie Grundbucheintragungen notwendig machen könnte.61 Allerdings dient § 554 Abs. 1\r\nS. 1 BGB dem gleichen Zweck wie das GEIG-E, nämlich der Erreichung der Klimaziele.62\r\nEs ist nicht ersichtlich, wieso ein Vertragsanpassungsrecht vom Gesetzgeber im Rahmen\r\ndes § 554 BGB als geeignet, im Kontext des GEIG-E jedoch als aufwendig und verzögerungsanfällig bewertet wird.63 Dies gilt umso mehr, als dass der Gesetzgeber im Rahmen\r\ndes GEIG-E nur auf die abstrakte Möglichkeit zeitlicher Verzögerungen verweist, nicht\r\njedoch auf konkrete (negative) Erfahrungen im Zusammenhang mit dem bereits 2020 eingeführten § 554 Abs. 1 BGB.\r\n2.2 Unverhältnismäßiger Eingriff in den Gewerbebetrieb\r\nAuch im Hinblick auf den Eingriff in das Recht am eingerichteten und ausgeübten Gewerbebetrieb müsste die mit der Versorgungsauflage angestrebte Indienstnahme Privater gerechtfertigt\r\nsein. Dabei nimmt das Bundesverfassungsgericht an, dass hinsichtlich eines Eingriffs in Art. 14\r\nAbs. 1 GG die gleichen Anforderungen wie hinsichtlich des Eingriffs in Art. 12 Abs. 1 GG an die\r\nVerhältnismäßigkeit zu stellen wären. So darf die gesetzgeberische Maßnahme das private Unternehmen\r\n„nicht mit einer schlechthin unternehmensfremden Tätigkeit [belasten], […] nur\r\neinzelne Betriebsmittel [binden], die für die Betriebsführung nicht von ausschlaggebendem Gewicht sind, und […] [den] gewerblichen Gesamtgewinn nicht in maßgeblicher Weise [beeinflussen].“64\r\nWie bereits oben I.2.4.2 dargestellt, handelt es sich bei der Versorgungsauflage jedoch gerade um\r\neine unternehmensfremde Tätigkeit, die mit erheblichen und im Ergebnis unverhältnismäßigen\r\nwirtschaftlichen Belastungen einhergeht. Insoweit kann auf die oben I.2.4.2 gemachten Ausführungen verwiesen werden.\r\n60 GEIG-E (oben Fn. 2), S. 22.\r\n61 GEIG-E (oben Fn. 2), S. 22.\r\n62 Wiederhold, in: Hau/Poseck, BeckOK BGB (70. Ed. Mai 2024), § 554 BGB Rn. 13.\r\n63 Vgl. GEIG-E (oben Fn. 2), S. 22.\r\n64 BVerfG, Beschl. v. 29.11.1967 – 1 BvR 175/66, BVerfGE 22, 380 (381).\r\n74061929-1 29/32\r\nIII. Verletzung von Art. 3 Abs. 1 GG (Gleichheitssatz)\r\nDer Gesetzentwurf verstößt auch gegen den allgemeinen Gleichheitssatz des Art. 3 Abs. 1 GG.\r\nArt. 3 Abs. 1 GG gewährleistet neben der Rechtsanwendungsgleichheit auch die Rechtsetzungsgleichheit, die sich an den Gesetzgeber selbst richtet.65\r\nDer allgemeine Gleichheitssatz des Art. 3 Abs. 1 GG wird immer dann verletzt, wenn eine Gruppe\r\nvon Normadressaten in Relation zu vergleichbaren Normadressaten anders behandelt wird oder\r\nin Relation zu völlig anderen, nicht vergleichbaren Normadressaten gleich behandelt wird, also\r\neine Ungleichbehandlung von wesentlich Gleichem bzw. eine Gleichbehandlung von wesentlich\r\nUngleichem vorliegt und die (Un-) Gleichbehandlung sachlich nicht zu rechtfertigen ist.66\r\n1. Ungerechtfertigte Ungleichbehandlung zu Tankstellenunternehmen, die an weniger als 200\r\nöffentlichen Tankstellen über die Preissetzungshoheit verfügen\r\nDer GEIG-E verstößt zunächst gegen den allgemeinen Gleichheitssatz, weil dieser ausschließlich\r\nTankstellenbetreiber mit Preissetzungshoheit an mindestens 200 Tankstellen zur Versorgungsauflage verpflichtet und ihnen damit entsprechende erhebliche wirtschaftliche Nachteile und das\r\nRisiko von Fehlinvestitionen aufbürdet.\r\n1.1 Ungleichbehandlung zu Tankstellenunternehmen, die an weniger als 200 öffentlichen Tankstellen über die Preissetzungshoheit verfügen\r\nDie unter die Versorgungsauflage fallenden Tankstellenunternehmen mit Preissetzungshoheit an\r\nmindestens 200 Tankstellen werden gegenüber der Vergleichsgruppe derjenigen Tankstellenunternehmen, die Preissetzungshoheit an weniger als 200 Tankstellen haben, ungleich behandelt, da\r\nausschließlich die oberhalb des Schwellenwertes von 200 Tankstellen liegenden Unternehmen\r\nzur Errichtung von Schnellladesäulen und zur Tragung der damit verbundenen wirtschaftlichen\r\nNachteile verpflichtet werden sollen.\r\n1.2 Keine Rechtfertigung der Ungleichbehandlung\r\nDiese Ungleichbehandlung ist verfassungsrechtlich nicht gerechtfertigt.\r\nDer Schwellenwert von mindestens 200 Tankstellen, an denen die Unternehmen über die Preissetzungshoheit verfügen müssen, um unter die Versorgungsauflage zu fallen, ist nicht geeignet,\r\ndie ausschließliche Belastung der oberhalb des Schwellenwerts gelegenen Vergleichsgruppe bei\r\ngleichzeitiger völliger Herausnahme der unterhalb des Schwellenwerts gelegenen Vergleichsgruppe zu rechtfertigen. Dies wäre vielmehr nur dann der Fall, wenn mit diesem Wert die\r\n65 Dazu Kischel, in: Epping/Hillgruber, BeckOK GG (58. Ed. Juni 2024), Art. 3 Rn. 9.\r\n66 Zu den generellen Anforderungen vgl. BVerfG, Beschl. v. 07.10.1980 – 1 BvL 50, 89/79, 1 BvR 240/79,\r\nBVerfGE 55, 72 (88); BVerfG, Beschl. v. 11.10.1988 – 1 BvR 777/85 u.a., BVerfGE 79, 1 (17); BVerfG,\r\nBeschl. v. 21.07.2010 – 1 BvR 611/07 u.a., BVerfGE 126, 400 (416); BVerfG, NVwZ 2012, 1304, Rn. 53.\r\n74061929-1 30/32\r\nSchwelle bezeichnet würde, oberhalb der die mit der Versorgungsauflage verbundenen Aufwendungen und wirtschaftlichen Nachteile generell zumutbar sind, für Unternehmen unterhalb des\r\nSchwellenwertes hingegen generell unzumutbar sind.\r\n1.2.1 Abgesehen davon, dass diese Annahme bereits deshalb nicht zutrifft, weil die Versorgungauflage\r\nwie oben I. und II. im Einzelnen dargelegt unverhältnismäßig in die Grundrechte der Tankstellenbetreiber aus Art. 12 Abs. 1 und Art. 14 Abs. 1 GG eingreift, bleibt der GEIG-E jede Begründung schuldig, weshalb der mit der Versorgungsauflage verbundene Grundrechtseingriff für Unternehmen bis zu einer Mindestanzahl von 200 Tankstellen, an denen diese die Preissetzungshoheit haben, generell unzumutbar, für Unternehmen oberhalb des Schwellenwertes jedoch generell\r\nzumutbar und somit gerechtfertigt sein soll. Aussagen dazu, aufgrund welcher Annahmen und\r\nFakten zur Leistungsfähigkeit und Wettbewerbsfähigkeit der betroffenen Tankstellenunternehmen der Gesetzgeber zu dieser Einschätzung gelangte, finden sich in der Gesetzesbegründung\r\njedoch nicht. Der Schwellenwert von 200 Tankstellen erweckt daher den Eindruck, willkürlich\r\ngewählt worden zu sein.\r\n1.2.2 Eine andere Bewertung ergibt sich auch nicht unter dem Aspekt der Typisierung.\r\nZwar können nach ständiger Rspr. des Bundesverfassungsgerichts Ungleichbehandlungen durch\r\n„Vereinfachungs- und Typisierungsbefugnisse“ gerechtfertigt sein. So darf der Gesetzgeber unter\r\nbestimmten Voraussetzungen typisierende Regelungen verwenden, ohne allein schon wegen der\r\ndamit unvermeidlich verbundenen Benachteiligung Einzelner gegen den allgemeinen Gleichheitssatz zu verstoßen.\r\n67 Eine solche Typisierungsbefugnis ist jedoch auf die „Ordnung von Massenerscheinungen“, wie sie bspw. im Steuer- und Abgabenrecht bestehen, beschränkt.\r\n68\r\nEin solcher Fall liegt hier nicht vor. Tatsächlich werden von der Versorgungsauflage voraussichtlich nur 11 Unternehmen überhaupt betroffen sein,69 wobei drei Unternehmen als „klassische“\r\nMittelständler knapp über dem Schwellenwert von 200 Tankstellen liegen. Vor diesem Hintergrund kann von einer „Ordnung von Massenerscheinungen“ keine Rede sein. Es ist nicht ersichtlich, weshalb es dem Gesetzgeber nicht möglich gewesen wäre, angesichts des begrenzten Kreises\r\nder in Betracht kommenden Unternehmen die voraussichtlichen wirtschaftlichen Folgen der Versorgungsauflage auf die betroffenen Unternehmen näher zu ermitteln. Dass eine solche Ermittlung stattgefunden hätte, kann der Gesetzesbegründung jedoch nicht entnommen werden.\r\n1.2.3 Eine verfassungsrechtliche Rechtfertigung der ausschließlichen Heranziehung derjenigen Tankstellenunternehmen zur Versorgungsauflage, die an mindestens 200 Tankstellen die Preissetzungshoheit haben, ist damit nicht zu erkennen.\r\n67 BVerfG, Beschl. v. 30.06.2022 – 2 BvR 737/20, BVerfGE 162, 325, Rn. 103 m.w.N.\r\n68 BVerfG, Beschl. v. 30.06.2022 – 2 BvR 737/20, BVerfGE 162, 325, Rn. 104 m.w.N.\r\n69 Dies sind Aral, Shell, TotalEnergies, Esso, JET (Phililips66), Orlen, ENI (Agip), Tamoil/HEM, Westfalen,\r\nOIL! und Q1 Energie.\r\n74061929-1 31/32\r\n2. Ungerechtfertigte Ungleichbehandlung zu geförderten Betreibern von Schnelladesäulen im\r\nRahmen des sog. Deutschlandnetzes nach dem SchnellLG\r\nDie vom GEIG-E betroffenen Tankstellenunternehmen werden ferner im Vergleich zu denjenigen\r\nBetreibern von Schnellladesäulen, die im Rahmen des Deutschlandnetzes nach dem SchnellLG\r\nausgewählt wurden und für den Betrieb von Schnelladesäulen eine finanzielle Förderung erhalten,\r\nungleich behandelt (dazu 2.1). Diese Ungleichbehandlung ist auch nicht gerechtfertigt (dazu 2.2).\r\n2.1 Ungleichbehandlung zu geförderten Betreibern von Schnellladesäulen im Rahmen des\r\nDeutschlandnetzes\r\n2.1.1 Die durch den GEIG-E verpflichteten Tankstellenunternehmen werden im Vergleich mit den\r\ndurch das BMDV geförderten Anbietern von Schnellladesäulen (dazu oben B.III.) ungleich behandelt, weil die unter die Versorgungsauflage fallenden Tankstellenunternehmen im Gegensatz\r\nzu den vorgenannten Anbietern keine Förderung erhalten und ihnen dadurch erhebliche wirtschaftliche Nachteile und Fehlinvestitionen aufgebürdet werden.\r\nDurch die den Tankstellenunternehmen auferlegte Verpflichtung zur Errichtung und Inbetriebnahme von Schnellladepunkten werden die betroffenen Tankstellenunternehmen ebenfalls zu Betreibern von Schnellladesäulen, ebenso wie die oben genannten, vom BMDV geförderten Schnellladesäulenbetreiber. Beide betroffenen Gruppen installieren und betreiben Schnellladesäulen. Die\r\nGruppen bilden damit relevante Vergleichsgruppen.\r\n2.1.2 Diese Vergleichsgruppen werden in mehrfacher Hinsicht ungleich behandelt:\r\na) Die vom BMDV bezuschlagte Gruppe an Schnellladesäulenbetreibern erhält aufgrund einer Vergabeentscheidung eine finanzielle Förderung der öffentlichen Hand für die Installation und den Betrieb von Schnellladepunkten (dazu oben B.III.), da sich diese –\r\nauch nach Annahme des Gesetzgebers – aktuell noch nicht selbst trage. Hingegen wird die\r\nVergleichsgruppe der Tankstellenunternehmen nach dem GEIG-E gesetzlich zur Errichtung und zum Betrieb eines Schnellladepunktes verpflichtet, ohne hierfür eine Kompensation aus öffentlichen Mitteln zu erhalten, obwohl sich der Gesetzgeber sehr wohl der fehlenden Rentabilität bewusst ist. Das Defizit einer Gruppe wird somit mittels einer Förderung ausgeglichen, während die andere Gruppe einen Ausgleich dieses Defizits nicht zu\r\nerwarten hat. Die vergleichbaren, wesentlich gleichen Gruppen werden somit ungleich behandelt.\r\nUm die entstandenen Kosten für die Errichtung und den Betrieb der Schnellladepunkte\r\nabdecken zu können, wird das Angebot der Tankstellenunternehmen unweigerlich mit höheren Preisen verknüpft sein. Die Betreiber mit öffentlicher Förderung hingegen können\r\naufgrund der Förderung einen niedrigeren Preis anbieten. Dies führt auch zu einer Ungleichbehandlung im Bereich des Wettbewerbs und der Wettbewerbschancen.\r\n74061929-1 32/32\r\nb) Darüber hinaus ergibt sich im Vergleich zu den im Rahmen des Deutschlandnetzes bezuschlagten Schnellladesäulenbetreibern eine weitere Ungleichbehandlung im Hinblick auf\r\ndie die Behandlung von Bestandsinfrastrukturanbietern.\r\n70\r\nBestandsinfrastrukturanbieter werden im Rahmen des Deutschlandnetzes nach § 6 Abs. 3\r\nSchnellLG besonders berücksichtigt, indem diese bei Betroffenheit von unzumutbarer\r\nHärte entweder ein Andienungsrecht für ihre Ladeinfrastruktur oder bei Weiterbetrieb des\r\nSchnellladepunktes einen Anspruch auf angemessene Entschädigung erhalten (dazu\r\nB.III.3.)71 Für Tankstellenunternehmen, die die in § 2 Nr. 6 SchnellLG genannten Kriterien\r\nerfüllen und nach dem GEIG-E zur Errichtung neuer Schnellladeinfrastruktur verpflichtet\r\nwerden, sieht der Gesetzesentwurf vergleichbare Ansprüche nicht vor.\r\n2.1.3 Nicht zuletzt spricht die Berücksichtigung der Bestandsinfrastrukturanbieter in § 6 Abs. 3\r\nSchnellLG dafür, dass der Gesetzgeber bereits erkannt hat, dass die finanzielle Förderung der\r\nzehn Schnellladeinfrastrukturbetreiber den Wettbewerb mit anderen Schnellladeinfrastrukturanbietern, wie etwa den Bestandsinfrastrukturanbietern, verzerren könnte. Entsprechendes gilt mit\r\nBlick mit Blick auf die vom GEIG-E erfassten Tankstellenunternehmen.\r\n2.2 Keine Rechtfertigung der Ungleichbehandlung\r\nDiese Ungleichbehandlung ist verfassungsrechtlich ebenfalls nicht gerechtfertigt.\r\nIm vorliegenden Fall ist eine isolierte Betrachtung der Rechtfertigung dieser Ungleichbehandlung\r\nnicht möglich, da eben jene Ungleichbehandlung mit der Beeinträchtigung der Berufsausübungsfreiheit gem. Art. 12 Abs. 1 GG eng verknüpft ist und die rechtlichen Anforderungen an deren\r\nRechtfertigung verstärkt. Insoweit gelten die zur fehlenden Rechtfertigung des Art. 12 GG getroffenen Aussagen hier entsprechend. Es sind keine sachlichen Gründe dafür ersichtlich, die die\r\nUngleichbehandlung rechtfertigen könnte.\r\n***\r\n70 Zum Begriff § 2 Nr. 6 SchnellLG.\r\n71 BT-Drs. 19/28184 (oben Fn. 14), S. 28."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-09-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003873","regulatoryProjectTitle":"Gesetz zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/06/a2/303169/Stellungnahme-Gutachten-SG2406190053.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":"Gemeinsame Stellungnahme\r\nzum Referentenentwurf des Bundesministeriums der Finanzen: Entwurf eines Ge-setzes zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht\r\nDer en2x Wirtschaftsverband Fuels und Energie e.V., die MEW Mittelständische Energiewirt-schaft Deutschland e.V., der bft Bundesverband Freier Tankstellen e.V. und der UNITI Bundes-verband EnergieMittelstand e.V. bedanken sich für die Möglichkeit zur Stellungnahme zu o.g. Gesetzentwurf und nehmen diese wie folgt wahr.\r\n1.\r\nDringend notwendige Reform der Kraftstoffbesteuerung\r\nIm Juli 2021 hat die Europäische Kommission einen Vorschlag für eine Novellierung der Ener-giebesteuerung vorgelegt. Er stellt für uns ein Kernanliegen höchster Priorität dar, das wir national wie auch in Europa nachdrücklich unterstützen. Die Beratungen im Rat dauern an, es ist aktuell bedauerlicherweise nicht absehbar, ob und wann sie zum Abschluss gebracht werden können.\r\nDeshalb ist eine nationale Reform der Kraftstoffbesteuerung notwendig, die dazu beitragen kann, die schwierige Situation für die mittelständische Wirtschaft sowie den Wirtschaftsstand-ort Deutschland spürbar zu entschärfen und gleichzeitig die - von uns unterstützten - Klima-schutzziele zu erreichen:\r\nDeutschland muss die Steuersätze für erneuerbare Kraftstoffe (E-Fuels und nachhaltige bio-gene Kraftstoffe) bei Verwendung in Reinform als auch in der Beimischung idealerweise auf den Mindeststeuersatz des Kommissionsvorschlages,1 zumindest jedoch auf den Mindest-steuersatz der geltenden Energiesteuerrichtlinie senken.2\r\nDie dadurch voraussichtlich entstehenden Steuermindereinnahmen könnten – sofern erfor-derlich - z.B. durch eine entsprechende Anhebung des CO2-Preises im nationalen Emissions-handelssystem kompensiert werden.\r\nDie ideale Lösung ist eine Absenkung auf die Mindeststeuersätze des Kommissionsvor-schlags aus dem Jahr 2021. Bei einer angenommenen Absatzsteigerung von nachhaltigen Biokraftstoffen um 1 Mio. Tonnen würde es nach unseren Abschätzungen zu Mindereinnah-men bei den Kraftstoffen von rund 2 Mrd. € führen. Sie könnten, sofern das als erforderlich\r\n1 Hierzu dürfte eine Ermächtigung nach Artikel 19 der Richtlinie 2003/96 erforderlich sein\r\n2 Dies dürfte ohne eine Ermächtigung nach Artikel 19 der Richtlinie 2003/96 möglich sein\r\nUNITI - Bundesverband EnergieMittelstand e.V. | Jägerstraße 25 | 10117 Berlin Seite 2 von 6\r\nMEW - Mittelständische Energiewirtschaft Deutschland e.V. | Georgenstraße 23 | 10117 Berlin\r\nbft – Bundesverband Freier Tankstellen e.V. | Ippendorfer Allee 1d | 53127 Bonn\r\nen2x – Wirtschaftsverband Fuels und Energie e.V. | Georgenstraße 24 | 10117 Berlin\r\nangesehen wird, durch eine Anhebung des CO2-Preises um rund 10 € pro Tonne kompen-siert werden.\r\nDie kleinere Lösung wäre eine Absenkung auf die Mindeststeuersätze der zurzeit geltenden Energiesteuerrichtlinie. Bei einer angenommenen Absatzsteigerung von nachhaltigen Bio-kraftstoffen um 1 Mio. Tonnen würde es nach unseren Abschätzungen zu Mindereinnahmen bei den Kraftstoffsteuern von knapp 1 Mrd. € führen. Sie könnten, sofern erforderlich, durch eine Anhebung des CO2-Preises um etwa 5 € pro Tonne kompensiert werden.\r\nMit der idealen Lösung würde Deutschland als bedeutender EU-Mitgliedstaat ein klares Sig-nal an die anderen Mitgliedstaaten senden und möglicherweise dazu beitragen, dass es zu einer baldigen Einigung über die Energiesteuerrichtlinie kommt.\r\nForderung: Reform der Kraftstoffbesteuerung national durchführen\r\n2.\r\nZu Artikel 2 Nr. 19: Steuerentlastung bei Zahlungsausfall (§ 60 EnergieStG)\r\nMit völlig identischem Wortlaut aus dem Gesetzentwurf eines Zweiten Gesetzes zur Änderung des Energiesteuer- und des Stromsteuergesetzes aus dem Jahr 20173 sieht der jetzt vorge-legte Referentenentwurf vor: „Die Steuerentlastung ist unionsrechtskonform zurückzuführen und im Energiesteuergesetz zu streichen. Den betroffenen Unternehmen bleibt es unbenom-men, im Rahmen der allgemeinen Billigkeitsgrundsätze (§ 227 AO) Hilfe zu beanspruchen.“ Diese Aussagen sind unzutreffend. Die Mineralölwirtschaft lehnt diese Änderung daher entschieden ab.\r\nBegründung:\r\na)\r\nBeibehaltung der Vorschrift durch den Gesetzgeber in den Jahren 2017 und 2022\r\nZu dem Gesetzentwurf der Bundesregierung - Drucksachen 18/11493, 18/11927, 18/12181 Nr. 1.7 - Entwurf eines Zweiten Gesetzes zur Änderung des Energiesteuer- und des Stromsteuergesetzes hat der damalige Finanzausschuss des Deutschen Bundestages be-schlossen: „Entsprechend dem Änderungsantrag des Bundesrates vom 31. März 2017 soll § 60 Energiesteuergesetz beibehalten werden.“4 Dem liegt eine sorgfältige, abgewogene, kluge Entscheidung des damaligen Gesetzgebers zugrunde, die die Argumente, auch der Mineralölwirtschaft, aufgenommen, geprüft und akzeptiert hat. Daran hat sich bis heute nichts\r\n3 Drucksache 18/11493\r\n4 Drucksache 18/12580, S. 68\r\nUNITI - Bundesverband EnergieMittelstand e.V. | Jägerstraße 25 | 10117 Berlin Seite 3 von 6\r\nMEW - Mittelständische Energiewirtschaft Deutschland e.V. | Georgenstraße 23 | 10117 Berlin\r\nbft – Bundesverband Freier Tankstellen e.V. | Ippendorfer Allee 1d | 53127 Bonn\r\nen2x – Wirtschaftsverband Fuels und Energie e.V. | Georgenstraße 24 | 10117 Berlin\r\ngeändert. Im Jahr 2022 ist dem offenbar auch das Ministerium gefolgt, indem es die Änderung bereits aus dem Kabinettentwurf herausgenommen hat.\r\nb)\r\nFortbestand § 60 EnergieStG für den mittelständischen Mineralölhandel von ele-mentarer Bedeutung\r\n§ 60 EnergieStG regelt für Kraftstofflieferungen, und damit für hoch versteuerte Waren, einen Energiesteuerentlastungsanspruch des Mineralölhändlers wegen Zahlungsausfalls bei sei-nem Kunden. Der Händler kann hiernach unter sehr engen Voraussetzungen einen Anspruch auf Erstattung des Energiesteueranteils unter Abzug eines Selbstbehalts von 5.000 Euro gel-tend machen, wenn sein Kunde als Warenempfänger insolvent geworden ist. Der Fortbestand dieser Vorschrift ist besonders für den mittelständischen Mineralölhandel von elementarer Bedeutung. Ihre Streichung hätte verheerende Folgen: Die Energiesteuer hat einen hohen Anteil am Verkaufspreis. Die Ausweitung der Warenkreditversicherung auf den Energiesteu-eranteil führt, wenn überhaupt machbar, zu existenziellen Wettbewerbsnachteilen gegenüber finanzkräftigeren Unternehmen im Energiebereich. Hingegen sind mögliche Steuerausfälle bei Beibehaltung der Vorschrift angesichts des gesamten Energiesteueraufkommens sehr gering.\r\nZwischenergebnis: Schon aus diesen Gründen ist die Beibehaltung – ungeachtet der Ausfüh-rungen zur Versorgungslage (siehe nachfolgenden Abschnitt) - zwingend erforderlich.\r\nc)\r\nGefährdung der Versorgungslage\r\nDie derzeitige Regelung ist vor allem für mittelständische Tankstellenbetreiber und Kraftstoff-lieferanten von Bedeutung, die einen wesentlichen Beitrag zum intensiven Wettbewerb auf dem deutschen Tankstellenmarkt und bei der Belieferung von Speditionen leisten. Die Rege-lung reduziert nicht nur deren wirtschaftlichen Schaden bei einer Insolvenz von Kunden, son-dern auch deren Aufwand für Versicherungen. In der Regel müssen sich mittelständische Tankstellenbetreiber und Kraftstofflieferanten zu Gunsten ihrer Vorlieferanten gegen einen Zahlungsausfall versichern. Seit der Einführung von § 60 Energiesteuergesetz im Jahre 1991 kann die Versicherungssumme auf den Warenwert, also ohne Energiesteuer, begrenzt wer-den. Diese Möglichkeit würde durch die Streichung der Vorschrift entfallen. Die Versicherung müsste zusätzlich zum Warenwert auch den Energiesteueranteil absichern, was die Versi-cherungsprämien stark erhöhen, und viele Unternehmen überfordern würde.\r\nIn Zeiten hoher Energie- bzw. Kraftstoffpreise – sei es durch die Konflikte in dieser Welt, sei es durch die für den Klimaschutz unbedingt erforderliche Transformation der Branche - fällt es mittelständischen Mineralölhändlern zunehmend schwerer, ihre Versicherungsprämien zu bezahlen. Wenn in Krisenzeiten noch die Kosten für Versicherungen steigen, müssten viele Mineralölhändler Kunden aus dem Speditionsbereich ablehnen, weil das Risiko nicht versi-\r\nUNITI - Bundesverband EnergieMittelstand e.V. | Jägerstraße 25 | 10117 Berlin Seite 4 von 6\r\nMEW - Mittelständische Energiewirtschaft Deutschland e.V. | Georgenstraße 23 | 10117 Berlin\r\nbft – Bundesverband Freier Tankstellen e.V. | Ippendorfer Allee 1d | 53127 Bonn\r\nen2x – Wirtschaftsverband Fuels und Energie e.V. | Georgenstraße 24 | 10117 Berlin\r\ncherbar wäre. Dies würde einen erheblichen Schaden im Speditionsgewerbe zur Folge ha-ben. Es droht ein Zusammenbruch ganzer Lieferketten. Die wirtschaftlichen Folgen wären unabsehbar. Eine solche Änderung in wirtschaftlich schwierigen Zeiten, in denen die Mineral-ölwirtschaft ihren Beitrag zur Versorgungssicherheit leistet, ist unverständlich. Der Vorschlag gefährdet auch die Versorgungslage in Deutschland.\r\nd)\r\nKein Verstoß gegen Europarecht\r\nEine Streichung der Norm ist unionsrechtlich nicht geboten. In Bezug auf die Konformität mit Gemeinschaftsrecht hat u.a. der EuGH ausdrücklich festgestellt, dass es den Mitgliedstaaten offenstehe, eine solche Regelung zu erlassen (EuGH C-80/01 Rdn. 22.). Sowohl in allen we-sentlichen Kommentierungen als auch beim Bundesfinanzhof (BFH) kommt man zu der Auf-fassung, dass der § 60 Energiesteuergesetz mit dem Gemeinschaftsrecht vereinbar ist (z. B. BFH VII R 21/97 Rdn. 30 bis 32 und VII R 21/97 Rdn. 11).\r\nZu denselben Ergebnissen gelangt auch ein von der Mineralölwirtschaft im Juni 2016 in Auf-trag gegebenes und seinerzeit vorgelegtes Gutachten, dass wir hier erneut beifügen (An-lage). Es wurde dabei insbesondere die bei einer steuerrechtlichen Beihilfeprüfung entschei-dende Selektivität der Maßnahme geprüft und explizit ausgeschlossen. Begründet wird dieses u.a. mit dem EuGH-Urteil vom 8. September 2011 (Rs. C-279/08 P). Danach heißt es, dass eine selektive Begünstigung nicht vorliegt, wenn die Gruppe der Unternehmen, die eine be-stimmte Entlastung enthält, identisch ist mit der Gruppe der Unternehmen, die die mit dieser Entlastung zu mildernde Belastung zu tragen gehabt hätte. Ebenso ist der bloße Verweis des § 60 EnergieStG auf § 2 Abs. 1 Nr. 1 - 4 EnergieStG nicht ausreichend, um den selektiven Charakter einer Regelung zu begründen (vgl. insoweit EuGH, Urteil vom 15. November 2011, verb. Rs. C-106/09 P und C-107/09P). Auch der Bundesrat hat diese gutachterliche Stellung-nahme seinerzeit in seine Entscheidung zur Beibehaltung des § 60 EnergieStG einbezogen und ist ihr vollumfänglich gefolgt.\r\ne)\r\n§ 227 AO nicht zielführend\r\nDie vom BMF angeführte vermeintliche Alternative, die Rückerstattung der ausgefallenen Energiesteuer im Wege eines Billigkeitsantrags zu erhalten, scheidet in der Praxis aus. Die Zahlungsunfähigkeit des Kunden stellt gerade keinen Billigkeitstatbestand im Sinne der Ab-gabenordnung dar. Gerade deshalb wurde die Vorläufervorschrift zum § 60 EnergieStG im Mineralölsteuerrecht vor über 30 Jahren geschaffen. Durch die Streichung der Vorschrift würde der Gesetzgeber ausdrücklich dokumentieren, dass es sich nicht um eine Gesetzeslü-cke handelt, die er nicht gesehen hat und die daher im Wege der Billigkeit geschlossen wer-den müsste.\r\nForderung: § 60 EnergieStG unverändert beibehalten\r\nUNITI - Bundesverband EnergieMittelstand e.V. | Jägerstraße 25 | 10117 Berlin Seite 5 von 6\r\nMEW - Mittelständische Energiewirtschaft Deutschland e.V. | Georgenstraße 23 | 10117 Berlin\r\nbft – Bundesverband Freier Tankstellen e.V. | Ippendorfer Allee 1d | 53127 Bonn\r\nen2x – Wirtschaftsverband Fuels und Energie e.V. | Georgenstraße 24 | 10117 Berlin\r\n3.\r\nZu Artikel 4 Nr. 8: Entnahmen für regelmäßiges Warten, Instandhalten und Reinigen (§ 23 Energiesteuer-Durchführungsverordnung)\r\n§ 23 Absatz 2 der Energiesteuer-Durchführungsverordnung regelt, dass für bestimmte kurz-fristige betriebsbedingte Entnahmen von Energieerzeugnissen im Rahmen eines Herstel-lungsbetriebs oder Tanklagers keine Entfernung aus dem Steuerlager bzw. innerhalb des Steuerlagers vorliegt und die Energiesteuer gemäß § 8 Absatz 1 Energiesteuergesetz nicht entsteht.\r\nDiese Regelung wird mit dem vorliegenden Entwurf auf das regelmäßige Warten, Instandhal-ten und Reinigen der Rohrleitungen sowie Lagerstätten ausgeweitet. Auch hierfür müssen Energieerzeugnisse aus den Rohrleitungen und/oder Lagerstätten kurzfristig entnommen und anschließend unmittelbar wieder in eine zugelassene Lagestätte des Steuerlagers aufgenom-men werden. Die Entnahme der Energieerzeugnisse erfolgt dabei weder zum Gebrauch noch zum Verbrauch innerhalb des Steuerlagers, sondern dient ausschließlich dem Zweck, betrieb-lich erforderliche Arbeiten an Rohrleitungen, Tanks und betrieblichen Anlagen sowie Umlage-rungen von Energieerzeugnissen innerhalb des Steuerlagers durchführen zu können. Es han-delt sich hierbei um Entnahmen, die aufgrund betrieblicher Erfordernisse getätigt werden müssen.\r\nDie Regelung wird ausdrücklich begrüßt.\r\n4.\r\nZu Artikel 2 Nr. 15 Buchst. a (§ 53 Absatz 1 Energiesteuergesetz)\r\nNach Artikel 14 Energiesteuerrichtlinie besteht eine obligatorische Steuerbefreiung für Ener-gieerzeugnisse, die bei der Stromerzeugung verwendet wurden. Dieser Grundsatz der obli-gatorischen Befreiung aller zur Stromerzeugung eingesetzten Energieerzeugnisse wird durch die Änderung in § 53 Energiesteuergesetz nun für die weit überwiegende Mehrheit der Energieerzeugnisse einheitlich mit dieser Entlastungsregelung umgesetzt. Gleichzeitig gehen die bislang in § 49 Energiesteuergesetz geregelten Entlastungen zur Stromerzeu-gung in § 53 Energiesteuergesetz auf.\r\nDie Regelung wird ausdrücklich begrüßt.\r\n5.\r\nZu Artikel 2: Änderung des Energiesteuergesetzes (§ 27 Schiffsbetriebsstoffe)\r\nIn § 27 Abs. 1 Energiesteuergesetz sind KN 3826 0090 (Gasöl/Schweröl mit einem Biodie-selanteil von mehr als 30%) und KN 2905 1100 (Methanol einschließlich synthetischer Her-kunft) aufzunehmen.\r\nUNITI - Bundesverband EnergieMittelstand e.V. | Jägerstraße 25 | 10117 Berlin Seite 6 von 6\r\nMEW - Mittelständische Energiewirtschaft Deutschland e.V. | Georgenstraße 23 | 10117 Berlin\r\nbft – Bundesverband Freier Tankstellen e.V. | Ippendorfer Allee 1d | 53127 Bonn\r\nen2x – Wirtschaftsverband Fuels und Energie e.V. | Georgenstraße 24 | 10117 Berlin\r\nBegründung:\r\nKraftstoffe zur Verwendung in der gewerblichen Schifffahrt sind obligatorisch von der Ener-giesteuer befreit (Artikel14 c Richtlinie 2003/96/EG). § 27 Absatz 1 EnergieStG regelt die steuerfreie Abgabe von bestimmten Gasölen und Schwerölen an die gewerbliche Schiff-fahrt. Werden andere Energieerzeugnisse als die in § 27 Absatz 1 genannten Produkte als Schiffskraftstoffe in Deutschland abgeben, muss der Verwender den Schiffskraftstoff zu-nächst versteuert beziehen und kann erst im Nachgang über § 52 EnergieStG einen Antrag auf Erstattung der Energiesteuer stellen. Dieses Verfahren ist nicht nur administrativ auf-wendig, sondern stellt auch einen temporären Liquiditätsnachteil für die Verwender dar. In einem internationalen Markt führt das zu einem Wettbewerbsnachteil für die deutschen See-häfen. Zudem behindert es die Zielerreichung der Dekarbonisierung in der Schifffahrt.\r\nDurch die Aufnahme der obengenannten Produkte in § 27 Abs. 1 EnergieStG können fossile Schiffskraftstoffe ab sofort in Deutschland durch biogene bzw. erneuerbare Kraftstoffe suk-zessiv ersetzt werden. Dies trägt zur Dekarbonisierung im Schiffsverkehr bei, ohne dass dadurch Steuerausfälle entstehen, da Schiffsbetriebsstoffe im gewerblichen Bereich obliga-torisch von der Energiesteuer befreit sind. Schließlich stärkt es die Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Seehäfen im internationalen Umfeld.\r\n6.\r\nZu Artikel 4 Nr. 5 Buchstabe b) und Nr. 31: Antragsfristen (u. a. § 100 Energiesteuer-Durchführungsverordnung)\r\nDie bisherigen Regelungen zur den Antragsfristen wird dergestalt angepasst, dass Entlas-tungsanträge spätestens bis zum Ablauf der Festsetzungsfrist der Abgabenordnung (§§ 169 bis 171 Abgabenordnung) gestellt werden können.\r\nDie Regelungen werden ausdrücklich begrüßt.\r\n7.\r\nZu Artikel 1: Änderung des Stromsteuergesetzes:\r\nDas Stromsteuerrecht wird insbesondere im Bereich der Elektromobilität modernisiert und an aktuelle Gegebenheiten sowie Bedürfnisse angepasst. Dazu gehört\r\n•\r\ndie Steuerentstehung und Bestimmung des Steuerschuldners am Ladepunkt\r\n•\r\ndas bidirektionale Laden\r\n•\r\ndie technologie-offene Erfassung der Stromspeicher sowie\r\n•\r\ndie Schaffung eines einheitlichen stromsteuerrechtlichen Anlagenbegriffs\r\nDiese Modernisierung wird ausdrücklich begrüßt.\r\nBerlin, 26. April 2024"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-04-26"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003873","regulatoryProjectTitle":"Gesetz zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a1/23/303171/Stellungnahme-Gutachten-SG2406190058.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":"Streichung des § 60 EnergieStG im Entwurf eines Gesetzes zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht zurücknehmen \r\nMit völlig identischem Wortlaut aus dem Gesetzentwurf eines Zweiten Gesetzes zur Änderung des Energiesteuer- und des Stromsteuergesetzes aus dem Jahr 2017 sieht der jetzt vorgelegte Gesetzentwurf vor: „Die Steuerentlastung ist unionsrechtskonform zurückzuführen und im Ener-giesteuergesetz zu streichen. Den betroffenen Unternehmen bleibt es unbenommen, im Rahmen der allgemeinen Billigkeitsgrundsätze (§ 227 AO) Hilfe zu beanspruchen.“ Diese Aussagen sind unzutreffend. Die Kraftstoffwirtschaft lehnt diese Änderung daher entschieden ab. \r\nBeibehaltung der Vorschrift durch den Gesetzgeber in den Jahren 2017 und 2022 \r\nZu dem Gesetzentwurf der Bundesregierung - Drucksachen 18/11493, 18/11927, 18/12181 Nr. 1.7 - Entwurf eines Zweiten Gesetzes zur Änderung des Energiesteuer- und des Stromsteuerge-setzes hat der damalige Finanzausschuss des Deutschen Bundestages beschlossen: „Entspre-chend dem Änderungsantrag des Bundesrates vom 31. März 2017 soll § 60 Energiesteuergesetz beibehalten werden.“ Dem liegt eine sorgfältige, abgewogene, kluge Entscheidung des damali-gen Gesetzgebers zugrunde, die die Argumente, auch der Kraftstoffwirtschaft, aufgenommen, geprüft und akzeptiert hat. Daran hat sich bis heute nichts geändert. Im Jahr 2022 ist dem offen-bar auch das Ministerium gefolgt, indem es die Änderung bereits aus dem Kabinettentwurf her-ausgenommen hat. \r\nFortbestand § 60 EnergieStG für den mittelständischen Mineralölhandel elementar \r\n§ 60 EnergieStG ist die gesetzliche Grundlage dafür, dass Kraftstoffhändlern bei Zahlungsausfall eines Kraftstoffkunden ein Energiesteuerentlastungsanspruch zusteht. Der Händler kann hier-nach unter sehr engen Voraussetzungen einen Anspruch auf Erstattung des Energiesteueranteils unter Abzug eines Selbstbehalts von 5.000 Euro geltend machen, wenn sein Kunde als Waren-empfänger insolvent geworden ist. Der Fortbestand dieser Vorschrift ist besonders für den mittel-ständischen Kraftstoffhandel von elementarer Bedeutung. Ihre Streichung hätte verheerende Fol-gen: Die Energiesteuer hat einen hohen Anteil am Verkaufspreis, es handelt sich bei Kraftstoffen um hoch versteuerte Ware. Die Ausweitung der Warenkreditversicherung, wenn überhaupt mach-bar, auf den Energiesteueranteil führt aufgrund hoher Zahlungsausfallprämien, zu existenziellen Wettbewerbsnachteilen mittelständischer Händler gegenüber finanzkräftigeren Energiehandels-unternehmen. Mögliche Steuerausfälle des Staates bei Beibehaltung der Vorschrift sind ange-sichts des gesamten Energiesteueraufkommens von rund 36,7 Mrd. Euro (2023) sehr gering.\r\nGefährdung der Versorgung entlang zahlreicher Lieferketten \r\nDie derzeitige Regelung ist vor allem für mittelständische Tankstellenbetreiber und Kraftstofflie-feranten von Bedeutung, die einen entscheidenden Beitrag zum intensiven Wettbewerb auf dem deutschen Tankstellenmarkt und bei der Belieferung von Speditionen leisten. Die Regelung re-duziert nicht nur deren wirtschaftlichen Schaden bei einer Insolvenz von Kunden, sondern auch deren Aufwand für Versicherungen. In der Regel müssen sich mittelständische Tankstellenbetrei-ber und Kraftstofflieferanten zu Gunsten ihrer Vorlieferanten gegen einen Zahlungsausfall versi-chern. Seit der Einführung von § 60 Energiesteuergesetz im Jahre 1991 kann die Versicherungs-summe auf den Warenwert, also ohne Energiesteuer, begrenzt werden. Diese Möglichkeit würde durch die Streichung der Vorschrift entfallen. Die Versicherung müsste zusätzlich zum Warenwert auch den Energiesteueranteil absichern, was die Versicherungsprämien stark erhöhen, und viele Unternehmen finanziell überfordern würde. \r\nIn Zeiten hoher Energie- bzw. Kraftstoffpreise – sei es durch die globalen Konflikte oder die für den Klimaschutz unbedingt erforderliche Transformation der Branche - fällt es mittelständischen Kraftstoffhändlern zunehmend schwerer, ihre Versicherungsprämien zu bezahlen. Wenn in Kri-senzeiten zusätzlich die Kosten für Versicherungen steigen, müssten viele Kraftstoffhändler Kun-den aus dem Speditionsbereich ablehnen, weil das Risiko nicht versicherbar wäre. Dies würde einen erheblichen Schaden im Speditionsgewerbe zur Folge haben. Es droht ein Zusammen-bruch ganzer Lieferketten. Die wirtschaftlichen Folgen wären unabsehbar. Eine solche Änderung in wirtschaftlich schwierigen Zeiten, in denen die Mineralölwirtschaft ihren Beitrag zur Versor-gungssicherheit leistet, ist unverständlich. Der Vorschlag gefährdet auch die Versorgungslage in Deutschland.  \r\nKein Verstoß gegen Europarecht \r\nEine Streichung der Norm ist unionsrechtlich nicht geboten. In Bezug auf die Konformität mit Gemeinschaftsrecht hat u.a. der EuGH ausdrücklich festgestellt, dass es den Mitgliedstaaten of-fenstehe, eine solche Regelung zu erlassen (EuGH C-80/01 Rdn. 22.). Sowohl in allen wesentli-chen Kommentierungen als auch beim Bundesfinanzhof (BFH) kommt man zu der Auffassung, dass der § 60 Energiesteuergesetz mit dem Gemeinschaftsrecht vereinbar ist (z. B. BFH VII R 21/97 Rdn. 30 bis 32 und VII R 21/97 Rdn. 11). \r\nZu denselben Ergebnissen gelangt auch ein von der Mineralölwirtschaft im Juni 2016 in Auf-trag gegebenes und seinerzeit vorgelegtes Gutachten, dass wir hier erneut beifügen (Anlage). Es wurde dabei insbesondere die bei einer steuerrechtlichen Beihilfeprüfung entscheidende Selek-tivität der Maßnahme geprüft und explizit ausgeschlossen. Begründet wird dieses u.a. mit dem EuGH-Urteil vom 8. September 2011 (Rs. C-279/08 P). Danach heißt es, dass eine selektive Begünstigung nicht vorliegt, wenn die Gruppe der Unternehmen, die eine bestimmte Entlastung enthält, identisch ist mit der Gruppe der Unternehmen, die die mit dieser Entlastung zu mildernde Belastung zu tragen gehabt hätte. Ebenso ist der bloße Verweis des § 60 EnergieStG auf § 2 Abs. 1 Nr. 1 - 4 EnergieStG nicht ausreichend, um den selektiven Charakter einer Regelung zu begründen (vgl. insoweit EuGH, Urteil vom 15. November 2011, verb. Rs. C-106/09 P und C-107/09P). Auch der Bundesrat hat diese gutachterliche Stellungnahme seinerzeit in seine Ent-scheidung zur Beibehaltung des § 60 EnergieStG einbezogen und ist ihr vollumfänglich gefolgt.  227 AO nicht zielführend\r\nDie vom BMF angeführte vermeintliche Alternative, die Rückerstattung der ausgefallenen Ener-giesteuer im Wege eines Billigkeitsantrags zu erhalten, scheidet in der Praxis aus. Die Zahlungs-unfähigkeit des Kunden stellt gerade keinen Billigkeitstatbestand im Sinne der Abgabenordnung dar. Gerade deshalb wurde die Vorläufervorschrift zum § 60 EnergieStG im Mineralölsteuerrecht vor über 30 Jahren geschaffen. Durch die Streichung der Vorschrift würde der Gesetzgeber aus-drücklich dokumentieren, dass es sich nicht um eine Gesetzeslücke handelt, die er nicht gesehen hat und die daher im Wege der Billigkeit geschlossen werden müsste. \r\nDeshalb fordert UNITI eine unveränderte Beibehaltung von § 60 im Energiesteuergesetz. \r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-06-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012224","regulatoryProjectTitle":"Überarbeitung der EU-Flottenregulierung für PKW und leichte Nutzfahrzeuge ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/04/d4/357018/Stellungnahme-Gutachten-SG2409250001.pdf","pdfPageCount":37,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Unionsrechtsrechtswidrige EU-Flottenregulierung\r\nRechtswissenschaftliches Gutachten\r\nim Auftrag des\r\nUNITI Bundesverband EnergieMittelstand e.V.\r\nerstellt von\r\nUniv.-Professor Dr. Martin Kment, LL.M. (Cambridge)\r\nAugsburg\r\nJanuar 2024\r\n- 2 -\r\n- 3 -\r\nI N H A L T S V E R Z E I C H N I S\r\nEinleitung* 5\r\nI. Der Straßenverkehr als umweltpolitisches Sorgenkind 5\r\n1. Deutsche Defizite 5\r\n2. Europäische Parallelen 6\r\nII. Emissionsreduktion durch EU-Flottenregelung 7\r\n1. Grenzwerte für neue PKWs und leichte Nutzfahrzeuge 7\r\na) Normative Ursprünge 7\r\nb) Erste Verschärfungen durch VO(EU) 2019/631 9\r\nc) Deutliche weitere Verschärfungen durch VO(EU) 2023/851 10\r\n2. Abgaben bei Emissionsüberschreitungen 11\r\na) Regelungsmechanismus 12\r\nb) Kompetenzrechtliche Defizite 13\r\n3. Veraltete Grenzwertbestimmung in der EU 14\r\na) Messung von Auspuffemissionen 14\r\nb) Verschleppte Lebenszyklusbetrachtung 15\r\nc) Widerspruch zum Selbstanspruch auf Technologieoffenheit, insbesondere\r\nzu Lasten von e-Fuels und anderen alternativen Ansätzen 17\r\nIII. Lebenszyklusbetrachtung als EU-Standard der\r\nUmweltfolgenbewertung 19\r\n1. Moderner Kraftstoffansatz der RED III-RL 20\r\n2. LCA-Prüfung nach der Taxonomie-VO 20\r\n3. LCA-Prüfung gemäß der Verordnung über Batterien und Altbatterien\r\n22\r\nIV. Negative Konsequenzen der EU-Flottenregelung 23\r\n1. Ökologischer Schaden einer überholten Messmethodik 24\r\na) CO2-Belastungen zu Beginn und Ende des Lebenszyklus 24\r\nb) CO2-Belastung bei Erzeugung der Antriebsenergie 25\r\nc) Auswirkungen auf Bestandsfahrzeuge 26\r\n2. Beeinträchtigungen von Fahrzeug- und e-Fuel-Herstellern 26\r\na) ICEV-Hersteller 26\r\n- 4 -\r\nb) e-Fuel-Hersteller 27\r\nV. Unionsrechtswidrige Flottenregulierung 28\r\n1. Missachtung des Art. 191 AEUV 28\r\na) Zielvorgaben des Art. 191 Abs. 1 AEUV 28\r\nb) Missachtung des Vorbeuge- und Vorsorgegrundsatzes nach Art. 191\r\nAbs. 2 AEUV 29\r\n2. Verstoß gegen EU-Grundrechte und EU-Grundsätze 30\r\na) Unternehmerische Freiheit (Art. 16 GRCh) 31\r\naa) Bedeutung und Schutzbereich 31\r\nbb) Unmittelbare und mittelbare Eingriffe 31\r\ncc) Mangelnde Rechtfertigung 32\r\nb) Gleichheit vor dem Gesetz (Art. 20 GRCh) 34\r\nc) Grundsatz des Umweltschutzes (Art. 37 GRCh) 35\r\n3. Kein Geltungsvorrang anderer EU-Vorgaben 36\r\nV. Fazit: Dringender Änderungsbedarf 36\r\n- 5 -\r\nEinleitung*\r\nMit strengen Flottenregelungen versucht der europäische Gesetzgeber, die\r\nAutomobilindustrie auf Nachhaltigkeitskurs zu bringen. Allerdings ist er selbst nicht\r\ngewillt, moderne Emissionsmessmethoden einzuführen, die eine Betrachtung des\r\nLebenszyklus eines Fahrzeugs ermöglichen und das Prädikat „nachhaltig“ verdienen\r\nwürden. Die veraltete Messmethode widerspricht dem europäischen Primärrecht und\r\nschädigt Ökologie und Ökonomie gleichermaßen. Sie sollte umgehend aus dem Rennen\r\ngenommen werden.\r\nI. Der Straßenverkehr als umweltpolitisches Sorgenkind\r\n1. Deutsche Defizite\r\nDie Bekämpfung des Klimawandels gelingt in Deutschland mit\r\nunterschiedlichem Erfolg. In einigen Sektoren, etwa der Industrie,1 führt das\r\nBestreben nach einer Reduktion von CO2-Emissionen zu ersten\r\nnennenswerten Fortschritten, während andere Sektoren hartnäckig hohe\r\nEmissionswerte aufweisen. Zu Letzteren gehört auch der Verkehr, der als\r\nmotorisierter Individual- oder Güterverkehr tagtäglich auf deutschen Straßen\r\nrollt. Obschon PKW und LKW insgesamt energieeffizienter geworden sind,\r\nführen steigende Fahrzeugzulassungen und wachsender Straßengüterverkehr\r\ndazu, dass die Effizienzgewinne mehr als aufgebraucht werden:2 Die\r\nverkehrsbezogenen CO2-Emissionen liegen deshalb heute 23% über dem\r\nNiveau von 1995 und der Anteil des Verkehrs an den deutschen\r\nGesamtemissionen ist seit 1990 von 13 % auf 19,4 % im Jahr 2021 gestiegen.3\r\n* Alle Internetfundstellen waren am 25.1.2023 abrufbar.\r\n1 UBA, Berechnungen der Treibhausgasemissionsdaten für das Jahr 2022 gemäß KSG,\r\n2023, S. 8.\r\n2 UBA, Emissionen des Verkehrs, https://www.umweltbundesamt.de/daten/verkehr/emissionen-des-verkehrs#verkehr-belastet-luft-und-klima-minderungsziele-der-bundesregierung.\r\n3 UBA, Fn. 2.\r\n- 6 -\r\nKurzum: Es besteht dringender Handlungsbedarf beim Sorgenkind Verkehr,\r\nwill die Bundesregierung nicht erneut – wie jüngst am 30.11.2023 – gerichtlich\r\nzu Sofortmaßnahmen angehalten werden.4\r\n2. Europäische Parallelen\r\nDie Emissionsentwicklung ist kein spezifisch deutsches Phänomen,\r\nsondern ein europaweites: Auch auf der Unionsebene kletterten die\r\nstraßenverkehrsbezogenen Emissionen zwischen 1990 und 2021 um 21 % nach\r\noben.5 Nationale wie europäische Strategien, die diese Entwicklung umkehren\r\nwollten, griffen bislang nicht, obschon die EU bereits 2015 in einer\r\nRahmenstrategie das Ziel eines energieeffizienten Verkehrssektors mit\r\ngeringeren CO2-Emissionen ausgerufen hatte.6 Hieran knüpfte schon drei\r\nJahre später die VO(EU) 2018/842 an, um im Verkehrssektor wie auch in\r\nanderen Bereichen die bestehenden Abhängigkeiten von fossilen Brennstoffen\r\ndurch ein „umfassendes Konzept“ zur Reduktion der\r\nTreibhausgasemissionen zu ersetzen.\r\n7 In der Strategie für nachhaltige und\r\nintelligente Mobilität vom 9.12.2020 bekräftigte die Europäische Kommission\r\nnochmals diesen Pfad zum emissionsarmen Fahren und stellt in Aussicht,\r\n„dass die im Verkehr genutzten Kraftstoffe CO2-neutral werden und\r\nnachhaltige erneuerbare und CO2-arme Kraftstoffe unverzüglich in großem\r\nMaßstab eingeführt werden müssen.“8\r\n4 OVG Berlin-Brandenburg, Urt. v. 30.11.2023 -11 A 11.22, 11 A 27.22, 11 A 1.23.\r\n5 StBA, https://www.destatis.de/Europa/DE/Thema/UmweltEnergie/CO2_Strassenverkehr.html.\r\n6 COM(2015) 80 final, S. 15 f.\r\n7 Verordnung (EU) Nr. 2018/842 des Europäischen Parlaments und des Rates v.\r\n30.5.2018 zur Festlegung verbindlicher nationaler Jahresziele für die\r\nReduzierung der Treibhausgasemissionen im Zeitraum 2021 bis 2030 als Beitrag\r\nzu Klimaschutzmaßnahmen zwecks Erfüllung der Verpflichtungen aus dem\r\nÜbereinkommen von Paris sowie zur Änderung der Verordnung (EU)\r\nNr. 525/2013, ABl. 2018 L 156, 26, Erwäg. 12.\r\n8 COM(2020) 789 final, Rn. 18.\r\n- 7 -\r\nDa die schwachen Emissionswerte der vergangenen Jahre den\r\nHandlungsdruck in der EU erhöhten, hat sich die Europäische Kommission\r\nzu einem Strategiewechsel entschlossen, um den schleppenden\r\nUmstellungsprozess anzukurbeln. Mit dem „EU Klimagesetz“9 hat sie deshalb\r\nambitionierte Reduktionsvorgaben gemacht, die zuletzt in der VO(EU)\r\n2023/851 aufgegriffen wurden. Der europäische Anspruch geht dahin, die aus\r\ndem Verkehrssektor kommenden Emissionen bis 2050 um 90 % zu senken.10\r\nII. Emissionsreduktion durch EU-Flottenregelung\r\nDer europäische Gesetzgeber hat unterschiedliche Regelungen erlassen, um\r\ndie Emissionen im Verkehrssektor zu reduzieren. Dabei arbeitet er mit einer\r\nKombination aus Grenzwertvorgaben für Neufahrzeuge und einer\r\nAbgabenpflicht bei Emissionsüberschreitungen. Dies soll anhand der Regeln\r\nfür PKW und leichte Nutzfahrzeuge dargelegt werden.\r\n1. Grenzwerte für neue PKWs und leichte Nutzfahrzeuge\r\na) Normative Ursprünge\r\nDer Regelungsansatz des europäischen Gesetzgebers konzentriert sich seit\r\n2009 auf die Festsetzung von Emissionsnormen für Neufahrzeuge und lässt\r\ndie Bestandsfahrzeuge zunächst unberücksichtigt. Der Anteil\r\nemissionsintensiver Altfahrzeuge soll mit der Zeit auslaufen.\r\n9 Verordnung (EU) Nr. 2021/1119 des Europäischen Parlaments und des Rates v.\r\n30.6.2021 zur Schaffung des Rahmens für die Verwirklichung der\r\nKlimaneutralität und zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. 401/2009 und\r\n(EU) 2018/1999, ABl. 2021 L 243, 1.\r\n10 Verordnung (EU) Nr. 2023/851 des Europäischen Parlaments und des Rates v.\r\n19.4.2023 zur Änderung der Verordnung (EU) 2019/631 im Hinblick auf eine\r\nVerschärfung der CO2-Emissionsnormen für neue Personenkraftwagen und für\r\nneue leichte Nutzfahrzeuge im Einklang mit den ehrgeizigeren Klimazielen der\r\nUnion, ABl. 2023 L 110, 5, Erwäg. 6.\r\n- 8 -\r\nZur Regulierung der Neuzulassungen setzt die EU seit der VO(EG)\r\n443/2009 auf einen sog. Flottenwert, der jedem Hersteller von PKW und LKW\r\nvorgeschrieben wird. Es handelt sich dabei um einen Grenzwert, der in\r\nGramm (g) CO2 pro Kilometer (km) bestimmt wird und der von einem\r\nbestimmten Prozentsatz der hergestellten Fahrzeuge im Durchschnitt nicht\r\nüberschritten werden darf.11 Der ab dem Jahr 2012 definierte Grenzwert von\r\n120g CO2/km12 galt somit nicht für jedes individuell hergestellte\r\nKraftfahrzeug. Vielmehr konnten auch besonders emissionsstarke Modelle\r\nproduziert werden, sofern der Überschuss an CO2-Emissionen durch andere\r\nModelle aufgefangen wurde.13 Außerdem sah der EU-Gesetzgeber\r\nEmissionsboni vor. So konnten gem. Art. 6 VO(EG) 443/2009 die\r\nEmissionsgrenzen für einzelne Fahrzeuge bis zum 31.12.2015 um 5 %\r\nreduziert werden, sofern diese Fahrzeuge so konstruiert waren, dass sie mit\r\ndem Gemisch aus Ottokraftstoff und Bioethanol mit einem Bioethanolgehalt\r\nvon 85 % („E 85“) betrieben werden konnten. Zudem mussten mindestens\r\n30 % der Tankstellen in dem Mitgliedstaat, in dem das Fahrzeug zugelassen\r\nwar, diesen Typ alternativen Kraftstoffes anbieten, der die\r\nNachhaltigkeitskriterien für Biokraftstoffe nach den einschlägigen\r\ngemeinschaftlichen Rechtsvorschriften erfüllte.\r\nFür leichte Nutzfahrzeuge wurde in VO(EG) 510/2011 eine vergleichbare\r\nRegelungsstruktur angelegt. Hier galt allerdings der Grenzwert von 147 g\r\nCO2/km.\r\n11 Die in Art. 4 VO(EG) 443/2009 noch vorgesehene prozentuale Staffelung spielt\r\nheute keine Rolle mehr. Die Flottenregelung bezieht sich nunmehr auf die\r\ngesamte Produktionslinie (100 %).\r\n12 Vgl. Art. 1 VO(EG) 443/2009. Ab 2020 war als Grenzwert 95 g CO2/km vorgesehen.\r\n13 Es gibt auch Sonderregeln für Kleinhersteller (de minimus-Vorschrift) und\r\nEmissionsgemeinschaften (Pooling). Siehe hierzu Schmidt-Kötters/Held, NVwZ\r\n2009, 1390 (1391).\r\n- 9 -\r\nb) Erste Verschärfungen durch VO(EU) 2019/631\r\nDie in den erwähnten Verordnungen für PKW und leichte Nutzfahrzeuge\r\nvorgesehenen Flottenregelungen wurden ab dem Jahr 2020 in einer einzigen\r\nVerordnung (VO(EU) 2019/63114) zusammengeführt und mit\r\nEmissionsgrenzwertverschärfungen kombiniert. Um Disruptionen zu\r\nvermeiden, wurde das bestehende Grenzwertniveau bis 2024 beibehalten.15\r\nErst danach soll es in zwei weiteren Schritten zu Verschärfungen kommen, die\r\nnicht – was einfacher gewesen wäre – in absoluten Zahlen ausgedrückt\r\nwerden, sondern in prozentualen Absenkungen in Bezug auf einen\r\nbestimmten Referenzzeitpunkt. Dementsprechend ist gem. Art. 1 Abs. 4\r\nVO(EU) 2019/631 vorgesehen, dass ab dem 1.1.2025 ein Grenzwert gilt, der\r\nsich aus einer Verringerung des Grenzwerts von 2021 um 15 % ergibt.\r\nStrukturell ähnlich schreibt Art. 1 Abs. 5 VO(EU) 2019/631 dann vor, dass ab\r\ndem 1.1.2030 ein nochmals schärferer Grenzwert Anwendung findet, der bei\r\nPKW 37,5 % und bei leichten LKW 31 % des Grenzwerts von 2021 entspricht.\r\nIn konkreten Zahlen sind dies ab dem 1.1.2025 für PKW 80,75 g CO2/km und\r\nfür leichte LKW 124,95 g CO2/km. Ab dem 1.1.2030 dürfen nur 59,375 g\r\nCO2/km von PKW im durchschnittlichen Flottenverbrauch ausgestoßen\r\nwerden, während die Zielmarke von 101,43 g CO2/km für leichte LKW gilt.\r\nWie schon die Vorgängerregelungen hält auch die VO(EU) 2019/631 für\r\nHersteller, die sich besonders beim Umweltschutz engagieren, einen Bonus\r\nbereit, der den Grenzwert um bis zu 5 % erhöhen kann. Bezugspunkt dieser\r\nBesserstellung sind jedoch nunmehr bestimmte Anteile an emissionsfreien\r\noder emissionsarmen16 Neufahrzeugen. Die Privilegierung setzt gem. Art. 1\r\nAbs. 6 VO(EU) 2019/631 i.V.m. Anhang I, Teil A, Nr. 6.3. der VO ab dem\r\n14 Verordnung (EU) 2019/631 des Europäischen Parlaments und des Rates vom\r\n17.4.2019 zur Festsetzung von CO2-Emissionsnormen für neue\r\nPersonenkraftwagen und für neue leichte Nutzfahrzeuge und zur Aufhebung\r\nder Verordnungen (EG) Nr. 443/2009 und (EU) Nr. 510/2011, ABl. Nr. L 111, 13.\r\n15 VO(EU) 2019/631, Erwäg. 2.\r\n16 Ein emissionsarmes Fahrzeug darf gem. Art. 3 Abs. 1 lit. m) VO(EU) 2019/631\r\nmaximal 50 g CO2/km emittieren.\r\n- 10 -\r\n1.1.2025 voraus, dass 15 % der Fahrzeuge das Prädikat emissionsfrei bzw.\r\nemissionsarm tragen können. Ab dem 1.1.2030 sind dies gem. Art. 1 Abs. 7\r\nVO(EU) 2019/631 i.V.m. Anhang I, Teil A, Nr. 6.3. der VO ambitionierte 35 %\r\nbei den PKW und 30 % bei den leichten Nutzfahrzeugen.\r\nÜberraschenderweise erhalten Fahrzeughersteller beim Einsatz erneuerbar\r\nerzeugter Kraftstoffe keine Anrechnungen mehr auf ihre Quote. Der mögliche\r\nBeitrag der Nutzung synthetischer und fortschrittlicher alternativer\r\nKraftstoffe aus erneuerbaren Energiequellen zur CO2-Emissionsminderung ist\r\nlediglich Gegenstand einer Überprüfungs- und Berichterstattungspflicht nach\r\nArt. 15 Abs. 2 VO(EU) 2019/631. Dieser Pflicht ist die Europäische\r\nKommission allerdings nicht nachgekommen.\r\nc) Deutliche weitere Verschärfungen durch VO(EU) 2023/851\r\nWie bereits dargelegt,17 erweist sich der Verkehrssektor auch im Jahr 2023\r\nweiterhin als kränkelnd, wenn es um Emissionseinsparungen geht. Der\r\nEuropäische Gesetzgeber verordnet dem Patienten daher weiterhin dieselbe\r\nMedizin, jetzt aber in höherer Dosis. Gem. Art. 1 Abs. 5 VO(EU) 2023/851\r\nwird von PKW-Herstellern ab dem 1.1.2030 eine Emissionsreduktion von 55 %\r\n(statt vorher 37,5 %) und von Herstellern leichter Nutzfahrzeuge 50 % (statt\r\nvorher 31 %) verlangt. Außerdem dürfen gem. Art. 1 Abs. 5a VO(EU)\r\n2023/851 Fahrzeuge beider Klassen gar keine CO2-Emissionen mehr\r\nausstoßen, sobald das Jahr 2035 begonnen hat. Die Produktion muss dann\r\nvollständig auf reine Elektrofahrzeuge oder Fahrzeuge mit Wasserstoffantrieb\r\numgestellt sein; letztgenannte Variante dürfte bei PKW und leichten\r\nNutzfahrzeugen aber auf absehbare Zeit keine Rolle spielen.18\r\n17 Siehe die obigen Ausführungen unter I, 2.\r\n18 Frontier Economics Limited, Gutachten Notwendigkeit einer Lebenszyklusanalyse in\r\nder Flottenregulierung, 2023, vgl.\r\nhttps://www.uniti.de/fileadmin/user_upload/RPT-FrontierUNITI_LCA_Studie-18-08-2023_stc.pdf, S. 8 (Fn. 7).\r\n- 11 -\r\nAuch die Möglichkeiten einer Grenzwerterhöhung werden\r\nzurückgefahren. Eine bis zu 5%ige Erleichterung kann nur in Anspruch\r\nnehmen, wer ab dem 1.1.2025 mindestens 25 % seiner PKW bzw. 17 % seiner\r\nleichten Nutzfahrzeuge als emissionsfreie oder emissionsarme Modelle iSd\r\nArt. 3 Abs. 1 lit. m) VO(EU) 2019/631 auf den Markt bringt. Ab dem 1.1.2030\r\nist eine derartige Grenzwertverschiebung überflüssig, da ohnehin nur noch\r\nemissionsfreie Fahrzeuge die europäischen Grenzwerte erfüllen können.\r\nÜbersetzt man die Emissionsgrenzwerte in Treibstoffverbräuche, wird\r\ndeutlich, welche Konsequenzen die Neuregelungen nach sich ziehen\r\nwerden.19 Der Durchschnittsverbrauch der PKW, die mit Ottokraftstoff\r\n(Benzin) fahren, wird den Grenzwert von 2020 nur bei 3,97 l/100 km einhalten,\r\nden Grenzwert ab 2025 nur noch bei 3,37 l/100 km und den Grenzwert ab 2035\r\nbei lediglich 1,79 l/100 km.20 Spätestens ab 2035 ist das Inverkehrbringen von\r\nPKW, die Benzin benötigen, nicht mehr möglich. Ähnliche Werte ergeben sich\r\nfür Dieselfahrzeuge. Ab 2020 liegt der Grenzwert bei 3,55 l/100 km, ab 2025\r\nsind es 3,02 l/100 km und ab 2030 sind es 1,60 l/100 km. Spätestens ab 2035 ist\r\nauch hier endgültig Schluss.21\r\n2. Abgaben bei Emissionsüberschreitungen\r\nDie unionsrechtlich definierten Emissionsgrenzwerte lösen keine\r\nordnungsrechtlichen Ge- oder Verbote aus, die aus sich heraus zu befolgen\r\nsind.22 Vielmehr verknüpft der europäische Gesetzgeber die\r\n19 Dies sei exemplarisch für PKW dargestellt.\r\n20 UNITI, Auswirkungen der EU-CO2-Flottengrenzwerte auf die zukünftig\r\nverwendbaren Kraftstoffmengen bezogen auf Dieselkraftstoff und Benzin,\r\n18.7.2023, S. 5 f.\r\n21 UNITI, Auswirkungen der EU-CO2-Flottengrenzwerte auf die zukünftig\r\nverwendbaren Kraftstoffmengen bezogen auf Dieselkraftstoff und Benzin,\r\n18.7.2023, S. 3 f.\r\n22 Seiler, EuR 2010, 67 (80).\r\n- 12 -\r\nEmissionsvorgaben mit ökonomischen Anreizen, die ein umweltbelastendes\r\nVerhalten verteuern sollen.23\r\na) Regelungsmechanismus\r\nDie unionsrechtliche Lenkungsabgabe ist auch nach Erlass der VO(EU)\r\n2023/815 weiterhin in Art. 8 VO(EU)2019/631 geregelt. Die Verordnung aus\r\ndem Jahr 2019 hatte die Vorgängervorschrift aus der VO(EG) 443/2009\r\nverdrängt. Vorgeschrieben ist nach aktueller Rechtslage, dass die Kommission\r\nvon einem Hersteller eine Abgabe wegen Emissionsüberschreitung erheben\r\ndarf, wenn die durchschnittlichen spezifischen CO2-Emissionen dessen\r\nZielvorgabe übersteigen. Die Höhe der Abgabe beträgt gem. Art. 8 Abs. 2\r\nVO(EU)2019/631 pro Gramm CO2/km 95 €. Dieser Wert wird dann noch mit\r\nden neu zugelassenen Fahrzeugen multipliziert.\r\nÜberträgt man diese Formel auf die Zulassungs- und Emissionsdaten des\r\nKraftfahrt-Bundesamts in Deutschland aus dem Jahr 2022,24 ergibt sich daraus\r\nallein im Segment der PKW folgender Abgabebetrag für Fahrzeughersteller:\r\nTatsächliche CO2-Emission von 109,6 g CO2/km abzüglich des EUGrenzwerts von 95 g CO2/km = 14,60. Der Faktor 14,6 x 95 € x 2,65 Millionen\r\nPKW = 3,68 Mrd. €! Sollte sich die Tendenz des Jahres 2023 mit 121,0 g\r\nCO2/km fortsetzen und die Zahl der PKW-Neuzulassungen, wie die\r\nZwischenbilanz des Kraftfahrt-Bundesamts nahelegt,25 zunehmen, könnte\r\nsich die Milliardenzahlung nach Brüssel schnell verdoppeln.\r\n23 Schmidt-Kötters/Held, NVwZ 2009, 1390 (1392).\r\n24 Kraftfahrt-Bundesamt, Fahrzeugzulassungen im Dezember 2022 – Jahresbilanz,\r\nPressemitteilung Nr. 1/2023 v. 4.1.2023; https://www.kba.de/DE/Presse/Pressemitteilungen/Fahrzeugzulassungen/2023/pm01_2023_n_12_22_pm_komplet\r\nt.html?snn=3662144&fromStatistic=3889316&yearFilter=2022&monthFilter=12_\r\nDezember.\r\n25 Kraftfahrt-Bundesamt, Fahrzeugzulassungen im Juni 2023 – Halbjahresbilanz,\r\nPressemitteilung Nr. 27/2023 v. 5.7.2023; https://www.kba.de/DE/Presse/Pressemitteilungen/Fahrzeugzulassungen/2023/pm27_2023_n_06_23_pm_\r\nkomplett.html?snn=3662144&fromStatistic=4241250&yearFilter=2023&monthFi\r\nlter=06_Juni.\r\n- 13 -\r\nDieser stattliche Betrag deutscher Kraftfahrzeughersteller fließt allerdings\r\nnicht in den Bundes- oder einen Länderhaushalt, sondern soll gem. Art. 8\r\nAbs. 4 VO(EU)2019/631 als Einnahme für den Gesamthaushalt der Union\r\ngelten. Die näheren Modalitäten der Erhebung legt gem. Art. 8 Abs. 3\r\nVO(EU)2019/631 die Kommission im Weg der Durchführungsrechtsakte fest.\r\nb) Kompetenzrechtliche Defizite\r\nDas Europäische Parlament und der Rat versuchen, die umweltrechtliche\r\nLenkungsabgabe weiterhin auf die unionsrechtlichen Kompetenzen des\r\nUmweltrechts nach Art. 192 AEUV (ex. 175 EGV) zu stützen; sie verweisen\r\ndarauf, dass mit der VO(EU) 2019/631 – einschließlich der Abgabenregelung –\r\nUmweltziele definiert und umgesetzt würden.26 Da es sich bei Art. 8 VO(EU)\r\n2019/631 um eine Lenkungsabgabe und keine Steuer handelt, wird man die\r\nEinführung der Abgabe wohl auf Art. 192 Abs. 1 AEUV stützen können, nicht\r\naber auf Art. 192 Abs. 2 S. 1 lit. a) AEUV, der allein für steuerliche Regelungen\r\nvorgesehen ist und bei denen die Steuer nicht als Ergänzungsinstrument dient,\r\nsondern im Vordergrund steht.27\r\nVon der Einführung der Lenkungsabgabe zu unterscheiden ist die Frage\r\nnach der Ertragshoheit bzw. Ertragsberechtigung (vgl. Art. 8 Abs. 4 VO(EU)\r\n2019/631) sowie nach der Berechtigung, Erhebungsmodalitäten zu bestimmen\r\n(vgl. Art. 8 Abs. 3 VO(EU) 2019/631). Letztgenannte Vorgaben wird man mit\r\nBlick auf Art. 192 Abs. 4 AEUV wohl nur in Ausnahmefällen der Europäischen\r\nKommission überlassen können, wenn etwa die Organisationsfähigkeit der\r\nMitgliedsstaaten unzureichend sein sollte.28 Hierfür gibt es allerdings keine\r\nAnhaltspunkte. Ebenfalls nicht von Kompetenzen gedeckt ist die\r\nÜberführung der Einnahmen in den allgemeinen Haushalt der EU. Art. 175\r\nAEUV und auch keine andere Regelung des Primärrechts vermag diese\r\n26 Siehe hierzu Schulte-Braucks, EuZW 2009, 393.\r\n27 Vgl. auch Calliess, in: Calliess/Ruffert, EUV/AEUV, 6. Aufl. 2022, Art. 192 Rn. 29;\r\nKahl, in: Streinz, EUV/AEUV, 3. Aufl. 2018, Art. 192 Rn. 21.\r\n28 Schmidt-Kötters/Held, NVwZ 2009, 1390 (1393).\r\n- 14 -\r\nAnordnung zu stützen.29 Art. 8 Abs. 4 VO(EU) ist daher neben Art. 8 Abs. 3\r\nVO(EU) ebenfalls vertragswidrig.30\r\n3. Veraltete Grenzwertbestimmung in der EU\r\nEine Steuerungswirkung kommt nicht allein der Festlegung von\r\nEmissionsgrenzwerten zu. Ebenfalls großen Einfluss können die\r\nMessmethoden haben, auf deren Grundlagen die Einhaltung bzw.\r\nÜberschreitung der Emissionswerte bestimmt werden. Je nach der gewählten\r\nMethode können sogar bestimmte Antriebssysteme oder spezielle Kraftstoffe\r\n(wirtschaftlich) mittels der Abgabe auf Emissionsüberschreitungen aus dem\r\nMarkt gedrängt werden.\r\na) Messung von Auspuffemissionen\r\nObwohl die europäischen Verordnungen über die letzten 15 Jahre versucht\r\nhaben, sich bei der Bekämpfung von CO2-Emissionen im Straßenverkehr stets\r\nden aktuellen Entwicklungen anzupassen, arbeiten sie bei der Messung der\r\nEmissionsbelastungen immer noch mit dem schon in der VO(EG) 443/2009\r\ngültigen, aber veralteten Tailpipe-Ansatz: Sie setzen nämlich in\r\nÜbereinstimmung mit VO(EU) 2017/115131 beim Begriff der Emissionen an,\r\nder gem. Anhang IIIA Nr. 1.2.10 i.V.m. Nr. 1.2.12 „gasförmige\r\nAbgasbestandteile aus dem Auspuff eines Fahrzeugs“ meint.\r\n29 Seiler, EuR 2010, 67 (87); Schmidt-Kötters/Held, NVwZ 2009, 1390 (1393 f.).\r\n30 So auch Nettesheim, in: Grabitz/Hilf/Nettesheim, Das Recht der Europäischen\r\nUnion, 80. EL Aug. 2023, Art. 192 Rn. 38.\r\n31 Verordnung (EU) Nr. 2017/1151 der Kommission vom 1.6.2017 zur Ergänzung der\r\nVerordnung (EG) Nr. 715/2007 des Europäischen Parlaments und des Rates über\r\ndie Typgenehmigung von Kraftfahrzeugen hinsichtlich der Emissionen von\r\nleichten Personenkraftwagen und Nutzfahrzeugen (Euro 5 und Euro 6) und über\r\nden Zugang zu Fahrzeugreparatur- und -wartungsinformationen, zur Änderung\r\nder Richtlinie 2007/46/EG des Europäischen Parlaments und des Rates, der\r\nVerordnung (EG) Nr. 692/2008 der Kommission sowie der Verordnung (EU) Nr.\r\n1230/2012 der Kommission und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr.\r\n692/2008 der Kommission, ABl. 2017 Nr. L 175, S. 1.\r\n- 15 -\r\nDie Einengung des Blickfelds allein auf die Emissionen, die am Auspuff\r\neines PKW bzw. leichten Nutzfahrzeugs gemessen werden können, entspricht\r\neiner sog. „Tank-to-Wheel-Betrachtung“, die weitere CO2-Belastungen eines\r\nFahrzeugs und damit seine wahren Umweltbelastungen ausblendet und auf\r\ndiese Weise die Bewertungsgrundlage nach modernen Maßstäben verzerrt.\r\nEmissionen wie auch Einsparungen von CO2, die bei der Fahrzeugherstellung\r\n(cradle-to-gate-Phase), bei der Treibstoffherstellung (well-to-tank-Phase) oder\r\nin Folge der Außerbetriebnahme des Fahrzeugs (end-of-life-Phase) auftreten,\r\nfallen so aus dem Prüfraster und fehlen dann, um eine zeitgemäße und\r\nvollumfängliche, sog. life-cycle-analysis (LCA) zu ermöglichen.\r\nb) Verschleppte Lebenszyklusbetrachtung\r\nDass eine bessere Erhebung der CO2-Emissionen eines Fahrzeugs möglich\r\nist, war dem Europäischen Gesetzgeber schon länger bekannt. In der VO(EG)\r\n443/2009 etwa weist er selbst darauf hin, dass bestimmte alternative\r\nKraftstoffe „in der [zeitlich vorgelagerten] Perspektive ‚Well-to-Wheels‘ („Von\r\nder Quelle bis zum Rad“) zu einer erheblichen Verringerung der CO2-\r\nEmissionen führen“.32 Wohl auch deshalb wurde in Art. 6 VO(EG) 443/2009\r\neine spezielle Maßnahme zur Förderung von alternativen Kraftstoffen\r\neingeführt.33\r\nIn der nachfolgenden VO(EU) 2019/631 spricht der europäische\r\nGesetzgeber zudem sehr eindringlich von der Bedeutung der\r\nLebenszyklusanalyse und stellt in Erwägungsgrund 50 fest: „Die Emissionen\r\nvon Personenkraftwagen und leichten Nutzfahrzeugen müssen auf\r\nUnionsebene über den gesamten Lebenszyklus bewertet werden.“34 Den\r\nklaren Worten folgt dann allerdings nur ein butterweicher Arbeitsauftrag an\r\ndie Kommission, die gem. Art. 7 Abs. 10 VO(EU) 2019/631 innerhalb eines\r\n32 VO(EG) 443/2009, Erwg. 15.\r\n33 Siehe dazu die obigen Ausführungen unter II, 1, a.\r\n34 Hervorhebung nicht im Original.\r\n- 16 -\r\nZeitfensters von gut 3,5 Jahren die „Möglichkeit“ zu prüfen hätte, ob eine\r\ngemeinsame Unionsmethode entwickeln werden könnte, „gemäß der die CO2-\r\nEmissionen über den gesamten Lebenszyklus von Personenkraftwagen und\r\nleichten Nutzfahrzeugen, die in der Union auf den Markt gebracht werden,\r\nbewertet und auf einheitliche Weise gemeldet werden“ könnten.\r\nAuf eine parlamentarische Anfrage hat der damalige Vize-Präsident der\r\nEuropäischen Kommission, Franciscus Timmermans, geantwortet, dass die\r\nKommission diesem Auftrag aus VO(EU) 2019/631 fristgerecht nachkommen\r\nwerde.35 Wirklich nachgekommen ist die Europäische Kommission ihrem\r\neigenen Anspruch aber nicht: Ihre Untersuchungen zur Lebenszyklusanalyse\r\n(LCA) wurden bereits früh abgebrochen. In einem Arbeitspapier der\r\nKommission aus dem Jahr 2021 stellt die Kommission nach einer Befassung\r\nmit unterschiedlichen Prüfmethoden fest: „However, the methodology\r\ndeveloped is not immediately suited for calculating the individual lifecycle\r\nemissions of individual vehicles, which would require an even more detailed\r\nand disaggregated approach.“36 Mit anderen Worten: Eine\r\nLebenszyklusanalyse setzt umfangreiche Prüfmethoden voraus (und deshalb\r\nverfolgen wir den Weg nicht mehr weiter).\r\nDie vorzeitige Kapitulation vor den Herausforderungen einer\r\naufwändigeren Prüfmethode hat den europäischen Alltagsbetrieb allerdings\r\nnicht abschließend zu beruhigen vermocht. In den Beratungen zur VO(EU)\r\n2023/851 wurde von unterschiedlicher Seite die Notwendigkeit einer\r\nLebenszyklusanalyse betont. So stellt etwa der Ausschuss für Industrie,\r\nForschung und Energie fest: „To counter this risk of regulatory fragmentation,\r\nyour rapporteur would prefer a broader carbon accounting system\r\n35 Vgl. die EU-Dokumentation E-002631/2020(ASW) v. 7.7.2020.\r\n36 Commission Staff Working Document, Impact Assessment – Part 2 v. 14.7.2021,\r\nSWD(2021) 631 final, S. 100.\r\n- 17 -\r\nconsidering the life cycle of vehicles and fuel/energy, which would better\r\nreflect the true environmental impact of the various technologies involved.“37\r\nTrotz aller Hinweise aus den Ausschüssen wurden selbst konkrete\r\nVorschläge zur rechtlichen Umsetzung der Lebenszyklusanalyse\r\nhintenangestellt und eine recht unverfängliche Regelung in Art. 7a VO(EU)\r\n2023/851 aufgenommen. Danach ist zwar die Kommission verpflichtet, bis\r\nzum 31.12.2025 einen Bericht zu veröffentlichen, der Methoden beschreibt,\r\ngemäß der die CO2-Emissionen über den gesamten Lebenszyklus von PKW\r\nund leichten Nutzfahrzeugen bewertet und gemeldet werden können (Abs. 1),\r\nund zudem angehalten, durch einen delegierten Rechtsakt eine gemeinsame\r\nUnionsmethode festzulegen, gemäß der die CO2-Emissionen über den\r\ngesamten Lebenszyklus von PKW und leichten Nutzfahrzeugen bewertet und\r\ngemeldet werden. Wichtig ist aber, dass gem. Art. 7a Abs. 3 VO(EU) 2023/851\r\ndie Hersteller ab dem 1.6.2026 allein auf freiwilliger Basis die aus einer solchen\r\nLebenszyklusanalyse ermittelten Daten über CO2-Emissionen der\r\nKommission übermitteln. Mit anderen Worten: Die LCA bleibt ein\r\nGegenstand von Berichtspflichten und theoretischen Überlegungen, darf (!)\r\nauch ab Mitte 2026 als Prüfmethode verwandt und die daraus gewonnenen\r\nErkenntnisse der Kommission gemeldet werden. Rechtliche Konsequenzen\r\nknüpfen an die erhobenen Daten jedoch keine an; insbesondere fehlt eine\r\nAnrechnung positiver Erkenntnisse aus einer LCA auf die veraltete und\r\nverkürzte Messung allein der Auspuffemissionen (Tailpipe-Ansatz).\r\nc) Widerspruch zum Selbstanspruch auf Technologieoffenheit, insbesondere zu\r\nLasten von e-Fuels und anderen alternativen Ansätzen\r\nDas fortwährende Verschleppen der Lebenszyklusanalyse von Verordnung\r\nzu Verordnung hat gewichtige praktische Konsequenzen: Die Kombination\r\nvon sehr strikten CO2-Grenzwerten, einer am Auspuff eines Fahrzeugs\r\n37 Stellungnahme des Ausschusses für Industrie, Forschung und Energie v. 29.4.2022\r\nim Gesetzgebungsverfahren zur Änderung der VO(EU) 2019/631,\r\nCOM(2021)0556 – C9-0322/2021 – 2021/0197(COD).\r\n- 18 -\r\nansetzenden Grenzwertfestlegung und die Erhebung einer Abgabe im Fall der\r\nGrenzwertüberschreitung führen dazu, dass die Produktion von Fahrzeugen\r\nmit Verbrennungsmotoren (ICEV) spätestens zum Jahr 2035 – wenn nicht gar\r\ndeutlich davor – eingestellt und schon heute spürbar eingeschränkt werden\r\nmuss, wollen Hersteller der Fahrzeuge nicht unwirtschaftlich und damit\r\nunvernünftig agieren.38 Der technisch anspruchsvolle Verbrennungsmotor\r\nsteht damit vor dem Aus, selbst wenn er nicht mit fossilen Kraftstoffen,\r\nsondern mit erneuerbaren Kraftstoffen, sogenannten e-Fuels, betrieben wird.\r\nE-Fuels haben die Eigenschaft, dass sie unter Entzug von CO2 aus der\r\nAtmosphäre produziert werden und in den herkömmlichen Fahrzeugen mit\r\nVerbrennungsmotoren wie Benzin oder Diesel eingesetzt werden können.39\r\nIm Verbrennungsprozess geben sie das zuvor gespeicherte CO2 dann wieder\r\nin die Atmosphäre ab; dies kann am Auspuff der Fahrzeuge gemessen\r\nwerden. In der Gesamtbilanz von Kraftstoffherstellung (well-to-tank) und\r\nKraftstoffeinsatz (tank-to-wheel) sind diese Kraftstoffe gleichwohl CO2-\r\nneutral.40\r\nEs liegt auf der Hand, dass die ökologisch interessanten, technischen\r\nMerkmale von e-Fuels, gerade wenn sie grünstrombasiert hergestellt werden,\r\nnicht zum Tragen kommen, wenn man sie ausschließlich anhand ihrer\r\nAuspuffemissionen beurteilt. So verbaut die veraltete Messung von CO2-\r\nEmissionen, die allein am Fahrzeugauspuff ansetzt, wirtschaftlichen\r\nEntwicklungschancen dieser Kraftstoffe auf dem Weg zu einer modernen,\r\numweltfreundlichen und nachhaltigen Mobilität der Zukunft. Denn sie\r\nbeleuchtet nur ein Segment der CO2-Bilanz unterschiedlicher\r\n38 Siehe hierzu die maximalen Verbrauchswerte an Treibstoff, die schon weit vor 2035\r\nkaum zu erreichen sind, vgl. im Detail bereits oben II, 1, c.\r\n39 Vgl. ADAC, Kraftstoff der Zukunft im Test: Sind E-Fuels wirklich\r\numweltfreundlich?, v. 6.12.2022, https://www.adac.de/verkehr/tankenkraftstoff-antrieb/alternative-antriebe/e-fuels-test/.\r\n40 ADAC, Kraftstoff der Zukunft im Test: Sind E-Fuels wirklich umweltfreundlich?,\r\nv. 6.12.2022, https://www.adac.de/verkehr/tanken-kraftstoffantrieb/alternative-antriebe/e-fuels-test/.\r\n- 19 -\r\nMobilitätsformen und verzerrt damit das Gesamtbild. Das Schicksal von eFuels steht deshalb stellvertretend für alle alternativen technischen Verfahren,\r\ndie bei einer fortschrittlichen Lebenszyklusanalyse möglicherweise neue\r\ntragfähige Perspektiven beim Klimaschutz eröffnen könnten, jedoch wegen\r\ndes verfälschenden Messansatzes benachteiligt sind. In dieser Ausgestaltung\r\nist VO(EU) 2023/851 i.V.m. VO(EU) 2019/631 folglich rückschrittig und auf\r\nbestimmte Antriebssysteme im Bereich des Verkehrs festgelegt, die keine CO2-\r\nEmissionen am Auspuff aufweisen, wie etwa ausschließlich batterieelektrisch\r\nbetriebene Fahrzeuge (sog. Battery Electric Vehicles, BEV).\r\nDieser Befund ist überraschend.41 Er steht nicht nur im Widerspruch zu\r\nfrüheren Strategiepapieren der Europäischen Kommission, bei denen noch die\r\nChancen unterschiedlicher technischer Konzeptionen für Fahrzeugarten und\r\nverwendete Kraftstoffe betont wurden.42 Er wird insbesondere auch nicht dem\r\neigenen Anspruch der Technologieneutralität gerecht, den Europäisches\r\nParlament und Rat für sich selbst als maßgeblich erklären. In\r\nErwägungsgrund 10 der VO(EU) 2023/851 verweisen sie zwar darauf, dass\r\n„[d]ie verschärften CO2-Emissionsnormen [...] in Bezug auf die Erreichung der\r\nfestgelegten Flottenziele technologieneutral (sind)“. Die nähere Betrachtung\r\nder Verordnung hatte jedoch Gegenteiliges zu Tage gefördert.\r\nIII. Lebenszyklusbetrachtung als EU-Standard der\r\nUmweltfolgenbewertung\r\nDie Ausgestaltung der VO(EU) 2023/851 i.V.m. VO(EU) 2019/631 weist\r\nnicht nur verordnungsinterne Widersprüche hinsichtlich der\r\nTechnologieoffenheit auf. Sie lässt sich auch nur schwer in die\r\nGesamtarchitektur des übrigen sekundärrechtlichen Unionsrechts einbinden.\r\n41 Kritisch auch Schwintowski, EWeRK 2019, 182 (187).\r\n42 Siehe etwa die „Strategie für nachhaltige und intelligente Mobilität: Den Verkehr\r\nin Europa auf Zukunftskurs bringen“ v. 9.12.2020, COM(2020) 789 final, Rn. 18 f.\r\n- 20 -\r\n1. Moderner Kraftstoffansatz der RED III-RL\r\nEin offensichtlicher konzeptioneller Widerspruch zeigt sich zwischen\r\nVO(EU) 2023/851 i.V.m. VO(EU) 2019/631 und Art. 25 RED III-RL43. In Art. 25\r\nRED III-RL werden der aus erneuerbaren Quellen erzeugten Elektrizität\r\nsowohl Bio- als auch erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs\r\ngleichberechtigt an die Seite gestellt. Der diverse Ansatz ist kein\r\nZufallsprodukt, sondern in der RED III-RL ausdrücklich angelegt. In\r\nErwägung 72 weist der Gesetzgeber explizit darauf hin, dass „die Nutzung\r\nerneuerbarer Kraftstoffe und von Elektrizität aus erneuerbaren Quellen im\r\nVerkehr zu einer kosteneffizienten Dekarbonisierung des Verkehrs der Union\r\nbeitragen und unter anderem die Diversifizierung der Energieversorgung in\r\ndiesem Wirtschaftszweig unterstützt werden (kann)“. Ein bedeutendes\r\nEinsatzfeld sollen dabei „Verkehrsträger (sein), die sich nur schwer\r\nelektrifizieren lassen, wie den See und Luftverkehr.“ Ohne den Einsatzbereich\r\nauf diesen Bereich zu verengen, sollen hier „verstärkt erneuerbare Kraftstoffe\r\n[gemeint sind: fortschrittliche Biokraftstoffe und Biogas sowie erneuerbare\r\nKraftstoffe nicht biogenen Ursprungs] mit möglichst geringen\r\nUmweltauswirkungen eingesetzt werden.“ Technologieoffen sucht der\r\nGesetzgeber der RED III-RL also nach den effektivsten Einsatzfeldern für\r\nverschiedene Energieträger, ohne sich im Vorhinein technologisch selbst zu\r\nbegrenzen.\r\n2. LCA-Prüfung nach der Taxonomie-VO\r\nDes Weiteren lässt sich die in der veralteten Prüfmethode der VO(EU)\r\n2023/851 i.V.m. VO(EU) 2019/631 zum Ausdruck kommende\r\nInnovationsträgheit, die sich einer gesamtheitlichen Betrachtung des PKW43 Richtlinie (EU) 2023/2413 des europäischen Parlaments und des Rates v. 18.10.2023\r\nzur Änderung der Richtlinie (EU) 2018/2001, der Verordnung (EU) 2018/1999 und\r\nder Richtlinie 98/70/EG im Hinblick auf die Förderung von Energie aus\r\nerneuerbaren Quellen und zur Aufhebung der Richtlinie (EU) 2015/652 des Rates,\r\nABl. 2023, Nr. L v. 31.10.2023, S. 1.\r\n- 21 -\r\nVerkehrs und des Verkehrs von leichten Nutzfahrzeugen verschließt, nicht\r\nmit der Grundausrichtung der Taxonomie-VO44 in Einklang bringen. Dort\r\nwird deutlich dynamischer und zeitgemäßer normiert.\r\nDabei sei vorweggeschickt, dass die Taxonomie-VO in das übergreifende\r\nGeflecht des European Green Deal45 eingewoben ist und darauf abzielt, ein auf\r\nUnionsebene einheitliches und verbindliches Klassifizierungssystem zu\r\nschaffen, um die ökologische Nachhaltigkeit einer wirtschaftlichen Tätigkeit\r\nzu bestimmen.46\r\nBei der Einstufung der zu bewertenden Tätigkeit ist gem. Art. 17 Abs. 2\r\nTaxonomie-VO ihr gesamter Lebenszyklus zu beurteilen, der insbesondere\r\nHerstellung, Verwendung und Ende der Lebensdauer mit einschließt und sich\r\nauch auf Produkte und Dienstleistungen erstreckt, die von der\r\nWirtschaftstätigkeit hervorgebracht werden.47 Bei Kraftfahrzeugen soll dies\r\nnach der Auffassung der EU-Kommission konkret Montage, Transport und\r\ndie bei der Nutzung des Fahrzeugs entstehende Verschmutzung wie auch die\r\nangemessene Entsorgung am Ende der Lebensdauer beinhalten.48 Damit ist\r\ndie Untersuchung eines Lebenszyklus einer Tätigkeit bzw. ihrer Produkte\r\nund Dienstleistungen unter Beachtung des unionsrechtlichen\r\nVorsorgegrundsatzes möglichst breit angelegt und entspricht dem sog.\r\n„Cradle-to-grave-Ansatz“ (Von der Wiege bis zur Bahre).49\r\n44 Verordnung (EU) 2020/852 des europäischen Parlaments und des Rates vom\r\n18.06.2020 über die Einrichtung eines Rahmens zur Erleichterung nachhaltiger\r\nInvestitionen und zur Änderung der Verordnung (EU) 2019/2088, ABl. 2020\r\nL 198, S. 13.\r\n45 Vgl. dazu Burgi, NVwZ 2021, 1401 (1401 ff.); Franzius, KlimaR 2022, 2 passim.\r\n46 Fellenberg/Kment, in: dies. (Hrsg.), Taxonomie-VO, 2024, Einl. Rn. 1 f.\r\n47 Kment, in: Fellenberg/Kment (Hrsg.), Taxonomie-VO, 2024, Art. 17 Rn. 25.\r\n48 Bekanntmachung der Kommission, Technische Leitlinien für die Anwendung des\r\nGrundsatzes der „Vermeidung erheblicher Beeinträchtigungen“ im Rahmen der\r\nVerordnung zur Einrichtung einer Aufbau- und Resilienzfazilität\r\n(2021/C 58/01).\r\n49 Kment, in: Fellenberg/Kment (Hrsg.), Taxonomie-VO, 2024, Art. 17 Rn. 28.\r\n- 22 -\r\nSollte dessen ungeachtet versucht werden, nicht ökologisch nachhaltige\r\nTätigkeiten durch eine zu enge Prüfung des Lebenszyklus fälschlicherweise\r\ndoch positiv zu bewerten (sog. „green washing“), hat der europäische\r\nGesetzgeber in Art. 17 Abs. 2 Taxonomie-VO mit einem „insbesondere“ sogar\r\neine dynamische Komponente in den Tatbestand eingefügt, um auch das\r\nletzte Schlupfloch zu schließen. Systemkonform müssen selbstverständlich\r\nauch die zur Bewertung der ökologischen Nachhaltigkeit herangezogenen\r\nMaßstäbe „dem Lebenszyklus sowie den Erkenntnissen aus vorhandenen\r\nLebenszyklusanalysen Rechnung tragen“ (vgl. Art. 19 Abs. 1 S. 1 lit. g\r\nTaxonomie-VO)50 und sich fortlaufend an den wissenschaftlichen und\r\ntechnologischen Entwicklungen orientieren; vgl. Art. 19 Abs. 5 UAbs. 3\r\nTaxonomie-VO.51 Hinter diesen hohen Standards der Taxonomie-VO bleiben\r\n– dies macht der Vergleich deutlich – VO(EU) 2023/851 und VO(EU) 2019/631\r\nspürbar zurück.\r\n3. LCA-Prüfung gemäß der Verordnung über Batterien und Altbatterien\r\nDenselben betrüblichen Befund liefert der Vergleich mit der neuen\r\nBatterien- und Altbatterien-VO.52 Letztgenannte wird dominiert vom Konzept\r\nder Lebenszyklusbetrachtung, welche hinsichtlich der beurteilten Batterien\r\ngem. Anhang II Nr. 4 bereits bei der Beschaffung und Vorbehandlung der\r\neingesetzten Rohstoffe anfängt und über die Herstellung des Hauptprodukts\r\nwie auch des Vertriebs schließlich beim Ende der Lebensdauer der Batterien\r\nund ihrem Recycling endet. Anders als die hier kritisierte VO(EU) 2023/851\r\ni.V.m. VO(EU) 2019/631 nimmt die Batterie- und Altbatterie-VO also eine\r\nCradle-to-Grave-Perspektive ein, wobei der Europäische Gesetzgeber im\r\n50 Kment, GewArch 2023, 178 (181).\r\n51 Reiter, in: Fellenberg/Kment (Hrsg.), Taxonomie-VO, 2024, Art. 19 Rn. 61.\r\n52 Verordnung (EU) 2023/1542 des Europäischen Parlaments und des Rates vom\r\n12.7.2023 über Batterien und Altbatterien, zur Änderung der Richtlinie\r\n2008/98/EG und der Verordnung (EU) 2019/1020 und zur Aufhebung der\r\nRichtlinie 2006/66/EG, ABl. 2023 L 191, S. 1.\r\n- 23 -\r\nRahmen der Batterie- und Altbatterie-VO gerade in Bezug auf die Mobilität\r\nder Zukunft, dem eigentlichen Kernthema der VO(EU) 2023/851 – dies sollte\r\nbesonders aufhorchen lassen –, sehr sensibel vorgeht, denn er erkennt, dass\r\n„(d)er massive Einsatz von Batterien in Sektoren wie Mobilität und\r\nEnergieeinspeicherung [...] zu einer Verringerung der CO2-Emissionen führen\r\n(dürfte). Um dieses Potenzial zu maximieren, ist es [...] erforderlich, dass\r\nBatterien über ihren gesamten Lebenszyklus einen kleinen CO2-Fußabdruck\r\naufweisen.“53 Aus diesem Grund sieht u.a. Art. 7 Abs. 1 lit. e) Batterie- und\r\nAltbatterie-VO vor, dass der CO2-Fußabdruck einer Elektrofahrzeugbatterie\r\nin die bereits beschriebenen Phasen des Lebenszyklus aufgeschlüsselt werden\r\nmuss, um seine sachgerechte ökologische Beurteilung zu ermöglichen. Der so\r\nermittelbare vollumfängliche CO2-Fußabdruck einer Elektrofahrzeugbatterie\r\ndarf letztlich die Grenzwerte des Art. 7 Abs. 3 Batterie- und Altbatterie-VO\r\ni.V.m. mit den hierzu erlassenen delegierten Rechtsakten nicht überschreiten.\r\nEs ist verblüffend, wie weit die VO(EU) 2023/851 i.V.m. VO(EU) 2019/631\r\nhinter diesen Standards zurückbleibt.\r\nIV. Negative Konsequenzen der EU-Flottenregelung\r\nFormuliert man Kritik gegenüber Rechtsvorschriften, die dem\r\nUmweltschutz zu dienen bestimmt sind,54 ist man schnell dem Verdacht\r\nausgesetzt, bereitwillig Belange des Umweltschutzes anderen Interessen zu\r\nopfern. Daher soll nachfolgend aufgezeigt werden, welche negativen\r\nKonsequenzen die EU-Flottenregelung in ihrer aktuellen Gestalt nach sich\r\nzieht, insbesondere auch unter ökologischen Gesichtspunkten.\r\n53 Erwg. 27 VO(EU) 2023/1542. Siehe ebenfalls Erwg. 2, 10, 12, 28, 35, 83, 102 mit\r\nBezugnahmen auf den LCA.\r\n54 Vgl. VO(EU) 2023/851, Erwg. 8.\r\n- 24 -\r\n1. Ökologischer Schaden einer überholten Messmethodik\r\nEine veraltete und hinsichtlich ihres Blickpunkts verengte Messtechnik\r\nläuft zwangsläufig Gefahr, die Gesamtbelastung der Umwelt, die durch\r\nunterschiedliche Mobilitätsformen ausgelöst wird, nur unzureichend\r\naufzudecken und damit Fehleinschätzungen zu begünstigen und so\r\nFehlanreize zu setzen. Folgendes Beispiel macht dies sehr deutlich: Ein\r\nbatteriebetriebenes Fahrzeug (BEV) muss im direkten Vergleich zu einem\r\nFahrzeug mit Verbrennungsmotor (ICEV) immer besser abschneiden, wenn\r\nman lediglich den Ausstoß an CO2-Gasen am Auspuff der Fahrzeuge misst.\r\nDas BEV stößt mangels Verbrennungsprozess im PKW schließlich kein CO2\r\naus.\r\na) CO2-Belastungen zu Beginn und Ende des Lebenszyklus\r\nDiese Gegenüberstellung offenbart unmittelbar die großen\r\nVerzerrungsrisiken der aktuell maßgeblichen Messmethode, die der\r\neuropäische Gesetzgeber auch unter dem Regime der VO(EU) 2023/851\r\nweiterhin vorschreibt: Nimmt man nämlich den Herstellungsprozess der\r\nFahrzeuge in den Blick, sieht man, dass BEV gegenüber den klassischen PKW\r\nmit Verbrennungsmotor im Nachteil sind,55 insbesondere wenn ihre Batterien\r\n– wie bei 80 % aller Modelle –56 in China gefertigt werden; die Belastung bei\r\nBEV liegt ca. drei Mal so hoch wie bei den ICEV.57 Keine Entlastung bringt es,\r\nfalls der CO2-Ausstoß im EU-Ausland (etwa China) erfolgt, denn der Kampf\r\n55 Frontier Economics Limited, Gutachten Notwendigkeit einer Lebenszyklusanalyse in\r\nder Flottenregulierung, 2023, vgl. https://www.uniti.de/fileadmin/user_upload/RPT-Frontier-UNITI_LCA_Studie-18-08-2023_stc.pdf, S. 17 f.\r\n56 Popien u.a., Comparison of lithium-ion battery supply chains – a life cycle\r\nsustainability assessment, CIRP 116 (2023), S. 131 ff.\r\n57 Frontier Economics Limited, Gutachten Notwendigkeit einer Lebenszyklusanalyse in\r\nder Flottenregulierung, 2023, vgl. https://www.uniti.de/fileadmin/user_upload/RPT-Frontier-UNITI_LCA_Studie-18-08-2023_stc.pdf, S. 17 f. Schwintowski,\r\nEWeRK 2019, 182 (186) geht lediglich von einer doppelt so hohen CO2-Belastung\r\naus. Er bezieht sich auf Schrader, Die Ökobilanz der E-Mobilität, Spektrum\r\nWissenschaft 5/18, S. 12 (14).\r\n- 25 -\r\ngegen den globalen Klimawandel lässt rein nationale oder europäische\r\nBetrachtungen nicht zu.\r\nIm Übrigen wäre es wünschenswert, neben der CO2-Belastung auch andere\r\nUmweltverschmutzungen in den Blick zu nehmen, die im Herstellungs- oder\r\nEnd-of-life- bzw. Recyclingprozess auftreten. Gerade die Batterieproduktion\r\n(Lithium) und der Umgang mit Altbatterien in Entwicklungsländern zeigen\r\nmitunter große ökologische Missstände auf.58\r\nb) CO2-Belastung bei Erzeugung der Antriebsenergie\r\nEin weiterer, noch deutlicherer Unterschied zwischen den\r\nAntriebssystemen wird bei der Erzeugung der Antriebsenergie erkennbar: Ist\r\nder CO2-Anteil bei ICEV-Modellen verschwindend gering, liegt hier bisweilen\r\nsogar die Kernlast der batterieelektrischen Fahrzeuge.59 Wie hoch die CO2-\r\nBelastung der Umwelt konkret ist, hängt entscheidend davon ab, wie groß der\r\nAnteil erneuerbarer Energien ist, die zur Erzeugung der elektrischen Energie\r\nherangezogen werden.60 Führt man sich vor Augen, dass nach Angaben des\r\nUmweltbundesamtes in der Bundesrepublik Deutschland die Belastung des\r\nKlimas im Jahr 2022 sogar noch einmal auf insgesamt 256 Mio. Tonnen CO2-\r\nÄquivalente gestiegen ist,61 da trotz des bilanz-dämpfenden Einsatzes\r\n58 DW, Lithium-Abbau in Afrika v. 18.11.2023; vgl. https://www.dw.com/de/lithium-mine-in-afrika-zeigt-schattenseite-grüner-energie-auf/a-67459734;\r\nDeutschlandfunk, Gefährliches Blei-Recycling in Afrika v. 13.1.2024; vgl.\r\nhttps://www.deutschlandfunk.de/gefaehrliches-blei-recycling-in-afrika-esmuessen-minimale-100.html.\r\n59 Vgl. dazu Frontier Economics Limited, Gutachten Notwendigkeit einer\r\nLebenszyklusanalyse in der Flottenregulierung, 2023, vgl.\r\nhttps://www.uniti.de/fileadmin/user_upload/RPT-FrontierUNITI_LCA_Studie-18-08-2023_stc.pdf, S. 17 ff.\r\n60 Aufschlussreich Frontier Economics Limited, Gutachten Notwendigkeit einer\r\nLebenszyklusanalyse in der Flottenregulierung, 2023, vgl.\r\nhttps://www.uniti.de/fileadmin/user_upload/RPT-FrontierUNITI_LCA_Studie-18-08-2023_stc.pdf, S. 21 ff.\r\n61 Pressemitteilung 11/2023 vom 15.03.2023, https://www.umweltbundesamt.de/presse/pressemitteilungen/uba-prognose-treibhausgasemissionensanken-2022-um.\r\n- 26 -\r\nerneuerbarer Energien ein „vermehrter Einsatz vor allem von Stein- und\r\nBraunkohle zur Stromerzeugung die Emissionen steigen (ließ)“,\r\n62 kann die\r\nCO2-Belastung durch BEV durchaus signifikant sein.\r\nc) Auswirkungen auf Bestandsfahrzeuge\r\nDie technologische Weichenstellung der EU für die Produktion von\r\nNeufahrzeugen hat eine Breitenwirkung, die auch Bestandsfahrzeuge erfasst.\r\nIndem sich die VO(EU) 2023/851 i.V.m. VO(EU) 2019/631 durch ihren\r\nMessansatz ganz auf die Produktion von BEV-Neufahrzeugen konzentriert,63\r\nmacht sie alternative Antriebstechniken und Treibstoffe (z.B. e-Fuel)\r\nunattraktiv, die in den nächsten Jahren die CO2-Last von Bestandsfahrzeugen\r\nhätten deutlich verringern können.\r\n2. Beeinträchtigungen von Fahrzeug- und e-Fuel-Herstellern\r\na) ICEV-Hersteller\r\nDie von der VO(EU) 2023/851 eingesetzte, bereits beschriebene\r\nRegelungstechnik stellt keine Verbote auf, Fahrzeuge einer bestimmten\r\nAntriebsart zu bauen. Gleichwohl wirkt sie prohibitorisch im Hinblick auf\r\nVerbrennungsmotoren, da sie ab dem Erreichen des normativ definierten\r\n(niedrigen) Grenzwertes von CO2-Emissionen am Auspuff eines Fahrzeugs\r\nmit der Abgabe nach Art. 8 VO(EU)2019/63164 arbeitet. Letztere führt, wie\r\nbereits dargelegt,65 jährlich allein im PKW-Segment deutscher Hersteller zu\r\nsignifikanten finanziellen Belastungen in Milliardenhöhe. Daher darf man\r\ndavon ausgehen, dass schon vor dem Jahr 2035, wenn der zulässige CO2-\r\nAusstoss auf null gesetzt wird, eine Produktion von Verbrennungsmotoren\r\n62 Pressemitteilung 11/2023 vom 15.03.2023, https://www.umweltbundesamt.de/presse/pressemitteilungen/uba-prognose-treibhausgasemissionensanken-2022-um.\r\n63 Siehe dazu auch nachfolgend unter II, 1, c.\r\n64 Siehe dazu die obigen Ausführungen unter II, 2.\r\n65 Siehe die obigen Ausführungen unter II, 2, a.\r\n- 27 -\r\nnicht mehr wirtschaftlich möglich sein wird, selbst wenn die ökologische\r\nGesamtbilanz von Fahrzeugen mit Verbrennungsmotor besser sein sollte als\r\nbei BEV. Entsprechend haben die großen europäischen Autokonzerne das\r\nEnde des Verbrennungsmotors bereits öffentlich angekündigt.66\r\nb) e-Fuel-Hersteller\r\nDiese Entwicklungen in der Herstellung von Kraftfahrzeugen haben auch\r\nAuswirkungen auf die Hersteller von alternativen Kraftstoffen, die nur in\r\nVerbrennungsmotoren eingesetzt werden können. Wird bereits in den\r\nnächsten Jahren die Herstellung von Verbrennungsmotoren durch VO(EU)\r\n2023/851 i.V.m. VO(EU) 2019/631 wirtschaftlich unrentabel, bricht auch für\r\ndiesen Entwicklungszweig der Markt zusammen, bevor ein\r\nernstzunehmender Markthochlauf überhaupt erfolgen konnte. Zwar soll es\r\nnach Ansicht des Europäischen Gesetzgebers noch die Option der Belieferung\r\nvon Schiff- und Luftfahrt geben,67 der größte Abnehmer geht der Branche mit\r\ndem Verbrennungsmotor im Straßenverkehr gleichwohl verloren. Auch die\r\nAnkündigung der EU, Regelungen für die Zulassung von Fahrzeugen, die mit\r\nCO2-neutralen Kraftstoffen betrieben werden, für die Zeit nach 2035 zu\r\ntreffen,68 kann insofern keine Linderung bringen. Nach der Verabschiedung\r\nvom Verbrennungsmotor (wohl) weit vor 2035 wird es hieran angelehnte\r\nTechnologien, welche die e-Fuels benötigen, nach 2035 wohl nicht mehr geben;\r\ndieser theoretische Entwicklungspfad, der in den Erwägungsgründen der\r\nVO(EU) 2023/851 in Aussicht gestellt wird,69 ist daher für alternative CO2-\r\nneutrale Kraftstoffe nicht zu beschreiten. Darüber hinaus wird es wenig\r\n66 Siehe exemplarisch etwa: Mercedes-Benz wird ab 2025 nur noch vollelektrische\r\nPKW bauen (https://media.mercedes-benz.be/de/mercedes-benz-stelltweichen-fuer-vollelektrisches-zeitalter/); für BMW soll ab Ende 2027 das Ende\r\ndes Verbrennungsmotors feststehen\r\n(https://www.tagesschau.de/wirtschaft/unternehmen/bmw-e-autos100.html).\r\n67 Erwg. 11 RL(EU) 2023/2413 – RED III.\r\n68 Erwg. 11 VO(EU) 2023/851.\r\n69 Erwg. 11 VO(EU) 2023/851.\r\n- 28 -\r\nlukrativ sein, sich als Hersteller von e-Fuels primär auf die Versorgung von\r\nBestandsfahrzeugen zu konzentrieren, deren Zahl sich sukzessiv verringern\r\nwird und die einen Wachstumsmarkt für e-Fuels so nicht eröffnen können.\r\nV. Unionsrechtswidrige Flottenregulierung\r\nDie Sachwidrigkeit eines Regelwerks oder sein Widerspruch zu\r\nKonzeptionen oder Prämissen anderer Rechtssätze begründet aus sich heraus\r\nnoch nicht zwangsläufig seine Rechtswidrigkeit. Hierzu muss vielmehr ein\r\nWiderspruch zu einem Rechtssatz höherer Rangordnung aufgezeigt werden.\r\nIm Fall der hier untersuchten VO(EU) 2023/851 i.V.m. VO(EU) 2019/631\r\n– also in einem unionsrechtlichen Kontext – ist folglich nach einem Konflikt\r\nmit dem europäischen Primärrecht Ausschau zu halten.\r\n1. Missachtung des Art. 191 AEUV\r\nAufgrund der thematischen Nähe bietet es sich an, über einen Verstoß der\r\nVO(EU) 2023/851 i.V.m. VO(EU) 2019/631 gegen Art. 191 AEUV\r\nnachzudenken. Dieser Artikel verschafft schließlich der VO(EG) 2023/851 und\r\nVO(EU) 2019/631 die kompetenzrechtliche Grundlage im europäischen\r\nVorschriftengeflecht.\r\na) Zielvorgaben des Art. 191 Abs. 1 AEUV\r\nAngesichts der normativen Abstraktheit der in Art. 191 Abs. 1 AEUV\r\nniedergelegten, gewissermaßen staatszielähnlichen Aufgabenbeschreibungen\r\nder Union,70 die mit einem recht breiten Gestaltungsspielraum auf Seiten des\r\neuropäischen Sekundärgesetzgebers einhergehen,71 wird man einen Verstoß\r\ngegen Art. 191 Abs. 1 AEUV aber wohl nicht annehmen können. Obschon\r\n70 Calliess, in: ders./Ruffert, EUV/AEUV, 2022, Art. 191 Rn. 50; Schmitz, Die EU als\r\nUmweltunion, 1996, S. 148 ff.\r\n71 Nettesheim, in: Grabitz/Hilf/Nettesheim, Das Recht der Europäischen Union,\r\nStand: Aug. 2023, Art. 191 Rn. 63.\r\n- 29 -\r\nVO(EU) 2023/851 i.V.m. VO(EU) 2019/631 durch eine veraltete\r\nMessmethodik die Potenziale eines effektiven Umweltschutzes nicht hebt und\r\nauch nicht technologieneutral ausgerichtet ist, verfolgen die VO doch Belange\r\ndes Umweltschutzes.\r\nb) Missachtung des Vorbeuge- und Vorsorgegrundsatzes nach Art. 191 Abs. 2\r\nAEUV\r\nDeutlich problematischer erscheint demgegenüber die Vereinbarkeit der\r\nEU VO(EU) 2023/851 i.V.m. VO(EU) 2019/631 mit den rechtsverbindlichen\r\nund gestaltenden Zentralprinzipien der europäischen Umweltpolitik, die in\r\nArt. 191 Abs. 2 AEUV verankert sind.72 Hierzu zählen insbesondere der\r\nVorbeuge- und Vorsorgegrundsatz, die beide die europäische Umweltpolitik\r\ndazu anhalten, Umweltschutz nicht repressiv, sondern präventivantizipierend zu betreiben.\r\n73 Dadurch soll sichergestellt werden, dass\r\nUmweltbeeinträchtigungen im Vorfeld vermieden werden, statt sie erst\r\nnachträglich in ihren Auswirkungen zu bekämpfen.\r\n74 Hierzu gehört auch, die\r\nnotwendigen tatsächlichen Erhebungen (im Vorfeld) durchzuführen,75 wie es\r\netwa durch Umweltverträglichkeitsprüfungen76 oder durch\r\nLebenszyklusanalysen in der Taxonomie-VO77 geschieht.\r\n72 Winter, ZUR 2003, 137; Calliess, in: ders./Ruffert, EUV/AEUV, 2022, Art. 191 Rn. 54.\r\n73 Epiney, in: Landmann/Rohmer, Umweltrecht, Stand: Sept. 2023, Art. 191 AEUV\r\nRn. 28.\r\n74 Kahl, in: Streinz, EUV/AEUV, 2018, Art. 191 Rn. 77.\r\n75 Vgl. Kahl, in: Streinz, EUV/AEUV, 2018, Art. 191 Rn. 79.\r\n76 Diese werden insbesondere durch die UVP-RL (im Fall von Projekten) als auch die\r\nSUP-RL (im Anwendungsbereich von Plänen) eingeführt; zur UVP: Richtlinie\r\n2014/52/EU des Europäischen Parlaments und des Rates v. 16.4.2014 zur\r\nÄnderung der Richtlinie 2011/92/EU über die Umweltverträglichkeitsprüfung\r\nbei bestimmten öffentlichen und privaten Projekten, ABl. 2014 L 124, S. 1; zur\r\nSUP: Richtlinie 2001/42/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom\r\n27.6.2001 über die Prüfung der Umweltauswirkungen bestimmter Pläne und\r\nProgramme, ABl. 2001, L 197, S. 30.\r\n77 Siehe hierzu bereits die obigen Ausführungen unter III, 2.\r\n- 30 -\r\nDaraus kann im Umkehrschluss gefolgert werden, dass Datenerhebungen,\r\nSachverhaltsaufklärungen und Messmethoden, die erkennbar veraltet,\r\neinseitig und damit defizitär sind,78 dem Vorbeuge- und Vorsorgegrundsatz\r\ndie Arbeitsgrundlage entziehen. Sie lenken die Geschehnisse weg von einem\r\nprimärrechtlich angestrebten, hohen ökologischen Schutzniveau79 und\r\nwerden deshalb den Anforderungen des Art. 191 AEUV nicht gerecht. Diesen\r\nVorbehalt muss sich die VO(EU) 2023/851 i.V.m. VO(EU) 2019/631 gefallen\r\nlassen, wenn sie – entgegen der holistischen, unionsweit herangezogenen,\r\nmodernen Lebenszyklusbetrachtung –80 eine verengte Messmethode wählt,\r\ndie sich lediglich auf ein Segment im ökologisch relevanten\r\nWirkungsspektrum eines Fahrzeugs beschränkt.\r\nHiergegen kann man nicht einwenden, die VO(EU) 2023/851 habe die\r\nMöglichkeit der Lebenszyklusprüfung aufgegriffen und in Art. 7a VO(EU)\r\n2023/851 bereits einfließen lassen. Wie bereits dargelegt,81 liefert Art. 7a\r\nVO(EU) 2023/851 nämlich keine substanziellen Veränderungen hinsichtlich\r\nder maßgeblichen Abgasmessungen; er lenkt allenfalls von der mehrfach\r\nverschleppten Aktualisierung der Messmethodik ab. Diese offensichtliche\r\nFehlentwicklung kann auch nicht durch einen Gestaltungsspielraum der\r\nUnionsorgane82 aufgefangen bzw. relativiert werden.\r\n2. Verstoß gegen EU-Grundrechte und EU-Grundsätze\r\nNeben den Zielvorstellungen des Art. 191 AEUV muss sich die VO(EU)\r\n2023/851 i.V.m. VO(EU) 2019/631 auch an den europäischen Grundrechten\r\nund Grundsätzen messen lassen. Hierzu wird ein näherer Blick auf Art. 16, 20,\r\n37 GRCh geworfen.\r\n78 Siehe hierzu bereits oben unter II, 3.\r\n79 Dazu Epiney, in: Landmann/Rohmer, Umweltrecht, Stand: Sept. 2023, Art. 191\r\nAEUV Rn. 18.\r\n80 Siehe hierzu die obigen Ausführungen unter III.\r\n81 Siehe die obigen Ausführungen unter II, 3, b.\r\n82 Dazu EuGH, Rs. C-284/95, Safety Hi-Tech, Slg. 1998, I-4301, Rn. 48 f.\r\n- 31 -\r\na) Unternehmerische Freiheit (Art. 16 GRCh)\r\naa) Bedeutung und Schutzbereich\r\nDie unternehmerische Freiheit nach Art. 16 GRCh bildet im Verbund mit\r\nder Berufsfreiheit nach Art. 15 GRCh und der Eigentumsgarantie nach Art. 17\r\nGRCh die zentralen Wirtschaftsgrundrechte.83 Zudem dient sie dem\r\nobjektiven Grundsatz des freien Wettbewerbs im Sinne des Art. 119 Abs. 1, 3\r\nAEUV.84 In den Schutzbereich des Art. 16 GRCh fallen Unternehmen bzw. die\r\nunternehmerische Betätigung, mithin Wirtschafts- oder\r\nGeschäftstätigkeiten.85 Dies meint Einrichtungen, die unabhängig von\r\nRechtsform und Finanzierung Güter und Dienstleistungen gegen ein Entgelt\r\nauf einem Markt anbieten;86 grundsätzlich muss die Tätigkeit auch\r\nselbstständig sein.87 Diese Eigenschaft erfüllen die Hersteller von\r\nAutomobilen unzweifelhaft; dies gilt auch für Hersteller von alternativen\r\nKraftstoffen.\r\nbb) Unmittelbare und mittelbare Eingriffe\r\nDie VO(EU) 2023/851 und VO(EU) 2019/631 greifen in den Schutzbereich\r\ndes Art. 16 GRCh sowohl zu Lasten der Fahrzeugproduzenten als auch der\r\nHersteller von alternativen Kraftstoffen ein. Dies ist bei den\r\nFahrzeugproduzenten vergleichsweise einfach festzustellen, da diese\r\nunmittelbare Adressaten der Abgabenregelung des Art. 8 VO(EU) 2019/631\r\nsind und somit bei Herstellung von Kraftfahrzeugen, die am Auspuff\r\n83 Rengeling, DVBl 2004, 453 (455); Schwarze, EuZW 2001, 517 (518).\r\n84 Blanke, in: Stern/Sachs, GRCh, 2016, Art. 16 Rn. 8; Jarass, EuGRZ 2011, 360 (360).\r\n85 EuGH , C-101/12 – Schaible, 17.10.2013 Rn. 25.\r\n86 Bernsdorff, in: Meyer/Hölscheidt, GRCh, 2019, Art. 16 Rn. 11; Blanke, in:\r\nStern/Sachs, GRCh, 2016, Art. 16 Rn. 6.\r\n87 Ruffert, in: Calliess/Ruffert, EUV/AEUV, 2022, Art. 16 Rn. 3; Jarass, GRCh, 2021,\r\nArt. 16 Rn. 8.\r\n- 32 -\r\nbestimmte CO2-Emissionsgrenzwerte überschreiten, mit Abgabenlasten\r\nbelegt werden.88\r\nAufwändiger ist die Darlegung des Eingriffs bei Herstellern von\r\nalternativen Kraftstoffen. Letztgenannte erleiden marktwirtschaftliche\r\nNachteile mittelbar, indem ihre Absatzmärkte durch die Reaktion der\r\nFahrzeugproduzenten auf die Sanktionsregelungen der VO(EU) 2023/851\r\ni.V.m. VO(EU) 2019/631 wegbrechen. In einem solchen Fall mittelbarer\r\nAuswirkungen ist gleichwohl ein Eingriff in EU-Grundrechtspositionen\r\nanzunehmen, wenn die belastende Auswirkung dem Grundrechtsadressaten\r\n(also Organen der EU) zuzurechnen und nicht etwa primär Folge einer rein\r\nmarktwirtschaftlichen Entwicklung ist.89 Auch wenn unternehmerische\r\nBetätigung zwangsläufig mit unsicheren Marktbedingungen rechnen muss,90\r\nist die Höhe der Abgabenlast, die durch VO(EU) 2023/851 i.V.m. VO(EU)\r\n2019/631 ausgelöst wird, derart erdrückend, dass man von einem absehbaren,\r\nregulatorisch forcierten Ausstieg aus dem Verbrennungsmotor sprechen\r\ndarf,91 der seinen Ursprung nicht (vorrangig) in Veränderungen der\r\nMarktbedingungen findet. Die Einschnitte in den Tätigkeitsbereich von\r\nHerstellern alternativer Kraftstoffe sind somit ebenfalls als Eingriffe in Art. 16\r\nGRCh zu qualifizieren.\r\ncc) Mangelnde Rechtfertigung\r\nDas normativ geprägte Grundrecht des Art. 16 GRCh liefert dem\r\nUnionsgesetzgeber erhebliche Regelungs- und\r\nAusgestaltungsmöglichkeiten.92 Gleichwohl scheidet ein Eingriff in dieses\r\nGrundrecht gem. Art. 52 Abs. 1 S. 2 GRCh aus, wenn er unverhältnismäßig\r\n88 Siehe hierzu die obigen Ausführungen unter II, 2, a.\r\n89 EuGH, C-4/73 − Nold, Slg.1974, 491 Rn.15; Jarass, GRCh, 2021, Art. 16 Rn. 14.\r\n90 Jarass/Kment, EU-Grundrechte, 2019, § 21 Rn. 10.\r\n91 Siehe hierzu bereits oben unter II, 2, a.\r\n92 EuGH, C-283/11, EuZW 2013, 347 Rn. 46; ähnlich EuGH, C-200/96, Slg. 1998, I-1953\r\nRn. 21.\r\n- 33 -\r\nist.93 Insofern lassen die durch VO(EU) 2023/851 und VO(EU) 2019/631\r\nausgelösten Belastungen rechtliche Zweifel aufkommen. Die Eingriffe in den\r\nSchutzbereich des Art. 16 GRCh basieren nämlich – wie bereits dargelegt –94\r\nauf einer veralteten, die wahre ökologische Bilanz von Antriebssystemen\r\nverzerrenden Messmethode. Dies führt dazu, dass die durch beide VO\r\nausgelösten Eingriffe unverhältnismäßig sind, da sie zur Zielerreichung\r\nungeeignet, jedenfalls aber nicht erforderlich sind.\r\nDie Eignung einer belastenden Maßnahme ist ihr nur dann zu attestieren,\r\nwenn sie dem Einschränkungsziel tatsächlich entspricht.95 Da sowohl VO(EU)\r\n2023/851 als auch VO(EU) 2019/631 darauf ausgerichtet sind, die\r\nKlimaneutralität der EU herbeizuführen,96 erscheint die von ihnen eingeführte\r\nFlottenregelung, kombiniert mit einer Ausgleichszahlungspflicht, prinzipiell\r\nzweckdienlich und somit unbedenklich; schließlich werden Fahrzeuge mit\r\nhöheren CO2-Emissionen in letzter Konsequenz zukünftig nicht mehr gebaut\r\nwerden. Führt man sich aber vor Augen, dass bei der Beurteilung der\r\nEinhaltung der CO2-Grenzwerte eine veraltete und eingeschränkt brauchbare\r\nMessmethodik angewandt wird, welche die CO2-Belastungen der zu\r\nbeurteilenden Fahrzeuge verzerrt und unvollständig darstellt, weil sie nicht\r\nalle CO2-Belastungen erhebt und zudem eine Verrechnung mit CO2-Senken\r\n(also einer negativen CO2-Bilanz) nicht erlaubt, ergeben sich berechtigte\r\nZweifel an der Eignung der Maßnahmen. Die zu kleine Datengrundlage\r\nschafft nicht die nötige seriöse Beurteilungsgrundlage, um die richtigen\r\nSteuerungsimpulse in Richtung Klimaneutralität in der Union zu setzen. Die\r\nEU ist quasi auf einem Auge blind, da sie die Schlüsselinformationen einer\r\nLebenszyklusbetrachtung zu verschiedenen Antriebssystemen nicht erhebt.\r\n93 EuGH , C-283/11 – Sky Österreich, 22.1.2013 Rn. 48; C-101/12 – Schaible, 17.10.2013\r\nRn. 29.\r\n94 Siehe die obigen Ausführungen unter II, 3.\r\n95 EuGH , C-283/11 – Sky Österreich, 22.1.2013 Rn. 50; C-101/12 – Schaible, 17.10.2013\r\nRn. 36.\r\n96 Siehe etwa Erwg. 8 VO(EU) 2023/851; Erwg. 4, 6 VO(EU) 2019/631.\r\n- 34 -\r\nWill man diesem Befund entgegenhalten, dass selbst eine falsche Auswahl\r\nvon CO2-Emittenten bei der Belastung mit Ausgleichszahlungen immer noch\r\neine geeignete Auswahl ist, um Klimaschutz zu betreiben, da in jedem Fall\r\nCO2-Emittenten auf absehbare Zeit aus dem Markt verschwinden werden,97\r\nso dürfte es den Maßnahmen, die durch VO(EU) 2023/851 und VO(EU)\r\n2019/631 angeordnet werden, jedenfalls an der Erforderlichkeit fehlen: Durch\r\ndie Vernachlässigung der LCA werden in jedem Fall Technologien aus dem\r\nMarkt gedrängt, die in der CO2-Gesamtbilanz mitunter bessere Werte\r\naufweisen als die aktuell favorisierten BEV.98 Ihre Belastung mit finanziellen\r\nSanktionen ist daher, gerade wenn es um Verbrennungsmotoren unter\r\nVerwendung von CO2-neutralen e-Fuels geht,99 nicht erforderlich, um das\r\nEinschränkungsziel zu erreichen; sie ist vielmehr zielschädigend.100 Vor\r\ndiesem Hintergrund lösen VO(EU) 2023/851 und VO(EU) 2019/631\r\nunverhältnismäßige Belastungen aus und verstoßen somit gegen Art. 16\r\nGRCh.\r\nb) Gleichheit vor dem Gesetz (Art. 20 GRCh)\r\nDer veraltete Tailpipe-Ansatz, der im Rahmen der VO(EU) 2023/851 i.V.m.\r\nVO(EU) 2019/631 zur Anwendung kommt, führt nicht nur zu einem Verstoß\r\n97 Diese Position wird hier nicht geteilt.\r\n98 Siehe Frontier Economics Limited, Gutachten Notwendigkeit einer\r\nLebenszyklusanalyse in der Flottenregulierung, 2023, vgl.\r\nhttps://www.uniti.de/fileadmin/user_upload/RPT-FrontierUNITI_LCA_Studie-18-08-2023_stc.pdf, S. 21 ff. Dies gilt aktuell in Deutschland\r\n– aufgrund der Art der Stromerzeugung – sogar für das Verhältnis zu\r\n„normalen“ Verbrennungsmotoren bei „normalem“ Treibstoffeinsatz. Siehe\r\nauch Schwintowski, EWeRK 2019, 182 (186 f.), der zu Recht ergänzend darauf\r\nhinweist, dass der Effizienzgrad einer Technologie nicht mit der CO2-Bilanz\r\nverwechselt oder vermischt werden darf.\r\n99 Anschaulich Frontier Economics Limited, Gutachten Notwendigkeit einer\r\nLebenszyklusanalyse in der Flottenregulierung, 2023, vgl.\r\nhttps://www.uniti.de/fileadmin/user_upload/RPT-FrontierUNITI_LCA_Studie-18-08-2023_stc.pdf, S. 26. Siehe auch VO(EG) 443/2009,\r\nErwg. 15, wo die „erhebliche Verringerung der CO2-Emissionen“ durch e-Fuels\r\nbereits erkannt wurde.\r\n100 Schwintowski, EWeRK 2019, 182 (187).\r\n- 35 -\r\ngegen Freiheits- sondern auch gegen Gleichheitsrechte. Art. 20 GRCh\r\ngewährleistet nämlich, dass vergleichbare Sachverhalte gleichbehandelt und\r\nkeiner ungerechtfertigten Differenzierung unterzogen werden dürfen.101\r\nDiese Gewährleistung vermag VO(EU) 2023/851 i.V.m. VO(EU) 2019/631\r\njedoch nicht einzuhalten.\r\nAuf Seiten der Fahrzeughersteller werden ICEV-Produzenten im\r\nGegensatz zu BEV-Produzenten mit einer Ausgleichsabgabe nach Art. 8\r\nVO(EU) 2019/631 belegt, obschon eine Lebenszyklusanalyse darlegt, dass die\r\nCO2-Belastungswerte beider Antriebssysteme – zumindest zum aktuellen\r\nZeitpunkt, bei der vorherrschenden Art der Elektrizitätserzeugung in\r\nDeutschland – keine relevanten Unterschiede aufweisen.102 Beim Einsatz von\r\nalternativen Kraftstoffen (e-Fuels) erweisen sich Verbrennungsmotoren\r\naktuell sogar als CO2-freundlicher.103 Diese Ungleichbehandlung von ICEVHerstellern kann nicht dadurch gerechtfertigt werden, dass die relevante\r\nMessmethode auf denjenigen Abschnitt des Lebenszyklus eines Fahrzeugs\r\nverengt wird, bei dem BEV-Fahrzeuge einen konstruktionsbedingten Vorteil\r\ngenießen, während die weiteren – ökologisch ebenfalls relevanten – Bereiche,\r\nin denen BEV-Fahrzeuge ihren Vorsprung wieder „verlieren“, (wissentlich)\r\nausgeblendet werden. Ein Verstoß gegen Art. 20 GRCh ist folglich zu Lasten\r\nvon ICEV-Herstellern gegeben.\r\nc) Grundsatz des Umweltschutzes (Art. 37 GRCh)\r\nDie bereits nachgewiesene Missachtung des Vorbeuge- und\r\nVorsorgeprinzips im Sinne des Art. 191 Abs. 2 AEUV104 mündet letztlich in\r\neiner Verletzung des Art. 37 GRCh.105 Der Grundsatz des Umweltschutzes ist\r\n101 EuGH, C-217-91, Slg. 1993, I-3923 Rn. 37; EuGH, C-127/07, Slg. 2008, I-9895 Rn. 39;\r\nEuGH, C-356/12 Rn. 43.\r\n102 Siehe hierzu bereits die obige Darstellung unter V, 2, a, cc.\r\n103 So auch Schwintowski, EWeRK 2019, 182 (186 f.).\r\n104 Siehe die obigen Ausführungen unter V, 1, b.\r\n105 Winkler, in: Sachs/Stern, GRCh, 2016, Art. 37 Rn. 11.\r\n- 36 -\r\nals Zielbestimmung zwar für die Organe der EU verbindlich, liefert aber kein\r\neinklagbares subjektives Recht.106 Er wird daher in einem Streit um die\r\nRechtmäßigkeit der VO(EU) 2023/851 und VO(EU) 2019/631 nur geringe\r\nBedeutung haben.\r\n3. Kein Geltungsvorrang anderer EU-Vorgaben\r\nNur vor Abrundung der rechtlichen Betrachtung sei Folgendes angemerkt:\r\nDass die VO(EU) 2023/851 i.V.m. VO(EU) 2019/631 nicht dieselbe\r\nMessmethodik wählt wie andere EU-Verordnungen und EU-Richtlinien, führt\r\nnicht dazu, dass eine veraltete Messmethodik ipse iure durch ihr modernes\r\nPendant ersetzt würde. Für den Grundsatz lex posterior derogat legi priori gibt\r\nes insofern keinen Ansatzpunkt, da im Verhältnis zu Richtlinien und\r\nVerordnungen mit einer moderneren breiteren Betrachtungsweise (LCA)\r\nwegen zu großer Unterschiede im Anwendungsbereich der Normen kein\r\nKollisionsverhältnis zu VO(EU) 2023/851 besteht. Letzteres wäre aber\r\nnotwendig, um einen Geltungsverlust der VO(EU) 2023/851 i.V.m. VO(EU)\r\n2019/631 begründen zu können.\r\nV. Fazit: Dringender Änderungsbedarf\r\nDie EU hat einen Rechtsrahmen geschaffen, mit dem sie die Mobilität in der\r\nUnion auf ganz neue Füße stellen will. Diese Schritte sind notwendig, um die\r\nEmissionsbelastungen des Verkehrssektors dauerhaft auf ein nachhaltiges\r\nNiveau zu senken. Allerdings verlässt sich der europäische Gesetzgeber in den\r\nmaßgeblichen Verordnungen zur sog. Flottenregelung – VO(EU) 2023/851\r\nund VO(EU) 2019/631 – auf eine veraltete Messmethodik, um auf die\r\nmassiven Herausforderungen der Zukunft zu reagieren und die\r\n106 EuG – PAN Europe/Kommission, Rs. T-600/15, ECLI:EU:T:2016:601, Beschl.\r\nv. 28.9.2016, Rn. 47; Schwerdtfeger, in: Meyer/Hölscheidt, GRCh, 2019, Art. 37\r\nRn. 18.\r\n- 37 -\r\nDekarbonisierung107 des Verkehrs voranzutreiben. Der verwendete sog.\r\nTailpipe-Ansatz erlaubt es nur, auf einen Ausschnitt der CO2-Belastungen\r\neines Fahrzeugs im Lebenszyklus des Produkts regulatorisch zu reagieren,\r\nlässt vor- und nachgelagerte Umweltauswirkungen (einschließlich CO2-\r\nSenken) aber außer Acht. Hierdurch werden bestimmte Antriebsformen bzw.\r\nKraftstoffe bevorzugt, andere – auch ökologisch sehr innovative – werden\r\nbenachteiligt; dies gilt insbesondere für alternative Kraftstoffe, die im\r\nModifizierungsprozess des europäischen Regelwerks sukzessive aus dem\r\nBlick verloren wurden. Der Tailpipe-Ansatz widerspricht nicht nur den\r\neigenen Ansprüchen der VO(2023)/851 und VO(EU) 2019/631 auf\r\nTechnologieoffenheit, er fällt zudem deutlich hinter modernen\r\nLebenszyklusanalysen anderer europäischer Regelwerke (RED III-RL,\r\nTaxonomie-VO, Batterie- und Altbatterie-VO) zurück. Außerdem zieht die\r\nveraltete Prüfmethode auch Verstöße gegen das europäische Primärrecht nach\r\nsich: Art. 191 Abs. 2 AEUV wird ebenso verletzt wie Art. 16, Art. 20 und Art.\r\n37 GRCh. Vor diesem Hintergrund ist es dringend anzuraten, die akuten\r\nProbleme des Verkehrssektors mit einer zeitgemäßen Messmethodik zu\r\nbegleiten und den Tailpipe-Ansatz dorthin zu verabschieden, wo er hingehört:\r\nin die Vergangenheit.\r\nAugsburg, 30. Januar 2024\r\n(Prof. Dr. Martin Kment)\r\n107 Präziser wäre es, von „Defossilisierung“ zu sprechen, da der Einsatz von\r\nKohlenstoff umweltverträglich ist, solange dies in einem geschlossenen Kreislauf\r\nerfolgt. Umweltschädlich ist demgegenüber, fossile Energien zu nutzen und in\r\ndiesem Zuge Kohlenstoff in die Atmosphäre abzugeben. 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SEPTEMBER 2024\r\nInhaltsverzeichnis\r\nZusammenfassung 5\r\n2 Hintergrund und Zielsetzung der Studie 11\r\n3 Kosten von E-Fuels im internationalen Markthochlauf 13\r\n3.1 Wesentliche Kostenbestandteile von E-Fuels und ihre Einflussfaktoren 13\r\n3.2 Auswertung und Einordnung von aktuellen Projektionen für Produktionskosten für E-Fuels 18\r\n3.3 Langfristige Kostenbandbreite von E-Fuels 27\r\n4 Mögliche zukünftige Beimischungspfade für E-Fuels im Markthochlauf 32\r\n4.1 Einflussfaktoren auf den Mengenhochlauf von E-Fuels 32\r\n4.2 Analyse der Verfügbarkeit von E-Fuels 34\r\n4.3 Beimischungspfad von E-Fuels zu fossilen Kraftstoffen 35\r\n5 Zukünftige Preise für Kraftstoffe während des E-Fuels-Markthochlaufs 37\r\n5.1 Annahmen für die Bestandteile der Endverbraucherpreise 37\r\n5.2 Entwicklungspfad der Endverbraucherpreise unter ansteigenden E-Fuels-Beimischungsmengen 42\r\n5.3 Einfluss der Besteuerung auf die Kraftstoffpreise 44\r\n6 Schlussfolgerungen und Handlungsempfehlungen für den Markthochlauf von E-Fuels 46\r\nAnhang A Literaturverzeichnis 49\r\nAnhang B Weitere Ergebnisse und Annahmen 51\r\nAnhang C Datentabellen 61\r\n\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 4\r\nStudie im Auftrag von:\r\nUNITI Bundesverband EnergieMittelstand e. V.\r\nJägerstraße 6\r\n10117 Berlin\r\nwww.uniti.de\r\n030 755 414 300\r\nAnsprechpartner\r\nDirk Arne Kuhrt\r\nkuhrt@uniti.de\r\nLukas Hanstein\r\nhanstein@uniti.de\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 5\r\nZusammenfassung\r\nDie industrielle Produktion von E-Fuels steht aktuell in den Startlöchern. E-Fuels bieten eine Möglichkeit zur Defossilisierung des Verkehrssektor, also des Flug-, Schiffs- und Straßenverkehrs, sowie von Prozessen in anderen Sektoren wie Industrie und Wärme. Ein wesentlicher Vorteil von E-Fuels besteht darin, dass sie – in Reinform oder konventionellen Kraftstoffen beigemischt – in bereits existierenden Anlagen und Verkehrsmitteln eingesetzt werden können. Dies betrifft im Straßenverkehr Fahrzeuge mit Verbrennungsmotor, d. h. auch Fahrzeuge im Bestand können mit E-Fuels treibhausgasneutral betrieben werden. Für die Produktion von E-Fuels sind bereits erste Demonstrationsanlagen in Betrieb: Eine Reihe von Unternehmen entlang der Wertschöpfungskette, von der Anlagenherstellung über die Elektrolyse bis hin zur Raffinierung der Kraftstoffe, arbeiten weltweit an der Markteinführung und der Skalierung der Produktion von E-Fuels.\r\nAktuell werden Produktionskosten für E-Fuels als hoch eingeschätzt. Grund hierfür sind die hohen Kosten für noch nicht skalierte Anlagen, sowohl in der Herstellung der Anlagenkomponenten als auch in der E-Fuels-Herstellung selbst. Dabei haben „first-of-its-kind“ Anlagen besondere Kostenerfordernisse. Es wird allerdings erwartet, dass die Kosten der Herstellung von E-Fuels, ähnlich wie in der Vergangenheit bei Erneuerbaren Energien und Stromspeichern, mit zunehmenden Erfahrungswerten, technologischem Fortschritt und Skalierung über die Zeit deutlich absinken werden. Diese den „Lernraten“ folgenden Kostendegressionen erfolgen erfahrungsgemäß in den ersten Jahren stärker ausgeprägt als in späteren Jahren. Voraussetzung für diese Entwicklung ist ein sukzessives Hochfahren von Produktionskapazitäten für die Herstellung von E-Fuels in den kommenden Jahren.\r\nVor dem Hintergrund des sich erst in der Anfangsphase befindenden Markthochlaufs von E-Fuels sowie der Möglichkeit der graduellen Beimischung zu konventionellen Kraftstoffen untersuchen wir in dieser Studie, wie sich der Preis eines Kraftstoffmix unter Beimischung von E-Fuels zu fossilen Kraftstoffen mit steigenden Anteilen bis zum Jahr 2045 entwickeln könnte. Hierbei fokussieren wir beispielhaft auf den Straßenverkehr, also auf den Preis für Benzin und Diesel an der Tankstelle. Vor diesem Hintergrund stellen sich mehrere Fragen:\r\n1.\r\nWas sind die ausschlaggebenden Kostenbestandteile für die Bereitstellung von E-Fuels und mit welcher Kostenentwicklung ist mittel- und langfristig bei E-Fuels zu rechnen?\r\n2.\r\nVon welcher Mengenverfügbarkeit ist auszugehen und welche Beimischungsverhältnisse von E-Fuels zu konventionellen Kraftstoffen sind möglich bzw. plausibel?\r\n3.\r\nWas ist der sich aus den Kosten und dem Beimischungsgrad ergebende Kostenpfad für Kraftstoff an der Tankstelle, der zunehmend aus erneuerbaren Bestandteilen besteht? Welche Preisänderungen sind zu erwarten?\r\n4.\r\nWelche Schlussfolgerungen und Handlungsempfehlungen ergeben sich daraus?\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 6\r\nAktuelle Literatur zeigt, dass mittel- und langfristig mit erheblichen Kostensenkungen bei der Produktion von E-Fuels zu rechnen ist\r\nAktuell häufig als hoch eingeschätzte Kosten für E-Fuels sind darin begründet, dass sich der Markthochlauf in der Anfangsphase mit noch verhältnismäßig wenigen Anfangsprojekten befindet. Die größten Kostenbestandteile bei der Produktion von E-Fuels sind Kosten für die erneuerbare Stromerzeugung, Elektrolyse, Synthese und CO2-Gewinnung. Mit steigendem Marktvolumen ist aufgrund von Lern- und Skaleneffekten mit signifikanten Produktionskostensenkungen, z. B. bei der Stromerzeugung und CO2-Gewinnung, zu rechnen.\r\nZur Ableitung der Kosten werten wir im Rahmen dieser Studie aktuelle Drittstudien aus, und leiten daraus eine Bandbreite für die langfristige Entwicklung von Produktionskosten von E-Fuels ab. Die Grundlage bilden die Studien von Concawe & Aramco (2024), Öko-Institut & Agora (2024) und Fraunhofer (2021), ergänzt um die Studie von Agora & Frontier Economics (2018). Dabei zeigt sich, dass Produktionskosten über die Zeit fallen und stark vom Produktionsstandort abhängig sind. Beispielsweise können sich die Kosten zwischen der Produktion an einem Standort mit durchschnittlichem Sonnen- und Windaufkommen und einem Spitzenstandort innerhalb eines Landes erheblich unterscheiden.\r\nAuf Grundlage der Literaturübersicht leiten wir eine plausible Bandbreite für die langfristigen1 Produktionskosten (inkl. dem Transport nach Deutschland) von E-Diesel und E-Benzin ab. Im Ergebnis schätzen wir die Produktionskosten (inkl. Transport nach Deutschland) für E-Benzin langfristig auf 1,10-1,63 € pro Liter und für E-Diesel auf 1,22-1,80 € pro Liter. Damit sinken die mittleren Bereitstellungspreise für reine E-Fuels langfristig aufgrund sinkender Produktionskosten um rund 35 % im Vergleich zu heute. Welcher Preis sich innerhalb der Bandbreite einstellt, hängt unter anderem davon ab, an welchen Produktionsstandorten E-Fuels hergestellt werden und wie stark die Lern- und Skaleneffekte ausfallen.\r\nRegulatorische und politische Rahmenbedingungen beeinflussen die Verfügbarkeit von E-Fuels in Deutschland\r\nWir gehen davon aus, dass das Produktionspotenzial von E-Fuels langfristig keine Limitierung für die weltweite Versorgung mit E-Fuels darstellen sollte. So schätzen etwa Pfennig et al. (2023), dass das langfristige E-Fuels-Produktionspotenzial an geeigneten Standorten außerhalb Europas höher liegt als der aktuelle globale Endenergieverbrauch von fossilen Energieträgern. Vielmehr hängt die Geschwindigkeit und der Umfang des internationalen Kapazitäts- und Mengenhochlaufs sowie die Verfügbarkeit von E-Fuels in Deutschland von verschiedenen Einflussfaktoren ab, wobei den politischen und regulatorischen Rahmenbedingungen eine zentrale Rolle zukommt.\r\n1 Bis zum Jahr 2050, welches von einigen Studien als langfristiges Stichjahr herangezogen wird.\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 7\r\nAufgrund der Vielzahl an Einflussfaktoren ist eine Prognose zur Entwicklung von in Deutschland verfügbaren E-Fuels-Mengen zum heutigen Zeitpunkt mit Unsicherheiten behaftet. Um einen möglichen Mengenhochlauf abzuleiten, bedienen wir uns eines Beimischungsszenarios mit stilisiertem Mengenhochlauf auf Grundlage von Literatur zu Produktlebenszyklen2. Wir unterstellen, dass E-Fuels abhängig von ihrer Verfügbarkeit beigemischt werden, der Beimischungspfad also dem Markthochlaufpfad entspricht.3 Dies resultiert in einem über die Zeit sukzessive ansteigenden Beimischungsanteil von E-Fuels und im vollständigen Ersatz fossiler Kraftstoffe durch E-Fuels ab dem Jahr 2045.\r\nIm Anhang zeigen wir zudem einen alternativen Ansatz auf, der für ein Beimischungsszenario rein technische Restriktionen berücksichtigt, also von politischen Idealbedingungen ausgeht. In dieser Sensitivität modellieren wir einen schnelleren E-Fuels-Hochlauf unter Berücksichtigung von technischen Restriktionen, in dem E-Fuels fossile Kraftstoffe bereits ab 2037 (E-Benzin) bzw. 2043 (E-Diesel) vollständig ersetzen könnten.\r\nBei steigendem Beimischungsanteil von E-Fuels im Kraftstoffmix sind nur geringe Preisänderungen an der Tankstelle zu erwarten\r\nDie Preise an der Tankstelle für Kraftstoffe umfassen neben den Produktionskosten auch weitere Kostenkomponenten wie Vertriebskosten und Steuern. Aufgrund ihrer Treibhausgasneutralität werden auf E-Fuels im Gegensatz zu fossilen Kraftstoffen keine Abgaben im Rahmen des Brennstoffemissionshandelsgesetzes bzw. im EU ETS II (Emissionshandelssystem für Wärme und Verkehr) erhoben. Wir gehen zudem davon aus, dass E-Fuels von einem ermäßigten Energiesteuersatz profitieren können, wie dies im Reformvorschlag der Energiesteuerrichtlinie, den die Europäische Kommission im Jahr 2021 veröffentlicht hat, als Option vorgesehen ist.\r\nWir modellieren Preispfade für den zukünftigen Kraftstoffmix aus E-Fuels und Referenzkraftstoff (für Benzin und Diesel) unter Annahme des Beimischungsszenarios und der zuvor abgeleiteten Kostenbandbreite. Bezüglich der Preisentwicklung des Kraftstoffmix kommen wir zu folgenden Ergebnissen:\r\n■\r\nVernachlässigbare Preisauswirkung in der Markthochlaufphase: In einer anfänglichen Markthochlaufphase, in der E-Fuels absehbar noch deutlich teurer als fossile Kraftstoffe sind, wird nur ein geringer Anteil an E-Fuels beigemischt, so dass die höheren Kosten relativ wenig ins Gewicht fallen.\r\n2 Dieser Markthochlauf folgt einer S-Kurve, der also nach einer langsamen Anfangsphase durch eine Phase schnellen Wachstums charakterisiert ist, bevor sich das Wachstum stabilisiert, wenn der Markt reift.\r\n3 In der Praxis wird der tatsächliche Beimischungsanteil von politischen und regulatorischen Vorgaben, der physischen Verfügbarkeit von E-Fuels und dem Preisunterschied zwischen E-Fuels und konventionellen Kraftstoffen beeinflusst. Da eine genaue Prognose des Beimischungsanteils nicht im Fokus dieser Studie liegt, abstrahieren wir von diesen Wechselwirkungen und gehen davon aus, dass E-Fuels in dem Maße in den konventionellen Kraftstoffmix beigemischt werden, wie sie verfügbar sind.\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 8\r\n■\r\nLangfristig Preisvorteile durch zunehmende Beimischung klimaneutraler E-Fuels: Langfristig liegt der Preis des zukünftigen Benzin-Kraftstoffmix mit E-Fuels-Anteil unter Annahme steuerlicher Entlastungen in einem relativ moderaten Preisrahmen und bewegt sich in heute bekannten Größenordnungen. So steigt der Preis des zukünftigen Benzin-Kraftstoffmix auch unter pessimistischen Annahmen nicht über das Niveau von bereits in der Vergangenheit beobachteten (maximalen) Benzinkraftstoffpreisen (vgl. Abbildung 1). Ähnliche Schlussfolgerungen gelten auch für die von uns abgeschätzten zukünftigen Durchschnittspreise des Diesel-Kraftstoffmix (vgl. Abbildung 16), auch wenn die zukünftigen Preise für den Diesel-Kraftstoffmix in unseren Berechnungen etwas höher liegen als die des Benzin-Kraftstoffmix\r\n■\r\nVoraussetzung hierfür ist eine Steuerdifferenzierung für klimaneutrale Kraftstoffe: Die moderate Preisentwicklung setzt voraus, dass die Energiesteuer für Kraftstoffe entsprechend der Treibhausgasintensität zwischen fossilen und grünen Kraftstoffen differenziert wird. Die Steuerpolitik hat also einen starken Einfluss auf die Endkundenpreise für E-Fuels und damit auch auf den Kraftstoffmix. Würden E-Fuels mit den gleichen Mineralölsteuersätzen wie fossile Kraftstoffe besteuert, wären die Preise für den E-Fuel-Kraftstoffmix an der Tankstelle mittel- bis langfristig deutlich höher als für Kraftstoffe heute. Dieses Anreizsystem wäre klimapolitisch allerdings nicht zielführend.\r\nAbbildung 1 Langfristige Entwicklung von Benzinpreisen (Kraftstoffmix), Basisszenario mit Energiesteuerreform\r\nQuelle: Frontier Economics.\r\nHinweis: E-Benzin ersetzt fossiles Benzin im Kraftstoffmix vollständig ab 2045. Endkundenpreise unter der Annahme reduzierter Energiesteuer für E-Fuels ab dem Jahr 2025. Höchstpreis für fossiles Benzin aus März 2022. Alle Werte in 2024er €, d. h. für das Jahr 2024 inflationsbereinigt.\r\nraftstoff i istoris er onatli er st reis fossile eferen\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 9\r\nWeitere Maßnahmen können den Markthochlauf von klimaneutralen E-Fuels unterstützen\r\nAus den diskutierten Einflussfaktoren auf den Markthochlauf von E-Fuels und den Berechnungen zur Entwicklung der Kraftstoffpreise lassen sich die folgenden politisch-regulatorischen Handlungsempfehlungen ableiten:\r\n■\r\nReform der europäischen Energiesteuerrichtlinie umsetzen: Die Energiesteuerrichtlinie 2003/96/EG setzt Mindeststeuersätze fest, die für alle Mitgliedsstaaten der EU gelten. Aktuell werden Kraftstoffe in der EU rein volumetrisch besteuert – unabhängig davon, ob es sich um fossile oder CO2-arme Kraftstoffe handelt. Stattdessen sollten Kraftstoffe entsprechend ihrer Umweltverträglichkeit und ihres Energiegehalts besteuert werden, um eine aus klimapolitischer Sicht wünschenswerte Lenkungswirkung herbeizuführen. Durch die Novellierung der Energiesteuersätze in Deutschland würden erhebliche Hürden abgebaut, fossile Kraftstoffe durch CO2-arme E-Fuels zu ersetzen und somit die Klimazielerreichung im Mobilitätssektor erleichtert. Eine Option für eine Novellierung der EU-Energiesteuerrichtlinie stellt der im Juli 2021 von der EU-Kommission vorgelegte Entwurf dar, der es ermöglichen würde, den deutschen Steuersatz für E-Fuels von rund 47 ct/l (Diesel) bzw. 65 ct/l (Benzin) auf unter 1 ct/l zu reduzieren. Dieser Entwurf sollte möglichst zeitnah in eine Reform der Energiesteuerrichtlinie münden.\r\n■\r\nInvestitionen in E-Fuels attraktiver machen: Bislang sind nur überschaubare Investitionen in E-Fuels-Projekte getätigt worden. Wesentlicher Grund hierfür sind hohe Investitionsrisiken aufgrund unsicherer oder nicht ausreichend ambitionierter regulatorischer Rahmenbedingungen. Politische Maßnahmen können dazu beitragen, Investitionsrisiken zu verringern und günstigere Finanzierungsbedingungen zu schaffen, wie z. B. der Abbau administrativer Hürden4, die Förderung von Forschungs- und Entwicklungsprogrammen, Markthochlaufförderprogramme und generell die Schaffung eines verlässlichen regulatorischen Rahmens, der langfristig die breite Verwendung von E-Fuels in sämtlichen Sektoren in einem offenen europäischen Kraftstoffmarkt nicht erschwert. Zum Abbau administrativer Hürden gehören beispielsweise die Schaffung wirtschaftsfreundlicher Kriterien für die Produktion von grünem Wasserstoff und damit von auf Wasserstoff basierenden Syntheseprodukten sowie möglichst global einheitlicher Zertifizierungssysteme.\r\n■\r\nAusbau internationaler Partnerschaften für den Import bzw. Export von E-Fuels: Die Kosten für E-Fuels hängen maßgeblich von der Standortgüte für die erneuerbare Stromerzeugung ab. Deutschland ist aufgrund seiner im internationalen Vergleich unvorteilhaften Standort- und damit Stromerzeugungsbedingungen auf den Import von Wasserstoff und Wasserstoffderivaten wie E-Fuels angewiesen. Bis ein Weltmarkt für E-Fuels entsteht bzw. um diesen zu entwickeln, ist es in der frühen Marktphase investitionsförderlich, strategische Partnerschaften einzugehen, in denen Deutschland als Technologie-Exporteur (z. B. für\r\n4 Ein begrüßenswerter Schritt war die Wegbereitung für vereinfachte Genehmigungsverfahren durch die Einführung des Net Zero Industry Act im April 2024.\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 10\r\nElektrolyseure oder Syntheseanlagen) sowie E\r\n-Fuels-Importeur agiert. Gleichzeitig können die Kooperationspartner als Energieexporteure vom Energiehandel profitieren.\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 11\r\n2 Hintergrund und Zielsetzung der Studie\r\nVor dem Hintergrund der Klimaschutzziele der deutschen Bundesregierung, bis zum Jahr 2045 Treibhausgasneutralität zu erreichen, bieten E-Fuels eine Möglichkeit zur Defossilisierung des Straßenverkehrs und anderer Sektoren. Ein wesentlicher Vorteil von E-Fuels ist, dass sie in bereits existierenden Fahrzeugen mit Verbrennungsmotor verwendet werden können „Dro -in raftstoff“ , wodurch Bestandsfahrzeuge treibhausgasneutral betrieben werden können. E-Fuels können sowohl in Reinform verwendet als auch in beliebigen Anteilen konventionellem Kraftstoff beigemischt werden.\r\nE-Fuels stehen häufig aufgrund ihrer vermeintlich hohen Kosten im Vergleich zu konventionellen Kraftstoffen in der Kritik, die dadurch begründet sind, dass sich der Markthochlauf in der Anfangsphase mit noch verhältnismäßig wenigen Anfangsprojekten befindet. In den nächsten Jahren und Jahrzehnten ist mit fortschreitendem Markthochlauf jedoch eine deutliche Reduktion der Produktionskosten von E-Fuels zu erwarten. Gleichzeitig ist mit steigenden Abgaben, insbesondere durch die CO2-Bepreisung, auf konventionelle Kraftstoffe zu rechnen, was die Zahlungsbereitschaft für erneuerbare E-Fuels steigert. Die Nutzung von E-Fuels kann erleichtert werden, indem sie in steigenden Mengen konventionellem Kraftstoff beigemischt werden. Dies hätte zwei Effekte:\r\n■\r\nDie finanzielle Belastung für Autofahrer könnte durch den Beimischungsgrad gesteuert werden. Bei einem anfänglich geringen Beimischungsgrad fallen die heute hohen Kosten kaum ins Gewicht. Im Zeitverlauf zunehmende Beimischung geht dann mit geringeren Kosten der E-Fuels einher, so dass auch hier keine spürbare Preissteigerung eintritt.\r\n■\r\nEin gradueller Markthochlauf würde ermöglicht, wodurch eine plötzlich ansteigende Nachfrage nach E-Fuels vermieden würde.\r\nVor dem Hintergrund dieser Überlegungen untersuchen wir in dieser Kurzstudie im Auftrag des UNITI Bundesverband EnergieMittelstand e.V., wie sich die Verbraucherpreise5 eines Kraftstoffmix im Straßenverkehr mit ansteigendem E-Fuels-Anteil langfristig entwickeln könnten. Hierbei stellen sich mehrere Fragen:\r\n1.\r\nMit welcher Kostenentwicklung ist mittel- und langfristig bei E-Fuels zu rechnen und was sind die ausschlaggebenden Kostenbestandteile?\r\n2.\r\nWie wirken sich die Produktionskosten zusammen mit anderen Faktoren wie Steuern und Transport auf den zu erwartenden Marktpreis von E-Fuels aus und wie verhält sich dieser im Vergleich zu fossilen Kraftstoffen?\r\n3.\r\nVon welcher Mengenverfügbarkeit ist auszugehen und welche Beimischungsverhältnisse von E-Fuels zu konventionellen Kraftstoffen sind möglich?\r\n5 Grundsätzlich ist Frontier Economics bemüht, alle Geschlechter gleichermaßen anzusprechen. Falls in diesem Dokument in einigen Fällen der besseren Lesbarkeit halber das generische Maskulinum verwendet wird, so schließt dies ausdrücklich alle Geschlechter mit ein.\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 12\r\n4.\r\nWas ist der sich aus den Kosten und dem Beimischungsgrad ergebende Kostenpfad für an der Tankstelle zunehmend erneuerbaren Kraftstoff? Mit welchen Preisänderungen ist zu rechnen?\r\n5.\r\nWelche Schlussfolgerungen und Handlungsempfehlungen ergeben sich daraus?\r\nDie Studie ist wie folgt strukturiert:\r\n■\r\nIn Kapitel 3 analysieren wir die Kosten von E-Fuels im internationalen Markthochlauf;\r\n■\r\nIn Kapitel 4 skizzieren wir mögliche Beimischungspfade von E-Fuels zu fossilem Kraftstoff über die Zeit;\r\n■\r\nIn Kapitel 5 analysieren wir mögliche langfristige Entwicklungspfade für die Endverbraucherpreise des Kraftstoffmix; und\r\n■\r\nIn Kapitel 6 diskutieren wir Handlungsempfehlungen für die Politik.\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 13\r\n3 Kosten von E-Fuels im internationalen Markthochlauf\r\nIn diesem Abschnitt stellen wir in einem ersten Schritt die wesentlichen Bestandteile der Kosten von E-Fuels und die Einflussfaktoren auf die Entwicklung der Kosten dar (Kapitel 3.1). Auf Grundlage von aktuellen Studien werten wir dann mittel- und langfristige Prognosen für E-Fuels-Produktionskosten aus (Kapitel 3.2) und leiten darauf basierend eine plausible Kostenbandbreite ab (Kapitel 3.3).\r\n3.1 Wesentliche Kostenbestandteile von E-Fuels und ihre Einflussfaktoren\r\nTechnischer Hintergrund zu E-Benzin und E-Diesel\r\nE-Fuels (auch: Power-to-Liquid oder synthetische Flüssigkraftstoffe) sind erneuerbare, flüssige Kraftstoffe, die auf Grundlage von erneuerbarem Strom, Wasser und Kohlenstoffdioxid (CO2) produziert werden. Abbildung 2 stellt vereinfacht die Wertschöpfungskette dar.\r\nIn einem ersten Schritt wird erneuerbarer Strom, beispielsweise in PV- oder Windanlagen6 produziert, unter Verwendung von Wasser mittels Elektrolyse in grünen Wasserstoff (H2) transformiert. Es stehen verschiedene Elektrolyseverfahren zur Verfügung, die in Niedrigtemperatur- (z. B. alkalische Elektrolyse (AEL) oder Polymerelektrolytmembran-Elektrolyse (PEM)) und Hochtemperaturelektrolyse unterteilt werden können. Neben der Temperatur, bei der die Umwandlungsprozesse stattfinden, unterscheiden sich die Elektrolyseverfahren hinsichtlich des technologischen Reifegrades, des Wirkungsgrades und der Kosten.\r\nJe nach gewünschtem E-Fuels-Produkt können auf die Elektrolyse folgende verschiedene Syntheseprozesse eingesetzt werden. Im Rahmen dieser Studie legen wir den Fokus auf mittels Methanolsynthese hergestelltem E-Benzin und mittels Fischer-Tropsch-Synthese hergestelltem E-Diesel. Bei der Methanolsynthese wird aus Wasserstoff und CO2 zunächst E-Methanol gewonnen, das anschließend in E-Benzin umgewandelt wird. Ein anderes Syntheseverfahren ist die Fischer-Tropsch-Synthese, bei der aus Wasserstoff und Kohlenstoffmonoxid (CO) zunächst Synthesegas hergestellt wird, aus dem anschließend verschiedenste Kohlenwasserstoffe gewonnen werden können.7 Das für die Methanol- und Fischer-Tropsch-Synthese benötigte CO2 kann aus Punktquellen, beispielsweise aus Industrieprozessen, oder Abscheidung aus der Luft (Direct Air Capture, DAC) gewonnen werden. Für die Verwendung von Kohlenstoffmonoxid im Fischer-Tropsch-Prozess muss in einem zusätzlichen Schritt CO aus CO2 gewonnen werden, z. B. per Reverse Water Gas Shift (RWGS) Prozess. Um einen kostenoptimalen, kontinuierlichen Betrieb der Umwandlungsanlagen zu ermöglichen, eignen sich vorgeschaltete Pufferspeicher für Wasserstoff und CO2.\r\n6 Bei einer Kombination von PV- und Windanlagen s ri t an von „ ybriden“ PV-Wind-Anlagen.\r\n7 Es besteht die Möglichkeit der Raffination in einer integrierten Anlage am Produktionsstandort oder im Verbrauchsland (hier: Deutschland) nach Export des Zwischenprodukts (Methanol bzw. Synthesegas). Der Einfluss auf die Kosten ist vernachlässigbar.\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 14\r\nFür den Transport von E-Benzin und E-Diesel kann die bereits bestehende Infrastruktur für den Transport von fossilem Kraftstoff genutzt werden. Der Transport über große Distanzen erfolgt auf dem Seeweg mittels Tanker. Alternativ ist der Import per Pipeline möglich. Der Transport vom Hafen zur Tankstelle kann per LKW, Pipeline oder (Binnen-)Schiff erfolgen. Auch können aufgrund der chemischen Entsprechung für E-Fuels bereits existierende Speicher verwendet werden.\r\nIn der Endanwendung kann E-Benzin als Beimischung (Drop-in Kraftstoff) zu fossilem Benzin oder als 100%-Alternative (Reinkraftstoff) in Fahrzeugen mit Ottomotor verwendet werden. Ebenso sind bei der Verwendung von E-Diesel in Dieselmotoren keinerlei technische Modifikationen notwendig.\r\nAbbildung 2 Die Wertschöpfungskette von E-Fuels\r\nQuelle: Eigene Darstellung.\r\nHinweis: Eine Raffination im Exportland ist ebenfalls möglich.\r\nStromgestehungskosten machen den größten Teil der Produktionskosten aus, größte Lernkurveneffekte sind bei der CO2-Gewinnung zu erwarten\r\nIn einer Vielzahl von Studien wurden in den letzten Jahren die Kosten von E-Fuels entlang ihrer Wertschöpfungskette analysiert. Meist schätzen die Studien Produktionskosten zuzüglich Transportkosten bis nach Deutschland oder Europa. In dieser Studie gehen wir einen Schritt weiter und betrachten Preise in Deutschland, die darüber hinaus lokale Transportkosten (bis zur Tankstelle) sowie Steuern und Abgaben berücksichtigen. Eine Auswertung von aktuellen Kostenschätzungen folgt in Kapitel 3.2.\r\nAuf Grundlage der Literatur lässt sich ableiten,\r\ntro er eugung lektrolyseProdukt erstellung ei er ynt ese ort ankstelle nl ndis er rans ort e innung\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 15\r\n1.\r\ndass die Produktion von E-Fuels in industriellem Maßstab in den Startlöchern steht; und\r\n2.\r\nwelche die maßgeblichen Treiber für Kosteneinsparpotenziale sind.\r\nDie industrielle Produktion von E-Fuels steht aktuell in den Startlöchern. Erste Demonstrationsanlagen sind bereits in Betrieb und viele Firmen arbeiten weltweit an der Markteinführung und der Skalierung der Produktion von E-Fuels.8 Mit steigendem Marktvolumen ist mittel- bis langfristig aufgrund von Lern- und Skaleneffekten mit signifikanten Kosteneinsparungen gegenüber heutigen Demonstrationsanlagen zu rechnen, wie es in der Vergangenheit auch bei anderen Fortschrittstechnologien beobachtet wurde (vgl. Exkurs: Kostendegressionen bei erneuerbaren Technologien unten).\r\nIdentifiziert wurden insbesondere folgende grundlegende Treiber für die Kosten von E-Fuels (vgl. illustrativ Abbildung 3):\r\n■\r\nStrom: Stromgestehungskosten sind selbst bei sehr vorteilhaften Standorten für die Stromproduktion (z. B. mit starker Sonneneinstrahlung und/oder starkem Wind) der größte Bestandteil der Gesamtkosten von E-Fuels. Aufgrund der Relevanz dieses Kostenfaktors spielt die Standortwahl eine wesentliche Rolle für die Wirtschaftlichkeit der Produktion von E-Fuels. Stromgestehungskosten sind zudem abhängig von der Technologie zur Stromerzeugung (z. B. PV, Wind, Hybridanlage). Aus wirtschaftlicher Perspektive eigenen sich insbesondere Standorte mit herausragenden Bedingungen für die Windstromerzeugung (z. B. in Patagonien) oder mit gleichzeitig guten PV- und Windbedingungen (z. B. in der MENA-Region9), da bei gleichen Installationskosten für Wind- und PV-Anlagen mehr Strom erzeugt werden kann. Hybridanlagen, bei denen Strom aus sowohl PV als auch Wind für die Wasserstoffproduktion genutzt wird, können vorteilhaft sein, da Sonneneinstrahlung und Wind zum Teil komplementär sind, wodurch eine höhere Auslastung der Elektrolyseure und der Anlagen zur Weiterverarbeitung des Wasserstoffs erreicht werden kann. In den vergangenen Jahren wurden bereits starke Kostensenkungen bei PV- und Windanlagen durch die Verbreitung der Technologien und damit einhergehenden Skaleneffekten realisiert. In der Zukunft ist mit weiteren Kosteneinsparungen zu rechnen.\r\n■\r\nCO2-Gewinnung: Kosten für die CO2-Gewinnung machen dann einen großen Teil der Produktionskosten von E-Fuels aus, wenn CO2 er „Dire t Air a ture“ DA aus der Atmosphäre gewonnen wird. Generell unterliegen die DAC-Kosten noch großen Unsicherheiten, da aktuell lediglich Demonstrationsanlagen existieren. In der zukünftig geplanten Skalierung der Technologie hin zu industriellem Produktionsmaßstab werden jedoch signifikante Lernkurven und Kosteneinsparungen prognostiziert. Kurzfristig können die Kosten für die CO2-Gewinnung reduziert werden, wenn CO2 aus Punktquellen wie Biogasanlagen oder aus Industrieprozessen\r\n8 Einen Überblick über angekündigte und geplante Produktion gibt eFuel Alliance (2024).\r\n9 MENA = Middle East and North Africa, Nahost und Nordafrika.\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 16\r\nverwendet wird, wobei letzteres Verfahren spätestens ab dem Jahr 2041 auf EU\r\n-Ebene nicht mehr für die Herstellung von grünen Kraftstoffen angerechnet werden wird.10\r\n■\r\nElektrolyse: In den letzten Jahren waren erhebliche technologische Entwicklungen im Bereich der Elektrolyse zu beobachten, und es sind mehrere Elektrolysetechnologien kommerziell verfügbar.11 Erste Projekte im industriellen Maßstab sind aktuell in Planung oder im Bau.12 Da es sich weiterhin um einen jungen Markt für die Anlagen handelt, in dem massive Investitionen getätigt werden, ist mittelfristig – insbesondere bei der bevorstehenden Hochskalierung der Produktionskapazität der Anlagenherstellung in den Gigawattbereich – weiter mit starken Kosteneinsparungen zu rechnen.\r\n■\r\nSynthese: Im Vergleich zu den anderen Technologien spielen die Synthesekosten eine geringere Rolle.\r\nVon untergeordneter Bedeutung sind die Kosten für die Wasserbereitstellung, H2/CO2-Speicherung und den Transport. Einen großen Einfluss auf den Preis für Kraftstoffe inkl. E-Fuels in Deutschland haben zudem die Mehrwertsteuer und Energiesteuer. Dieser Preisbestandteil wird in den meisten Studien nicht berücksichtigt.\r\nAbbildung 3 Wesentliche Kostenbestandteile von E-Fuels – illustrative Darstellung\r\nQuelle: Eigene Darstellung.\r\nHinweis: Beispiel: Heutige Produktion in Nordafrika, DAC, Import nach Deutschland.\r\n10 Delegierte Verordnung (EU) 2023/1185 – Methode zur Ermittlung der Treibhausgasemissionen von RFNBOs. Zudem muss das CO2 in einem vorgelagerten Schritt in einem wirksamen CO2-Bepreisungssystem berücksichtigt werden, was die Verwendung von CO2 aus Industrieprozessen außerhalb der EU erschwert (beispielsweise gibt es aktuell keine CO2-Bepreisung in der MENA-Region).\r\n11 IEA (2024).\r\n12 Vgl. IEA (2023a).\r\ntro geste ung ei erung lektrolyse inkl Wasserbereitstellung ynt ese e innung rans ortDie gr ten relativen osteneins arungen sind uk nftig bei e innung und lektrolyse u er arten Weitere osteneins arungen sind bei der tro geste ung und ynt ese gli\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 17\r\nExkurs: Kostendegressionen bei erneuerbaren Technologien Erneuerbare Technologien, für die in den letzten Jahren ein Markthochlauf beobachtet werden konnte, geben einen Hinweis darauf, welche Kostendegressionen beim Markthochlauf von E-Fuels-Technologien zu erwarten sind. Elektrolyse, Synthese und DAC befinden sich derzeit in der Aufbauphase, in der erste Pionierprojekte kommerzialisiert werden. Die Technologien sind bereits weit entwickelt, werden aber noch nicht in großem Umfang eingesetzt. Mit zunehmender Produktionsmenge ist zu erwarten, dass die Stückkosten dieser Technologien sinken erden „ rfa rungskurve“ Ursa en sind u a. Skaleneffekte, Forschung und Entwicklung, sowie Standardisierung von Produktionsprozessen für die Anlagen. Mögliche Kostendegressionen für die genannten bisher noch nicht im Großmaßstab eingesetzten Anlagenkomponenten von E-Fuels-Technologien sind anhand des Beispiels von PV-Modulen ableitbar. Seit den 1970er Jahren sind die Preise bei einer Verdoppelung der installierten Leistung durchschnittlich um 20 % gesunken (s. Abbildung). Eine ähnliche Lernrate (mit preissenkender Auswirkung von durchschnittlich 19 % bei Verdoppelung der globalen Produktionskapazität) ist seit den 1990er Jahren bei Batterien zu beobachten.13 Wenn sich auch bei E-Fuels eine Lernrate von 20 % einstellen würde, würden die Kosten entsprechend bei jeder Verdoppelung der Kapazität um 20 % sinken. Preis von PV-Modulen, in $/Watt (logarithmische Skala, inflationsbereinigt) Quelle: Our World in Data, https://ourworldindata.org/learning-curve\r\n13 RMI (2023).\r\nis en und ist it eder Verdo elung der installierten Leistung der Preis von PV odulen dur s nittli u gesunken Lernrate Das ents ri t einer\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 18\r\n3.2 Auswertung und Einordnung von aktuellen Projektionen für Produktionskosten für E-Fuels\r\nDie Entwicklung der Produktionskosten für E-Fuels wurde in den letzten Jahren in zahlreichen Studien geschätzt. Wir werten im Rahmen dieser Studie breit rezipierte, möglichst aktuelle Studien aus, und leiten daraus eine Bandbreite für die Kosten von E-Fuels ab. Die Grundlage bilden die Studien von Concawe & Aramco (2024), Öko-Institut & Agora (2024) und Fraunhofer (2021) mit Kostenschätzungen für die Jahre 2020, 2030, 2040 und 2050 (vgl. Tabelle 1). Zudem ergänzt Agora & Frontier Economics (2018) die Auswahl, wobei die Ergebnisse der Studie in der weiteren Analyse nicht berücksichtigt werden.\r\nIn den Studien werden verschiedene Stichjahre, Produktionsstandorte, Stromquellen, CO2-Quellen und Elektrolysetechnologien betrachtet. Um bestmögliche Vergleichbarkeit zwischen den Studien herzustellen, wählen wir die Szenarien aus, die möglichst vergleichbare sowie realistische Annahmen unterstellen.14 Als Produktionsstandorte betrachten wir repräsentativ Patagonien (Süden Chiles und Argentiniens), die MENA-Region und Südeuropa.15 Daneben besteht eine Vielzahl weiterer Produktionsstandorte weltweit, die sich ebenso für die Produktion von E-Fuels eignen, wie beispielsweise Standorte in Australien, den USA und Süd-/Ostafrika. Da die Kosten an diesen Standorten voraussichtlich innerhalb der Bandbreite von Patagonien, der MENA-Region und Südeuropa liegen, sind sie bereits in der abgeleiteten Kostenbandbreite berücksichtigt.\r\nAb dem Jahr 2030 zeigen wir Kostenschätzungen auf Grundlage von DAC als CO2-Quelle, soweit in den Studien verfügbar. Dies ist für Concawe & Aramco (2024) nicht der Fall, da hier DAC erst ab 2050 als CO2-Quelle unterstellt wird. Wir halten es für wahrscheinlich, dass während des frühen Markthochlaufs die CO2-Gewinnung über Punktquellen (z. B. aus Industrieprozessen oder Biomasse) gegenüber dem DAC-Verfahren bevorzugt wird. Zwar wird DAC langfristig benötigt, ist jedoch kostenintensiver und erfordert technische Weiterentwicklungen.\r\nWenn für einen Standort mehrere Stromquellen modelliert wurden, wählen wir die kostengünstigste Technologie aus, da diese aus ökonomischer Sicht zunächst zum Einsatz kommen würde. Zudem zeigen wir die Ergebnisse für die günstigere Niedrigtemperaturelektrolyse, da diese im Gegensatz zur Hochtemperaturelektrolyse bereits die Phase der Kommerzialisierung erreicht hat.16 Sollte die\r\n14 Wenn Studien verschiedene Szenarien modellieren, beziehen uns immer auf das Referenz- bzw. mittlere Szenario.\r\n15 Wird eine Vielzahl an geeigneten Standorten innerhalb eines Landes modelliert (so bei Fraunhofer (2021)), nutzen wir die Ergebnisse für den Standort mit den höchsten und niedrigsten Produktionskosten in der jeweiligen Region zur Ableitung einer Bandbreite.\r\n16 PEM- und Alkalische Elektrolyse haben einen technologischen Reifegrad (technology readiness level, TRL) von 9 auf einer Skala von 1-11. Vgl. IEA (2023b): ETP Clean Energy Technology Guide, https://www.iea.org/data-and-statistics/data-tools/etp-clean-energy-technology-guide. Die Kosten zwischen PEM- und AEL-Elektrolyse unterscheiden sich nur geringfügig.\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 19\r\nHochtemperaturelektrolyse ebenfalls Marktreife erreichen, könnten noch höhere Effizienzen und damit niedrigere Kosten für die Elektrolyse erreicht werden.\r\nBei Produktion außerhalb Europas berücksichtigen alle Studien neben den Produktionskosten auch Transportkosten bis zu einem europäischen Hafen. Weiterhin werden in allen Studien Produktionsanlagen in industriellem Maßstab betrachtet.17\r\nTabelle 1 Überblick über die ausgewerteten Studien\r\nStudie\r\nZeitlicher Umfang\r\nProduktions-standorte\r\nStromquelle\r\nCO2-Quelle Concawe & Aramco (2024): E-Fuels: A technoeconomic assessment of European domestic production and imports towards 2050 – Update 2020, 2030, 2050 Norwegen, Deutschland, Spanien, Saudi-Arabien Erneuerbaren-Mix der jeweiligen Länder Punktquelle für 2020 und 2030, DAC für 2050\r\nÖko-Institut, Agora Energiewende & Agora Industry (2024): PtX Business Opportunity Analyser, Version 2.0\r\n2030, 2040\r\nVielzahl ausgewählter Länder und Standorte weltweit\r\nPV, Wind (Onshore, Offshore), Wind-PV-Hybrid\r\nDAC und Punktquelle Fraunhofer IEE (2021): Weltweite Potenziale für die Erzeugung von grünem Wasserstoff und klimaneutralen synthetischen Kraft- und Brennstoffen „ lobal PtX Atlas“ 2050 Vielzahl ausgewählter Standorte außerhalb Europas PV, Wind, Wind-PV-Hybrid (Mix des jeweiligen Standorts) DAC\r\nAgora Verkehrswende, Agora Energiewende und Frontier Economics (2018): The Future Cost of Electricity-Based Synthetic Fuels\r\n2020, 2030, 2050\r\nNordafrika, Naher Osten, Island, Nordsee\r\nMENA: PV, Wind-PV-Hybrid; Nordsee: Wind- Offshore; Island: Geothermie-Wasserkraft\r\nDAC und Punktquelle\r\nQuelle: Eigene Darstellung.\r\n17 Beispielsweise nimmt Concawe & Aramco (2024) im Basisszenario an, dass die Fischer-Tropsch-Anlage eine Jahresproduktion von 1 Mio. t Diesel umfasst. Der Einfluss der Größe der Produktionsanlage auf Kosten wird in Anhang B.1 angesprochen.\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 20\r\nDie ausgewerteten Studien schätzen, dass die Produktionskosten von E-Diesel (inkl. Transport nach Deutschland) langfristig auf 0,96-1,80 € ro Liter sinken\r\nAbbildung 4 zeigt die Ergebnisse der ausgewählten Studienszenarien für die Kosten von Fischer-Tropsch-E-Diesel18 und ermöglicht den Vergleich zwischen den Studien (dargestellt durch verschiedene Farben) sowie zwischen Produktionsstandorten (dargestellt durch verschiedene Symbole) über die Zeit.\r\nAbbildung 4 Literaturüberblick: Produktionskosten (inkl. Transport) von E-Diesel in 2020, 2030, 2040 und 2050\r\nQuelle: Frontier Economics basierend auf Studienergebnissen von Concawe & Aramco (2024): E-Fuels: A technoeconomic assessment of European domestic production and imports towards 2050 – Update, Öko-Institut, Agora Energiewende & Agora Industry (2024): PTX Business Opportunity Analyser, Version 2.0, Fraunhofer IEE (2021): Weltweite Potenziale für die Erzeugung von grünem Wasserstoff und klimaneutralen synthetischen Kraft- und Brennstoffen („Global PtX Atlas“) und Frontier Economics (2018): The Future Cost of Electricity-Based Synthetic Fuels.\r\nHinweis: Alle Ergebnisse beruhen auf Fischer-Tropsch-Synthese. Schwarz umrandete Werte von Fraunhofer (2021) zeigen die kostengünstigsten Standorte in der jeweiligen Region. Relevante Kostenschätzungen sind in €/l E-Diesel umgewandelt und für das Jahr 2024 inflationsbereinigt.\r\n18 Im Gegensatz zu Kostenschätzungen für mittels Fischer-Tropsch-Synthese hergestelltem E-Diesel sind nicht in allen Studien Kostenschätzungen für E-Benzin enthalten, weshalb die Kosten für E-Benzin, wie in Kapitel 3.3 beschrieben, über einen vereinfachten Ansatz abgeleitet werden.\r\nProduktion in AProduktion in deuro aProduktion in Patagonien on a e Ara o Agora ko nstitut Agora raun ofer\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 21\r\nDie Ergebnisse der vier Studien weisen einige Gemeinsamkeiten auf:\r\n■\r\nProduktionskosten fallen über Zeit: Alle Studien, die mehrere Jahre modellieren, kommen zu dem Ergebnis, dass die Produktionskosten in der Zukunft sinken werden. Beispielsweise sinken die Kosten in Concawe & Aramco (2024) für Südeuropa vom Jahr 2020 bis zum Jahr 2050 um 27 %. Diese Kostendegression ist durch technische Fortschritte und Effizienzgewinne in den relevanten Prozessen der E-Fuels-Produktion zu erklären. So erhöht sich in Concawe & Aramco (2024) beispielsweise die erwartete Effizienz der genutzten Elektrolyseure von 66,5 % im Jahr 2020 auf 75 % im Jahr 2050, während die Stromgestehungskosten im gleichen Zeitraum um 19 % sinken.19 Die Bandbreite der Kostenschätzungen in den vier betrachteten Studien liegt für die Jahre 2020-2030 bei 1,59-2,57 € l und f llt bis auf 0,96-1,80 € l\r\n■\r\nProduktionskosten sind stark abhängig vom Produktionsstandort: Alle Studien betrachten die E-Fuels-Produktion an verschiedenen Standorten. Es wird deutlich, dass die Wahl des Produktionsstandortes deutlichen Einfluss auf die projizierten Kosten hat, selbst beim Vergleich zwischen den ausgewählten Regionen, bei denen es sich bereits um Regionen mit hoher Standortgüte handelt.\r\nTrotz dieser gemeinsamen Trends unterscheiden sich die Produktionskosten für E-Fuels in den analysierten Studien teils erheblich, selbst innerhalb eines Produktionslandes. Wesentliche Unterschiede bestehen hierbei zum einen in den Annahmen zum Produktionsstandort, zum anderen bezüglich der CO2-Quelle, wie wir im Folgenden darstellen. Des Weiteren erfolgt in Fraunhofer (2021) und in Öko-Institut (2024)20 eine kostenminimierende Systemauslegung der Anlagenkapazitäten auf Grundlage von stündlichen Profilen für die Stromerzeugung.\r\nDer Kostenunterschied zwischen der Produktion an einem Durchschnitts- und einem Spitzenstandort innerhalb eines Landes kann erheblich sein\r\nDer Produktionsstandort bestimmt maßgeblich über die Technologie zur EE-Strom-Erzeugung sowie die Volllaststunden, die die Stromgestehungskosten beeinflussen. Die Standortgüte unterscheidet sich nicht nur zwischen den Regionen21, sondern auch innerhalb eines Landes. Die betrachteten Studien unterscheiden sich darin, ob sie besonders geeignete Standorte (z. B. in Küstenregionen) oder Durchschnittsstandorte untersuchen. Letztere können unter Umständen weniger aussagekräftig für tatsächliche Investitionsprojekte sein. Während Fraunhofer (2021) repräsentative, geeignete\r\n19 Im ausgewählten Beispiel für Südeuropa sinken die Stromgestehungskosten von 5,8 ct/kWh im Jahr 2020 auf 4,7 ct/kWh im Jahr 2050. Darin enthalten sind auch Kosten für den Ausbau des Stromverteilnetzes. Für andere Standorte oder wenn keine Kosten für den Anschluss an Infrastruktur anfallen, können deutlich niedrigere Stromkosten erreicht werden.\r\n20 Öko-Institut (2024) modelliert die Optimierung für acht Beispielwochen.\r\n21 Vgl. Abbildung 18 in Anhang B.1.\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 22\r\nStandorte untersucht, nennen die anderen Studien keine expliziten Standorte innerhalb der jeweils betrachteten Länder oder Regionen.\r\nDer Haupttreiber der Standortgüte sind die Volllaststunden (VLH) der erneuerbaren Stromerzeugung. Spitzen- oder Best-Standorte ermöglichen mehr VLH als Durchschnittsstandorte und daher auch geringere Stromgestehungskosten. Allerdings sind Best-Standorte und deren Produktionspotenzial letztlich geografisch begrenzt. Übersteigt die Nachfrage nach E-Fuels das Produktionspotenzial dieser Standorte, müssen weitere Standorte mit (geringfügig) schlechteren Standortbedingungen, in Betracht gezogen werden.\r\nAbbildung 5 zeigt den Zusammenhang zwischen den von Fraunhofer (2021) modellierten E-Fuels-Produktionskosten an verschiedenen weltweiten Standorten im Jahr 2050 und den damit verbundenen möglichen Produktionspotenzialen im Jahr 2050. Die besten Standorte liegen am linken and der Abbildung it Produktionskosten von et a € W a € l -Diesel). Mit steigender erforderlicher Produktionsmenge muss auf weitere Standorte zurückgegriffen werden, und die Produktionskosten steigen. Bei Produktionsmengen von etwa 40.000 TWh pro Jahr wären Standorte zu nutzen, die E-Fuels-Produktionskosten von et a € W a € l E-Diesel) aufweisen. Produktionspotenziale von mehr als 80.000 TWh pro Jahr wären zu Produktionskosten von knapp unter 160 € W a € l E-Diesel) zu erschließen22. Zur Einordnung: Der heutige weltweite Mineralölverbrauch beträgt rund 55.000 TWh.23 Langfristig ist aufgrund von Effizienzsteigerung und dem Ausbau von Stromanwendungen in bestimmten Bereichen tendenziell ein niedrigerer Bedarf an Flüssigkraftstoffen zu erwarten (vgl. Kapitel 4.2).\r\n22 Die günstigsten geschätzten Produktionskosten liegen bei rund € W € l Bei einer jährlichen Produktionskapazität von 20.000 TWh liegen die Kosten bei rund € W € l Bei einer rli en Produktionska a it t von W liegen die Kosten bei rund € W € l Bei allen Werten handelt es sich um reine Produktionskosten ohne Transport nach Deutschland. Die Kosten sind in Werten von 2021 angegeben und nicht inflationsbereinigt.\r\n23 Our World in Data (2024).\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 23\r\nAbbildung 5 Grenzkosten und zugehörige Produktionspotenziale für Fischer-Tropsch-Diesel im Jahr 2050\r\nQuelle: Pfenning et al (2023).\r\nHinweis: Produktionskosten von 80 €/MWh entsprechen ca. 0,72 €/l E-Diesel, 120 €/MWh entsprechen ca. 1,08 €/l und 160 €/MWh entsprechen etwa 1,44 €/l. Reine Produktionskosten ohne Transport nach Deutschland. Kosten in Werten von 2021 (nicht inflationsbereinigt).\r\nCO2-Quelle als Treiber für Produktionskosten\r\nWie in Tabelle 1 dargestellt, differenzieren die meisten Studien bei der Modellierung der E-Fuels-Kosten zwischen verschiedenen Arten der CO2-Gewinnung. Wie oben erläutert, zeigt Abbildung 4 die Kosten für das Jahr 2020 unter der Annahme, dass CO2-Punktquellen (z. B. aus Industrieprozessen oder Biomasse) genutzt werden. Für eine Übergangszeit steht das CO2 aus diesen Quellen vergleichsweise kostengünstig zur Verfügung. Längerfristig sollte die Abhängigkeit von der Verbrennung fossiler Brennstoffe in industriellen Prozessen vermieden werden.24 Deshalb beziehen wir uns ab dem Jahr 2030 auf Kostenschätzungen mit CO2-Abscheidung aus der Luft (DAC) (mit Ausnahme von Concawe & Aramco (2024), die für das Jahr 2030 keine Modellierung mit DAC enthält). Da es sich dabei gegenüber Punktquellen um die teurere Option25 handelt, überschätzen die dargestellten Werte die E-Fuels-Kosten tendenziell für den Zeitraum bis 2041, in dem nach EU-Regularien unter bestimmten Voraussetzungen (v.a. Existenz eines effektiven CO2-\r\n24 Vgl. Agora (2018).\r\n25 Agora (2018) gibt beispielsweise Kosten von 145 € t 2 für DAC i Verglei u € t 2 für CO2 aus der Zementindustrie in Deutschland für das Jahr 2020 an (nicht inflationsbereinigte Werte von 2017). Der Einfluss der CO2-Quelle auf die Produktionskosten ist auch in Abbildung 19 in Anhang B.1 dargestellt.\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 24\r\nBepreisungssystems) auch noch Punktquellen für die Herstellung CO2-neutraler Kraftstoffe erlaubt sind.\r\nWeitere Unterschiede zwischen den Studien resultieren aus unterschiedlichen Annahmen zu weiteren Parametern\r\nDer Einfluss von Stromgestehungskosten und Kosten für die CO2-Bereitstellung auf die Produktionskosten wird auch anhand des in Abbildung 6 dargestellten Vergleichs für die Produktion an verschiedenen Standorten deutlich. Wir zeigen, sofern verfügbar, für die Jahre 2030 und 2050 exemplarische Standorte aus den drei Hauptquellen (Concawe & Aramco: 2030 und 2050, Öko-Institut: 2030, Fraunhofer: 2050). Für das Jahr 2030 beispielsweise liegen die geschätzten Gesamtkosten für die Produktion in Spanien (Öko-Institut) etwa 34 % oberhalb derer für die Produktion in der MENA-Region (Concawe & Aramco). Zwar geht das Öko-Institut von geringeren Stromgestehungskosten aus26, aber die massiv höheren CO2-Kosten überkompensieren diesen Effekt27. Der Vergleich mit den Ergebnissen für 2050 legt nahe, dass über die Zeit und Standortwahl erhebliche Kosteneinsparungen möglich sind.\r\n26 Die Stromgestehungskosten in Concawe & Aramco (2024) enthalten im Gegensatz zu Öko-Institut (2024) auch den Bau von Verteilnetzen, s. unten. In beiden Studien werden PV-Wind-Hybridanlagen für die Stromerzeugung genutzt, aber die von Concawe & Aramco für die MENA-Region angenommenen VLH liegen deutlich höher als die vom Öko-Institut für Spanien angenommenen (5.227 h/Jahr vs. 4.135 h/Jahr). Selbst innerhalb der MENA-Region nehmen Concawe & Aramco etwa 26 % höhere VLH an (5.227 h/Jahr vs. 3.704 h/Jahr).\r\n27 Im Vergleichsjahr 2030 nimmt Concawe & Aramco (2024) die CO2-Gewinnung aus Punktquellen an, während Öko-Institut (2024) im Referenzszenario die CO2-Gewinnung mittels kostenintensiverem Direct Air Capture-Verfahren modelliert. In einer Sensitivität unter Annahme von CO2 aus Punktquellen sinken die CO2-Kosten in Öko-Institut (2024) auf etwa 0,11 € l\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 25\r\nAbbildung 6 Differenz von E-Diesel-Kosten bei Produktion an verschiedenen Standorten und CO2-Bereitstellungskosten, 2030 und 2050\r\nQuelle: Frontier Economics auf Grundlage von Concawe & Aramco (2024): E-Fuels: A technoeconomic assessment of European domestic production and imports towards 2050 – Update, Öko-Institut, Agora Energiewende & Agora Industry (2024): PTX Business Opportunity Analyser, Version 2.0 und Fraunhofer IEE (2021): Weltweite Potenziale für die Erzeugung von grünem Wasserstoff und klimaneutralen synthetischen Kraft- und Brennstoffen („Global PtX Atlas“). „Speicher” umfasst Stromspeicher und H2-Speicher, die aufgrund der Datengranularität nicht separat ausgewiesen werden können. Produktionskosten inkl. Transport nach Deutschland.\r\nWeitere Unterschiede zwischen den Studien sind:\r\n■\r\nStromübertragung: Öko-Institut (2024) enthält keine Kosten für die Stromübertragung zwischen den jeweiligen Erneuerbaren Anlagen und der E-Fuels-Produktion. Concawe & Aramco (2024) nehmen allerdings an, dass die geografische Distanz zwischen den Erneuerbaren Anlagen und der E-Fuels-Produktion im Durchschnitt bei 200 km liegt. Dabei wird unterstellt, dass die Übertragungsnetze neu gebaut werden, wodurch die Kosten für Konvertierung und Übertragung die Stromgestehungskosten um rund 27 % steigen.\r\n■\r\nKapitalkosten: Kapitalkosten sind ein weiterer erheblicher Treiber der Produktionskosten. Die relevanten Kapitalkosten (ausgedrückt als Weighted average cost of capital, WACC) unterscheiden sich maßgeblich zwischen den Studien. Concawe & Aramco (2024) modellieren für MENA mit vergleichsweise hohen Kapitalkosten (WACC bei 8 %), während Öko-Institut (2024) für Spanien geringere Kapitalkosten annimmt (WACC bei 6,94 %). Die höheren\r\nko nstitut anien on a e A on a e anien raun ofer Patagonien tro geste ung und ei er lektrolyse Bereitstellung ynt ese rans ort\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 26\r\nKapitalkosten wirken sich dabei auf alle\r\nerforderlichen Investitionen entlang der Wertschöpfungskette aus, wodurch die resultierenden Produktionskosten steigen.\r\n■\r\nDie Kapitalkosten sind ni t „fi “ sondern maßgeblich durch die Kreditwürdigkeit der Entwickler und der jeweiligen Projekte getrieben. Bei internationalen Projekten wird die Kreditwürdigkeit außerdem durch spezifische Länderrisiken beeinflusst. Politische und wirtschaftliche Stabilität sowie ein stabiler Rechtsrahmen und effektive Regulierung können sich positiv auf die Kapitalkosten auswirken. Ein erhöhtes Wechselkursrisiko oder ein hohes Zinsniveau im projektierten Land können die Kapitalkosten hingegen negativ beeinflussen. Auf politische Handlungsempfehlungen, die zur Reduktion von Kapitalkosten führen können, kommen wir in Kapitel 6 zurück.\r\nDie Lernrate bestimmt, wie stark die Kosten über die Zeit fallen\r\nDie in den Studien unterstellten Lernraten werden meist nicht explizit ausgewiesen, sondern spiegeln sich vor allem implizit in den jeweiligen Kostenannahmen für die einzelnen Technologien über die Zeit wider. Die Kapitalkosten der Anlagen sinken studienübergreifend über die Zeit, wobei die Kostenreduktionen je nach Studie und Technologie unterschiedlich stark ausfallen. Zudem wird in der Regel angenommen, dass die jeweiligen Technologien effizienter werden (abgebildet durch den Wirkungsgrad), wodurch bei gleichen Input-Volumina ein höheres Produktionsvolumen erreicht werden kann. Dem liegt die Annahme zugrunde, dass durch technologische Fortschritte und den Ausbau der Produktion ein Lerneffekt generiert wird.\r\nBei einer höheren Lernrate (z. B. in Folge umfangreicher F&E-Anstrengungen und somit schnelleren Markthochlaufs von E-Fuels), könnten bis 2030 und 2040 deutlich niedrigere E-Fuel-Kosten realisiert werden, vgl. Abbildung 7 auf Grundlage einer Analyse des Öko-Instituts (2024). Wie in Kapitel 3.1 diskutiert, werden Lerneffekte vor allem bei DAC-Verfahren erwartet, da dies entlang der Wertschöpfungskette die Technologie mit dem aktuell geringsten technologischen Reifegrad ist. Im speziellen Beispiel machen die Kosten für DAC (inkl. Wärme) im hohen Kostenpfad 43 % der Gesamtkosten im Jahr 2030 aus, im niedrigen Kostenpfad nur 25 %. Im Vergleich dazu sind die bei Elektrolyse und Synthese erwarteten Kosteneinsparungen geringer.\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 27\r\nAbbildung 7 E-Fuels-Produktionskosten mit unterschiedlichen Lernraten\r\nHinweis: Unter „restliche Kostenkomponenten“ sind all jene erfasst, bei denen keine signifikante Lernrate zu erwarten ist.\r\nQuelle: Frontier Economics auf Grundlage von Öko-Institut, Agora Energiewende & Agora Industry (2024): PTX Business Opportunity Analyser, Version 2.0. Dargestellte Kosten beziehen sich auf die Produktion in Chile unter Verwendung von Onshore Wind als Stromquelle. Die Kosten unter Annahme des mittleren Kostenpfads entsprechen den in Abbildung 4 dargestellten Kosten für das Öko-Institut.\r\n3.3 Langfristige Kostenbandbreite von E-Fuels\r\nDie Kosten für E-Diesel werden direkt aus der Literaturübersicht abgeleitet\r\nAuf Grundlage der Literaturübersicht leiten wir eine plausible Bandbreite für die Produktionskosten von E-Diesel ab, die in Abbildung 8 in grau dargestellt ist. Die Bandbreite basiert auf den repräsentativen Standorten in der MENA-Region, Südeuropa und Patagonien, deckt aber eine Vielzahl weiterer geeigneter Produktionsstandorte weltweit ab, an denen die Kosten der E-Fuels-Produktion voraussichtlich innerhalb der abgeleiteten Bandbreite liegen.\r\nDie untere Bandbreite bilden die Kostenschätzungen für den günstigsten Produktionsstandort aus Concawe & Aramco (2024) für die Jahre 2020 und 2030. Für 2040 wird die niedrigste Schätzung des Öko-Instituts für die Produktion in Patagonien berücksichtigt. Die optimistischsten Ergebnisse von Fraunhofer (2021) für das Jahr 2050 berücksichtigen wir nicht in der Kostenbandbreite, da sie sich auf die besten Standorte in Patagonien und MENA beziehen, welche sich auf ein Produktionspotenzial beziehen, das aller Voraussicht nach in der langen Frist nicht ausreichen wird, um den weltweiten Bedarf zu decken. Deshalb nutzen wir stattdessen die höchsten von Fraunhofer\r\neringe Lernrate ittlere Lernrate o e Lernrate lektrolyse ynt ese estli e ostenko onenten\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 28\r\nmodellierten Kosten für Patagonien, die eher mit einem Durchschnittsstandort zu vergleichen sind. Im Vergleich zu den ausgewerteten aktuellen Studien sind die Ergebnisse aus der Agora-Studie aus dem Jahr 2018 etwas niedriger, weswegen wir diese Ergebnisse nicht in der Bandbreite der möglichen Produktionskosten berücksichtigen.\r\nDie obere Bandbreite für die Kostenschätzungen in den Stichjahren 2030, 2040 und 2050 bilden die höchsten Kosten der betrachteten Studien. Für die Stichjahre 2030 und 2040 sind das die Schätzungen des Öko-Instituts für die Produktion in Spanien. Diese Werte halten wir für eine konservative Schätzung, unter anderem, weil die unterstellten VLH für die Stromerzeugung in dieser Studie unterhalb der Annahmen der anderen Studien liegen28. Für das Jahr 2050 schätzt die Studie von Concawe & Aramco für die Produktion in Südeuropa die höchsten Kosten. Wir halten auch diese Schätzung für konservativ, da in dieser Studie von höheren Kapitalkosten und Investitionskosten ausgegangen und keine Optimierung der Systemkapazitäten vorgenommen wird. Diese Kostenschätzungen liegen noch über den Kosten für den teuersten von Fraunhofer modellierten Standort, zu dessen Kosten ein weltweites Produktionspotenzial von über 80.000 TWh/Jahr erschließbar ist (vgl. Abbildung 5). Für die Jahre vor 2030 nutzen wir einen konservativen Ansatz und extrapolieren die Kostenschätzungen des Öko-Instituts für die Jahre 2030 und 2040. Damit wird vermieden, dass die höheren Kosten für 2020 unter der oberen Bandbreite für 2030 liegen.\r\nDie Kostenschätzungen für die Jahre 2020, 2030, 2040 und 2050 werden anschließend verwendet, um Schätzungen für die verbleibenden Jahre zu interpolieren. Aus der Interpolation resultiert die graue Bandbreite.\r\n28 Öko-Institut (2024) nimmt für die Produktion in Spanien 4.135 VLH pro Jahr unter der Verwendung von Wind-PV-Hybrid-Produktionsanlagen an. Concawe & Aramco (2024) nehmen für den Spanien 4.971 VLH pro Jahr an. Fraunhofer (2021) modelliert für Patagonien sogar mit 5.530 VLH pro Jahr unter der Verwendung von Onshore-Wind-Produktionsanlagen.\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 29\r\nAbbildung 8 Literaturüberblick: Produktionskosten von E-Diesel inkl. Transport, 2020-2050, und abgeleitete Bandbreite\r\nQuelle: Frontier Economics basierend auf Studienergebnissen von Concawe & Aramco (2024): E-Fuels: A technoeconomic assessment of European domestic production and imports towards 2050 – Update, Öko-Institut, Agora Energiewende & Agora Industry (2024): PTX Business Opportunity Analyser, Version 2.0, Fraunhofer IEE (2021): Weltweite Potenziale für die Erzeugung von grünem Wasserstoff und klimaneutralen synthetischen Kraft- und Brennstoffen („Global PtX Atlas“) und Agora Verkehrswende, Agora Energiewende und Frontier Economics (2018): The Future Cost of Electricity-Based Synthetic Fuels.\r\nHinweis: Alle Ergebnisse beruhen auf Fischer-Tropsch-Synthese. Schwarz umrandete Werte von Fraunhofer (2021) zeigen die kostengünstigsten Standorte in der jeweiligen Region. Relevante Kostenschätzungen sind in €/l E-Diesel umgewandelt und für das Jahr 2024 inflationsbereinigt. Die graue Bandbreite stellt die realistische Bandbreite für E-Fuel-Produktionskosten dar.\r\nDie Kosten für E-Benzin werden auf der Grundlage angepasster Kosten abgeleitet\r\nNeben E-Diesel betrachten wir außerdem mittels Methanolsynthese hergestelltes E-Benzin, das in Ottomotoren verwendet werden kann. Die Produktionskosten von E-Benzin werden nur in zwei der vier ausgewählten Studien explizit modelliert. In der einen, Concawe & Aramco (2024), liegen die Kosten für E-Benzin pro Energieeinheit (MWh) 11-19 % unter den Kosten für mittels Fischer-Tropsch-Synthese produzierten E-Diesel.29 In der anderen, Agora (2018), werden für E-Benzin und E-Diesel\r\n29 E-Benzin wird in dieser Studie mittels Methanol-to-Gasoline-Verfahren hergestellt. Der Vergleich basiert auf den Kosten für die Produktion in der MENA-Region. Die Kostenunterschiede variieren zwischen den Stichjahren aufgrund unterschiedlich starker\r\nProduktion in AProduktion in deuro aProduktion in Patagonien on a e Ara o Agora ko nstitut Agora raun ofer\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 30\r\ndie gleichen Produktionskosten pro Energieeinheit geschätzt. Öko-Institut (2024) und Fraunhofer (2021) modellieren zwar keine Produktionskosten für E-Benzin, aber für das Vorprodukt Methanol. Beide Studien schätzen die Produktionskosten (pro kWh) f r et anol is en und niedriger ein als die für FT-Diesel. Hinzu kommen die Kosten für die Umwandlung des Methanols in E-Benzin, die in den beiden Studien nicht modelliert werden, den Kostenvorteil gegenüber E-Diesel jedoch wieder kompensieren könnten. Beispielsweise berechnet Concawe, dass die Umwandlung von Methanol in E-Benzin die Produktionskosten wiederum um 3- (pro kWh Endprodukt) erhöht.\r\nBasierend auf diesen verfügbaren Kostenschätzungen nehmen wir als konservative Schätzung an, dass die Produktionskosten für E-Benzin pro Energieeinheit so hoch wie für E-Diesel sind.\r\nBei der Umrechnung der Produktionskosten von € MWh in € l müssen die unterschiedlichen Heizwerte (Energiegehalt pro Volumen, hier in Liter ausgedrückt) von E-Diesel und E-Benzin berücksichtigt werden. E-Diesel hat einen höheren Heizwert als E-Benzin, beim Verbrennen von Liter E-Diesel wird mehr Energie freigesetzt und ist somit für die mechanische Wegstreckenbewältigung verfügbar als bei Verbrennen von Liter E-Benzin. Bei gleichen Produktionskosten pro Energieeinheit und höherem Energiegehalt pro Liter ergeben sich daher höhere Produktionskosten pro Liter E-Diesel. Dieser Unterschied beträgt 9 30, weshalb wir die Kostenbandbreite pro Liter E-Benzin herleiten, indem wir einen Abschlag von 9,6% auf die Kostenbandbreite von E-Diesel anwenden.\r\nDie abgeleiteten Produktionskosten für E-Fuels liegen langfristig zwischen ca. 1,10-1,80 € pro Liter\r\nEs ergeben sich folgende Bandbreiten für die Produktionskosten (inkl. Transport nach Deutschland) von E-Fuels (vgl. Abbildung 9):\r\n■\r\nDie Kosten von E-Benzin liegen im Jahr 2025 bei 1,86-2,53 € l und sinken bis u Ja r 2050 auf 1,10-1,63 € l\r\n■\r\nDie Kosten von E-Diesel liegen im Jahr 2025 bei 2,06-2,80 € l und ent i keln si bis u Ja r 2050 auf 1,22-1,80 € l\r\nLerneffekte in den jeweiligen Technologien. Der erhebliche Kostenunterschied zwischen E-Diesel und E-Benzin in Concawe & Aramco (2024) könnte auch daher kommen, dass die Produktionskosten von E-Diesel vergleichsweise hoch liegen, vgl. Abbildung 5.\r\n30 Der Heizwert von E-Diesel liegt bei J l, während der Heizwert von E-Ben in bei J l liegt und so it 9 niedriger ist, vgl. Concawe (2019).\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 31\r\nAbbildung 9 Abgeleitete Kostenbandbreite für E-Benzin und E-Diesel in Reinform\r\nE-Benzin\r\nE-Diesel\r\nQuelle: Frontier Economics basierend auf Studienergebnissen von Concawe & Aramco (2024): E-Fuels: A technoeconomic\r\nassessment of European domestic production and imports towards 2050 – Update, Öko-Institut, Agora Energiewende & Agora\r\nIndustry (2024): PTX Business Opportunity Analyser, Version 2.0, Fraunhofer IEE (2021): Weltweite Potenziale für die\r\nErzeugung von grünem Wasserstoff und klimaneutralen synthetischen Kraft- und Brennstoffen („Global PtX Atlas“) und Agora\r\nVerkehrswende, Agora Energiewende und Frontier Economics (2018): The Future Cost of Electricity-Based Synthetic Fuels.\r\nHinweis: Alle Werte in 2024er €.\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 32\r\n4 Mögliche zukünftige Beimischungspfade für E-Fuels im Markthochlauf\r\nIn diesem Kapitel leiten wir ab, wie sich der Beimischungsanteil von E-Fuels zu fossilem Kraftstoff bis zum Jahr 2045, in dem Treibhausgasneutralität spätestens erreicht werden soll, entwickeln könnte. Zunächst diskutieren wir, welche Faktoren grundsätzlich einen Einfluss auf die Verfügbarkeit und den Markthochlauf von E-Fuels haben (Kapitel 4.1). In Kapitel 4.2 stellen wir dar, dass das theoretische Angebotspotenzial von E-Fuels die Nachfrage grundsätzlich übersteigt. Mögliche konkrete Beimischungspfade leiten wir in Kapitel 4.3 ab.\r\n4.1 Einflussfaktoren auf den Mengenhochlauf von E-Fuels\r\nMit welcher Geschwindigkeit und in welchem Umfang der internationale Markthochlauf von E-Fuels stattfinden kann, ist von verschiedenen Einflussfaktoren abhängig. Im Folgenden nennen wir einige der relevanteren angebots- und nachfrageseitigen Faktoren.\r\nAngebotsseitige Faktoren beeinflussen die Menge und Verfügbarkeit von E-Fuels, die am Markt angeboten werden:\r\n■\r\nFortschritte in Forschung und Entwicklung beeinflussen, wie schnell Technologien Marktreife erlangen. Die Prozesse, die entlang der Wertschöpfungskette von E-Fuels benötigt werden (vgl. Kapitel 3.1), haben überwiegend bereits einen hohen technologischen Reifegrad. Eine Ausnahme stellt derzeit z. B. noch der Reverse Water Gas Shift-Prozess (RWGS) dar, der für die Herstellung von Kohlenstoffmonoxid für die Fischer-Tropsch-Synthese benötigt wird.\r\n■\r\nDie Schnelligkeit des Aufbaus von Produktionskapazität und damit einhergehend auch der Reduktion der Produktionskosten (insbesondere von Elektrolyseuren und Syntheseanlagen) ist unter anderem abhängig von technologischen Entwicklungen, der Verfügbarkeit von Rohstoffen und Vorprodukten, Personal und technischen Restriktionen.\r\n■\r\nDie regulatorischen Rahmenbedingungen und deren langfristige Verlässlichkeit beeinflussen die Investitionsbereitschaft von Investoren. Dazu zählen gesetzliche und politische Vorgaben wie z. B. die Gestaltung von Genehmigungsverfahren, die rechtliche Definition von erneuerbaren Kraftstoffen (einschließlich der erlaubten CO-Quellen als Input), die Anrechenbarkeit von Kraftstoffen auf Quoten wie die THG-Quote und die Striktheit der Vorgaben im Vergleich zu anderen erneuerbaren Energieträgern. Hier kommt es vor allem auf die Einfachheit und Verlässlichkeit an, welche sich positiv auf die Planungssicherheit von Investoren auswirken.\r\n■\r\nFörderprogramme (wie z. B. H2 Global oder European Hydrogen Bank) reduzieren die Risiken, denen Investoren insbesondere zu Beginn der Markthochlaufphase ausgesetzt sind. Derartige Programme können frühzeitige Investitionen fördern und den Markthochlauf initiieren.\r\n■\r\nDurch die im globalen Vergleich relativ unvorteilhaften Standortbedingungen für Erneuerbare Energien in Deutschland wird Deutschland sich absehbar bei E-Fuels deutlich günstiger durch\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 33\r\nImporte\r\nmit Energie versorgen können und damit auch in einem erneuerbaren Energiesystem ein Energieimportland bleiben. Für den Import aus anderen Weltregionen nach Deutschland ist bilaterale Zusammenarbeit von Import- und Exportländern notwendig, z. B., um lokale Akteure zu unterstützen und einzubinden. Durch Programme, die gezielt strategische Partnerschaften zwischen Deutschland/der EU und Drittländern aufbauen, können die Weichen gestellt werden, um Technologien (z. B. Elektrolyseure) aus Deutschland zu exportieren, während E-Fuels importiert werden.\r\nNachfrageseitige Faktoren wirken auf den Mengenhochlauf ein, indem sie die Nachfrage nach E-Fuels von nachgelagerten Stufen der Wertschöpfungskette wie Tankstellen oder im Endverbrauch beeinflussen:\r\n■\r\nEinen großen Hebel auf die Nachfrage haben regulatorische Rahmenbedingungen wie\r\n□\r\nQuoten für E-Fuels in Deutschland bzw. der EU;\r\n□\r\ndie Anrechenbarkeit von E-Fuels in allen Sektoren, inklusive des Straßenverkehrs, z. B. auf CO2-Flottengrenzwerte.\r\n■\r\nZudem beeinflusst die Preisdifferenz zwischen E-Fuels und fossilem Kraftstoff die Nachfrage. Diese Differenz ist abhängig von\r\n□\r\ndem Preis des fossilen Kraftstoffs (der u. a. beeinflusst wird durch den CO2-Preis);\r\n□\r\nSteuern und Abgaben auf fossile Kraftstoffe und E-Fuels (z. B. Energiesteuer); und\r\n□\r\nder Zahlungsbereitschaft von Endkonsumenten für das grüne Produkt.\r\nAbbildung 10 Einflussfaktoren auf den Mengenhochlauf von E-Fuels\r\nQuelle: Eigene Darstellung\r\nLetztlich bestehen viele Interdependenzen zwischen angebots- und nachfrageseitigen Faktoren, so dass diese und deren Wirkweise in der Praxis nicht so klar trennbar sind: Je höher bzw.\r\na frageseitige aktorenAngebotsseitige aktoren engen o laufvon uels\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 34\r\nvorhersehbarer z.B. die Nachfrage ist, desto stärker sinkt das Investmentrisiko und desto eher kann Angebot geschaffen werden. Umgekehrt kann Angebot auch Nachfrage ankurbeln, da Käufer Vertrauen in die Verfügbarkeit von Produkten gewinnen. Vorteilhafte Rahmenbedingungen haben keine streng abgegrenzten, sondern typischerweise systemisch spürbare Auswirkungen. So können etwa in einem investitionsfreundlichen Klima Skalen- und Lerneffekte schneller realisiert werden, somit Kosten von E-Fuels gesenkt und der Markthochlauf schneller etabliert werden.\r\n4.2 Analyse der Verfügbarkeit von E-Fuels\r\nFür den Markthochlauf von E-Fuels ist ein entscheidender Faktor, in welchem Umfang Produktionskapazitäten zur Verfügung stehen werden. Hierbei stellt sich die Frage, ob grundsätzlich ausreichend geeignete Standorte für eine wirtschaftliche E-Fuels-Produktion verfügbar sind, um die weltweite Nachfrage zu decken.\r\nEine Studie von Pfennig et al. (2023) auf Grundlage von Fraunhofer (2021) liefert wertvolle Einblicke in Form einer Modellierung von Produktionskapazitäten und -kosten außerhalb Europas unter Berücksichtigung von Ausschlusskriterien (z. B. Landnutzung, Schutzgebiete, Hangneigung, hohe Stromgestehungskosten). Die Analyse von 600 repräsentativen Standorten weltweit zeigt, dass die Produktionskapazität von E-Fuels zu langfristigen Produktionskosten von unter € l (FT-Diesel) ca. 87.000 TWh/Jahr beträgt (vgl. Abbildung 5). Etwa die Hälfte des Produktionspotenzials liegt dabei in Staaten mit großer Flächenverfügbarkeit wie den USA, Australien und Argentinien. Zusätzlich besteht Produktionspotenzial innerhalb Europas, das in Pfennig et al. (2023) nicht modelliert wurde.\r\nBereits das nicht-europäische Produktionspotenzial für E-Fuels von 87.000 TWh/Jahr übersteigt den globalen Endenergieverbrauch von fossilen Energieträgern (Kohle, Öl, Erdgas), der im Jahr 2021 bei 76.000 TWh lag.31 Langfristig ist aufgrund stärkerer Elektrifizierung tendenziell ein niedrigerer Bedarf an Flüssigkraftstoffen zu erwarten. Beispielsweise schätzt Frontier Economics (2018a) in einer Studie für den Weltenergierat Deutschland, dass der weltweite Bedarf nach E-Fuels langfristig überschlägig 10.000-41.000 TWh/Jahr betragen könnte. Obwohl es sich bei den überschlägigen globalen Nachfrageschätzungen tendenziell um Mindestmengen handeln dürfte, übersteigt das (konservativ geschätzte) Produktionspotenzial von 87.000 TWh/Jahr die Nachfrageschätzungen deutlich. In Deutschland liegt der derzeitige Verbrauch von Kraftstoffen im Verkehrssektor bei etwa 679 TWh/Jahr.32 Abbildung 11 stellt die Größenordnungen grafisch ins Verhältnis.\r\nAuf Grundlage dieser Ergebnisse lässt sich annehmen, dass das Produktionspotenzial von E-Fuels langfristig keine Limitierung für die weltweite Versorgung mit E-Fuels darstellen sollte, sondern der Kapazitäts- und Mengenhochlauf und die Verfügbarkeit von E-Fuels in Deutschland vielmehr von regulatorischen und politischen Rahmenbedingungen abhängt (vgl. Kapitel 4.1).\r\n31 IEA (2024), Energy Statistics Data Browser. Der weltweite Primärenergiebedarf nach Kohle, Öl und Erdgas betrug im Jahr 2021 rund 138.000 TWh, vgl. IEA World Energy Balances, total energy supply.\r\n32 Umweltbundesamt (2024), Entwicklung des Endenergieverbrauchs nach Kraftstoffen im Verkehrssektor, ausgenommen Strom.\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 35\r\nAbbildung 11 Angebots- und Nachfragepotenzial von E-Fuels\r\nQuelle: Frontier Economics auf Grundlage von 1: eigene Berechnungen, 2: IEA (2023c), 3: Frontier Economics (2018a), 4: Umweltbundesamt (2024), wo 2.446 PJ den referenzierten 679 TWh entsprechen.\r\n4.3 Beimischungspfad von E-Fuels zu fossilen Kraftstoffen\r\nWie in Kapitel 4.1 dargestellt, wird der Markthochlauf von E-Fuels von einer Vielzahl an Faktoren beeinflusst, wodurch die Prognose zur Entwicklung von in Deutschland verfügbaren E-Fuels-Mengen zum heutigen Zeitpunkt mit Unsicherheiten behaftet ist. Um einen möglichen Mengenhochlauf abzuleiten, bedienen wir uns vorrangig eines Beimischungsszenarios mit stilisiertem Mengenhochlauf auf Grundlage von Literatur zu Produktlebenszyklen. In diesem Szenario folgt der Beimischungsanteil von E-Fuels einer stilisierten S-Kurve. Eine ähnliche Kurve wurde beispielsweise in Prognos AG, Fraunhofer UMSICHT und DBFZ (2018) für den Markthochlauf von E-Fuels unterstellt. Wir gehen davon aus, dass E-Fuels entsprechend ihrer Markteinführung und Verfügbarkeit den konventionellen Kraftstoffen beigemischt werden33. Daher steigt auch der Beimischungsanteil von E-Fuels im Laufe\r\n33 In der Praxis wird der tatsächliche Beimischungsanteil von politischen und regulatorischen Verpflichtungen, der physischen Verfügbarkeit von E-Fuels und dem Preisunterschied zwischen E-Fuels und konventionellen Kraftstoffen beeinflusst. Da eine genaue Prognose des Beimischungsanteils nicht im Fokus dieser Studie steht, abstrahieren wir von diesen Wechselwirkungen und gehen davon aus, dass E-Fuels auf der Grundlage ihrer potenziellen Verfügbarkeit – angenähert durch die stilisierte S-Kurve – dem konventionellen Kraftstoffmix beigemischt werden.\r\nAngebot a frage\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 36\r\nder Zeit und ersetzt ab 2045 vollständig fossile Brennstoffe. Nachteil dieser Betrachtung ist, dass keine Faktoren berücksichtigt werden, die spezifisch für die Produktion von E-Fuels relevant sind.\r\nWir nehmen zudem an, dass der Kraftstoffmix einen konstanten Anteil von Biokraftstoff in Höhe von 7 % (Diesel) bzw. 10 % (Benzin) enthält. Einer S-Kurve folgend ersetzen E-Benzin und E-Diesel den fossilen Kraftstoff im Kraftstoffmix vollständig ab dem Jahr 2045. Die Zusammensetzung des Kraftstoffmix über die Zeit ist in Abbildung 12 für Benzin dargestellt. Die Zusammensetzung des Diesel-Kraftstoffmix ist nahezu identisch und unterscheidet sich lediglich im angenommenen Biokraftstoffanteil (7 % statt 10 %).\r\nAbbildung 12 Zusammensetzung des Benzin-Kraftstoffmix\r\nQuelle: Frontier Economics.\r\nIm Anhang B.4 verfolgen wir zudem einen alternativen Ansatz, der für ein Beimischungsszenario rein technische Restriktionen berücksichtigt, also von politischen Idealbedingungen ausgeht. In dieser Sensitivität erfolgt ein schnellerer E-Fuels-Hochlauf, in dem E-Fuels fossile Kraftstoffe bereits ab 2037 (E-Benzin) bzw. 2043 (E-Diesel) vollständig ersetzen könnten.\r\nuelBiokraftstoff ossiler raftstoff\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 37\r\n5 Zukünftige Preise für Kraftstoffe während des E-Fuels-Markthochlaufs\r\nIn diesem Kapitel fügen wir die Ergebnisse zur Entwicklung der Produktionskosten (Kapitel 3) und der Beimischungspfade (Kapitel 4) zusammen, um eine mögliche Entwicklung von Preisen für den Kraftstoffmix in Deutschland abzuleiten. In Kapitel 5.1 stellen wir dar, wie sich Preise an der Tankstelle zusammensetzen. Kapitel 5.2 zeigt die Ergebnisse zur Entwicklung von Endverbraucherpreisen. Abschließend diskutieren wir in Kapitel 5.3 den Einfluss der Besteuerung auf die Kraftstoffpreise.\r\n5.1 Annahmen für die Bestandteile der Endverbraucherpreise\r\nBei den in Kapitel 3.3 abgeleiteten Kosten für E-Fuels handelt es sich um Produktionskosten inklusive Transport nach Europa. Die Preise für Autofahrer an der Tankstelle umfassen darüber hinaus Vertriebskosten, Steuern und Abgaben. Folgende Kostenbestandteile müssen zusätzlich auf die in Kapitel 3.3 dargestellten E-Fuels-Kosten aufgeschlagen werden:\r\n■\r\nEnergiesteuer: Wir betrachten ei enarien „ nergiesteuerrefor “ und „Ausbleibende teuerrefor “ die si insi tli der nt i klung der nergiesteuer unters eiden Hintergrund ist, dass E-Fuels im Energiesteuerrecht derzeit wie fossile Kraftstoffe behandelt werden, was sowohl die Europäische Kommission als auch die deutsche Bundesregierung reformieren möchten. I „ nergiesteuerrefor “-Szenario modellieren wir den Fall, in dem die Steuersätze für E-Fuels in Deutschland ab 2025 den Mindestvorgaben des Reformvorschlags der Energiesteuerrichtlinie folgen, den die Europäische Kommission 2021 veröffentlicht hat.34\r\n□\r\nBasisszenario „Energiesteuerreform“: 15 ct/GJ für E-Fuels ab 2025, entspricht etwa 0,54 ct/l für E-Diesel und etwa 0,47 ct/l für E-Benzin\r\n□\r\n„ “: 47,04 ct/l für E-Diesel, 65,45 ct/l für E-Benzin\r\n■\r\nVertriebskosten: Basierend auf Schätzungen aus Prognos (2018) nehmen wir an, dass die Kosten und Margen für Transport und Verteilung bei € l Benzin bzw. € l Diesel liegen35.\r\n■\r\nMehrwertsteuer: 19 % auf Warenwert inkl. Energiesteuer.\r\nWeiterer Bestandteil der Preise des Kraftstoffmix sind neben den E-Fuels-Bereitstellungspreise die Preise des Referenzkraftstoffs. Für diesen berücksichtigen wir neben dem Anteil des fossilen Kraftstoffs (der in unserer Modellierung sukzessive durch E-Fuels ersetzt wird) auch einen konstanten Anteil von 10 % (Benzin) bzw. 7 % (Diesel) Biokraftstoff, was dem derzeitig an den Tankstellen üblichen maximalen Beimischungsverhältnissen entspricht. Die Preise für fossilen Kraftstoff und\r\n34 https://eur-lex.europa.eu/legal-content/DE/TXT/HTML/?uri=CELEX:52021PC0563\r\n35 Agora (2018) schätzt die Vertriebskosten auf etwa 13 ct/l (inflationsbereinigt). Die Marge schätzt Agora auf 1-3 ct/l.\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 38\r\nBiokraftstoff setzen sich aus Produktionskosten, Kosten für die CO2-Bepreisung, Energiesteuer und Mehrwertsteuer zusammen. Wir unterstellen folgende Annahmen zu ihrer zukünftigen Entwicklung:\r\n■\r\nEntwicklung der Großhandelspreise für Benzin und Diesel: Wir verwenden die aktuellen Großhandelspreise und modellieren zukünftige Preisentwicklungen entsprechend der Preiserwartung für Rohöl im „Announ ed Pledges enario“ der IEA, welches auf der erfolgreichen Umsetzung von angekündigten Klimaschutzmaßnahmen beruht. In diesem Szenario sinken die aktuellen Rohölpreise bis zum Jahr 2030 um ca. 24 %. Bis 2050 erfolgt laut Szenario sogar ein Preisrückgang um 39 %. Grund dafür ist, dass die Erwartung des zukünftigen Rohölpreises maßgeblich durch die zu erwartenden CO2-Preise beeinflusst wird. Höhere CO2-Preise steigern die Preise für Rohöl und Ölprodukte, wodurch die Nachfrage nach diesen Produkten bei Verfügbarkeit günstigerer Alternativen sinkt.36 Um ein konsistentes Zukunftsszenario abzubilden, übernehmen wir neben der Preiserwartung für Rohöl auch die CO2-Preise aus de „Announ ed Pledges enario“ der A (s. unten).\r\nDie prozentualen Veränderungen des Rohölpreises werden linear zwischen den Stichjahren interpoliert und auf die aktuellen Großhandelspreise für Diesel und Benzin angewendet. Die Preise (vor CO2-Bepreisung und Steuern) für fossilen Diesel sinken von € l im Jahr 2025 auf € l im Jahr 2045. Die Kosten für fossiles Benzin liegen bei € l im Jahr 2025 und 0,42 € l im Jahr 2045. Abbildung 22 in Anhang B.2 zeigt die resultierende Preisentwicklung über die Zeit. Es sei diesbezüglich angemerkt, dass trotz der vorhandenen Preisprognosen die tatsächliche Verwendung von fossilem Kraftstoff spätestens ab dem Jahr 2045 praktisch nicht mehr möglich sein wird, da die Klimaziele der deutschen Bundesregierung vorsehen, im Jahr 2045 die Treibhausgasemissionen auf Netto-Null zu reduzieren37.\r\n■\r\nEntwicklung der Großhandelspreise für Bioethanol und Biodiesel: Die aktuellen Großhandelspreise liegen bei ca. 0,53 € l für Bioethanol (das Benzin beigemischt wird) und bei 0,92 € l f r Biodiesel38, die wir vereinfachend über die Zeit konstant halten.\r\n■\r\nEntwicklung des CO2-Preises: Ab 2027 soll für den Straßenverkehr (und Gebäudewärme) ein europäisches Emissionshandelssystem (EU ETS 2) eingeführt werden, heute besteht ein analoges System bereits in Deutschland (Brennstoffemissionshandel, BEHG).\r\nDie CO2-Preise für fossile Kraftstoffe wurden auf Basis des „Announ ed Pledges enario“ der IEA modelliert.39 Dieses Szenario sieht CO2-Preise in Höhe von 147 €/t CO2 im Jahr 2030, 190\r\n36 Es stehen daher geringere Mengen an Rohöl zu niedrigeren Preisen zur Verfügung (vor der Bepreisung von CO2).\r\n37 Wodurch keine ersetzbaren fossilen Energieträger mehr verwendet werden bzw. die nicht ersetzbaren durch negative Emissionen kompensiert werden müssen.\r\n38 Im Rahmen dieser Studie beziehen wir uns auf FAME (Fettsäuremethylester) als repräsentativen Biodiesel.\r\n39 IEA (2023d), Table B.2. CO2-Preise für Industrieländer mit Netto-Null-Zusicherungen.\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 39\r\n€/t CO2 im Jahr 2040 und 217 €/t CO2 im Jahr 2050 vor40. Für die Jahre 2025 und 2026 werden die deutschen CO2-Preise für den Verkehrssektor genutzt (2025: 55 € t 2, 2026: 65 € t 2).41 Es ergeben sich CO2-Kosten pro Liter Kraftstoff von € l Ben in b € l Diesel im Jahr 2025, die bis zum Jahr auf € l Diesel bzw. € l Ben in ansteigen. Die jahresscharf modellierten CO2-Preise sind in Abbildung 23 in Anhang B.2 abgebildet.\r\nInsbesondere ab 2040 besteht auf europäischer Ebene große Unsicherheit hinsichtlich der Entwicklung des CO2-Preises, da der EU ETS I nach derzeitigem Stand ungefähr im Jahr 2040 ausl uft „ ndga e“ Unklar ist beispielsweise, ob und wenn ja, wann es eine Zusammenlegung mit dem EU ETS II gibt und ob ein regulierter Markt für negative Emissionen entsteht.\r\nFür Biokraftstoffe berücksichtigen wir aufgrund ihrer Treibhausgasneutralität, ebenso wie für E-Fuels, keinen CO2-Preis.\r\n■\r\nEnergiesteuer: Wir nehmen an, dass die aktuelle Energiesteuer für fossile Kraftstoffe bis 2045 unverändert bleibt (47,04 ct/l für Diesel, 65,45 ct/l für Benzin). Für Biokraftstoffe gehen wir analog zu E-Fuels davon aus, dass im Basisszenario eine reduzierte Energiesteuer angewendet wird. Die Steuerhöhe für Bioethanol bzw. FAME im Vorschlag der EU-Kommission beträgt € J, was 0,11 € l Bioethanol und 0,18 € l Biodiesel entspricht.42 enario „Ausbleibende teuerrefor “ greifen die glei en teuers t e ie f r fossilen Kraftstoff.\r\nAbbildung 13 zeigt die Entwicklung der Kostenbestandteile beispielhaft für E-Benzin und den Benzin-Referenzkraftstoff.43 Der Gesamtpreis für den Benzin-Referenzkraftstoff bleibt über die Zeit in etwa konstant, wobei die Produktions- bzw. Bereitstellungskosten sinken, während die CO2-Kosten steigen. Die Bereitstellungspreise für E-Benzin sinkt im Basisszenario mit Steuerreform bis 2050 im Mittel um rund 35 % im Vergleich zu heute. Zwar sind die reinen Produktionskosten von E-Benzin höher als von fossilem Benzin, allerdings fallen bei E-Benzin bei entsprechenden steuerlichen Regelungen aufgrund der Treibhausgasneutralität keine Kosten für die CO2-Bepreisung und im Basisszenario nur marginale Energiesteuern an, wodurch die Gesamtkosten langfristig unter die Kosten des Benzin-Referenzkraftstoffs fallen können.\r\n40 CO2-Preise sind in € konvertiert und inflationsbereinigt.\r\n41 BMWK (2024a).\r\n42 In der Realität besteht eine Oberquote für konventionelle Biokraftstoffe sowie eine Unterquote für fortschrittliche Biokraftstoffe, die bis zum Jahr 2030 auf 2,6 % steigt. Es ist daher zu erwarten, dass der Anteil fortschrittlicher Biokraftstoffe über die Zeit zunimmt und aufgrund höherer Produktionskosten der fortschrittlichen Biokraftstoffe zu höheren Preisen des Biokraftstoffanteils führt. Zum Teil könnten die höheren Kosten von fortschrittlichen Biokraftstoffen durch eine steuerliche Besserstellung ausgeglichen werden. Da dies nicht Fokus der Studie ist, abstrahieren wir davon.\r\n43 Der Unterschied zwischen den Preisbestandteilen von E-Diesel und fossilem Diesel ist ähnlich (vgl. Abbildung 21 in Anhang B.2).\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 40\r\nAbbildung 13 Kostenbestandteile von E-Benzin und Benzin-Referenz (E10), Durchschnitt der Bandbreite heute (2025) und langfristig\r\nQuelle: Eigene Darstellung.\r\nHinweis: Alle Werte in 2024er €. Die Preisbestandteile für E-Benzin (in Reinform) sind für den Mittelwert aus oberer und unterer Bandbreite dargestellt.\r\nDie resultierenden Bandbreiten für die Entwicklung der Bereitstellungspreise von E-Benzin und E-Diesel sind in Abbildung 14 dargestellt. Es wird erwartet, dass der Preis von E-Benzin (in Reinform, ohne Beimischung zu fossilem Kraftstoff) langfristig auf 1,46-2,16 € l sinkt, während die Bereitstellungspreise pro Liter E-Diesel rund 13 % höher liegen.\r\neute Langfristig eute Langfristig eute Langfristig ossile eferen Ben in Basiss enario it teuerrefor Ben in Ausbleibende teuerrefor ProduktionskostenVertriebskosten osten nergiesteuer e r ertsteuer\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 41\r\nAbbildung 14 Bandbreite für die Bereitstellungspreise von E-Fuels (in Reinform)\r\nund Preis des Referenzkraftstoffs, mit Energiesteuerreform\r\nBenzin\r\nDiesel\r\nQuelle: Eigene Darstellung.\r\nHinweis: Die Referenzkraftstoffe beinhalten einen Anteil von 10% Bioethanol für Benzin und 7% FAME für Diesel; die dargestellten\r\nPreise für E-Fuels beinhalten keine biogene Beimischung. Alle Werte in 2024er €.\r\nBen in eferen kraftstoff\r\nDiesel eferen kraftstoff B\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 42\r\n5.2 Entwicklungspfad der Endverbraucherpreise unter ansteigenden E-Fuels-Beimischungsmengen\r\nDie Bereitstellungspreise von E-Fuels und Preise der Referenzkraftstoffe werden unter Anwendung der in Kapitel 4.3 abgeleiteten Beimischungsquoten zum Preis eines Kraftstoffmix verrechnet. Die resultierenden Preise des Kraftstoffmix sind in Abbildung 15 und Abbildung 16 dargestellt.\r\nDie Beimischung von E-Benzin kann eine preissenkende Wirkung auf die Benzinpreise haben\r\nDie graduelle Beimischung des anfangs kostenintensiveren E-Benzins beeinflusst die Endkundenpreise des Benzin-Kraftstoffmix bis Anfang der 2030er Jahre nur geringfügig. Entsprechend ist die erwartete Differenz zwischen dem Preis des Referenzkraftstoffes und dem des Kraftstoffmix zunächst marginal. Im weiteren Markthochlauf könnten im Verbrauch von E-Fuels, unter der Annahme einer reduzierten Energiesteuer, durch eine Beimischung sogar Preisvorteile entstehen. Langfristig (bis 2050) könnten die Endkundenpreise des Kraftstoffmix aufgrund der sinkenden E-Fuel-Produktionskosten und des Steuereffekts auf bis 1,50 € l und damit unter das heutige Preisniveau von Benzin sinken.\r\nInsgesamt bewegen sich die Endkundenpreise des Benzin-Kraftstoffmix über den gesamten Zeitraum in Größenordnungen, die bereits heute aus den Kraftstoffpreisen an der Tankstelle bekannt sind. So liegt auch unter pessimistischen Bedingungen der Preis für den Kraftstoffmix unterhalb der in der Vergangenheit bereits beobachteten Höchstpreise44 für fossilen Kraftstoff (E10) (Linie in Abbildung 15).45\r\nWelcher Preis sich innerhalb der dargestellten Bandbreite einstellt, hängt unter anderem davon ab, an welchen Produktionsstandorten E-Fuels hergestellt werden (vgl. Kapitel 3.2 und 3.3) und wie stark die Lern- und Skaleneffekte ausfallen.\r\n44 Inflationsbereinigte, monatliche Durchschnittswerte von Januar 2020 bis Juli 2024 von ADAC (2024). Die höchsten Durchschnittspreise wurden im März 2022 beobachtet.\r\n45 Anhang B.4 enthält eine entsprechende Abbildung für das alternative Beimischungsszenario.\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 43\r\nAbbildung 15 Langfristige Entwicklung von Benzinpreisen (Kraftstoffmix), Basisszenario mit Energiesteuerreform\r\nQuelle: Eigene Darstellung. Historische Preise für E10 seit 2022 von ADAC (2024).\r\nHinweis: Die Zusammensetzung des Kraftstoffmix ist in Abbildung 12 dargestellt. E-Benzin ersetzt fossiles Benzin im Kraftstoffmix vollständig ab 2045. Preise unter der Annahme reduzierter Energiesteuer für E-Fuels ab dem Jahr 2025. Höchstpreis für fossiles Benzin aus März 2022. Alle Werte in 2024er €.\r\nDer mittlere Preis des Diesel-Kraftstoffmix liegt langfristig in einer Größenordnung, die in der Vergangenheit auch für Dieselreferenzkraftstoffe beobachtet wurden\r\nAuch der Diesel-Kraftstoffmix würde für Autofahrer keine erheblichen Preisänderungen im Vergleich zu heute mit sich bringen: Während der Beimischungsanteil von E-Diesel sukzessiv ansteigt, sinken die Produktionskosten kontinuierlich. In unserem Beimischungsszenario mit graduellem Markthochlauf von E-Fuels würde der Preis des Diesel-Kraftstoffmix zunächst bei 1,70 € l liegen. Langfristig könnten sich durch die sinkenden Produktionskosten und die steuerliche Begünstigung von E-Diesel Preise von 1,73-2,37 € l für den Kraftstoffmix einstellen. Auch diese Preise liegen in einer Spanne, die in der Vergangenheit für Diesel vorkamen (vgl. Abbildung 16).46 Wie für Benzin diskutiert, ist der Preis, der sich innerhalb der Bandbreite einstellt, unter anderem abhängig von der Güte der Produktionsstandorte, der erzielbaren Kostenreduktionen und der steuerlichen Behandlung der E-Fuels.\r\n46 Die Preisspanne für den Kraftstoffmix basiert auf dem stilisierten Beimischungsszenario. Anhang B.4 enthält eine Darstellung der resultierenden Preisspanne unter Annahme des alternativen Beimischungsszenarios.\r\nraftstoff i istoris er onatli er st reis fossile eferen\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 44\r\nAbbildung 16 Entwicklung von langfristigen Dieselpreisen (Kraftstoffmix), Basisszenario mit Energiesteuerreform\r\nQuelle: Eigene Darstellung. Historische Preise für Diesel seit 2022 von ADAC (2024).\r\nHinweis: E-Diesel ersetzt fossilen Diesel im Kraftstoffmix vollständig ab 2045. Preise unter der Annahme reduzierter Energiesteuer für E-Fuels ab dem Jahr 2025. Alle Werte in 2024er €.\r\n5.3 Einfluss der Besteuerung auf die Kraftstoffpreise\r\nDie Ausgestaltung der Energiesteuer für E-Fuels hat einen erheblichen Einfluss auf die Endkundenpreise für E-Fuels und den Kraftstoffmix. Im Basisszenario unterstellen wir eine Reform der Energiesteuer ab 2025, in der die Steuer für E-Fuels gemäß dem Vorschlag der EU-Kommission um rund 65 ct/l (Benzin) bzw. 47 ct/l (Diesel) reduziert wird. Auch von Seite der deutschen Bundesregierung besteht das Bestreben, die Energiesteuer für E-Fuels zu reduzieren47, so dass wir eine Novellierung der Energiesteuer für wahrscheinlich halten.\r\nAls Sensitivität betrachten wir ein Szenario, in dem die Energiesteuerreform ausbleibt und E-Fuels bis 2045 zu den gleichen Steuersätzen wie fossile Kraftstoffe besteuert werden. Unter pessimistischen Annahmen könnten die Preise für E-Fuel-Kraftstoffmix bei ausbleibender teuerrefor auf gut € l ansteigen ren also deutli er als die eute bekannten Preise f r Diesel und Benzin (vgl. Abbildung 17). Der Effekt verstärkt sich über die Zeit mit zunehmender Beimischungsquote von E-Fuels und erhöht die Preise um bis zu rund 76 ct/l (Benzin) bzw. 54 ct/l (Diesel). Eine solche steuerliche Behandlung von E-Fuels wäre also klimapolitisch kontraproduktiv.\r\n47 Tagesschau (2023).\r\nraftstoff i istoris er onatli er st reis fossile eferen\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 45\r\nAbbildung 17 Entwicklung von langfristigen Kraftstoffpreisen, Szenario\r\n„Ausbleibende Energiesteuerreform“\r\nBenzin (Kraftstoffmix)\r\nDiesel (Kraftstoffmix)\r\nQuelle: Eigene Darstellung. Historische Preise seit 2022 für Benzin (E10) und Diesel von ADAC (2024).\r\nHinweis: Alle Werte in 2024er €.\r\nraftstoff i Basis enario\r\nit teuerrefor\r\nraftstoff i Ausbleibende\r\nteuerrefor\r\nistoris er onatli er\r\nst reis fossile eferen\r\nraftstoff i Bassis enario\r\nit teuerrefor\r\nraftstoff i Ausbleibende\r\nteuerrefor\r\nistoris er onatli er\r\nst reis fossile eferen\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 46\r\n6 Schlussfolgerungen und Handlungsempfehlungen für den Markthochlauf von E-Fuels\r\nUnsere Analyse hat gezeigt, dass sich unter angepassten regulatorischen Rahmenbedingungen bei sukzessiver Beimischung von E-Fuels zu fossilem Kraftstoff nur relativ geringfügige Änderungen am Endverbraucherpreis ergeben würden: In einer vorübergehenden Markthochlaufphase, in der E-Fuels absehbar noch deutlich teurer als fossile Kraftstoffe sind, fällt der höhere Preis wenig ins Gewicht, da E-Fuels nur zu einem geringen Anteil beigemischt würden. Langfristig könnten Verbraucher, unter Annahme von geringeren, von der Europäischen Kommission vorgeschlagenen Energiesteuersätzen für E-Fuels sogar von einem steigenden Anteil im Benzin-Kraftstoffmix profitieren, wenn die Kostenentwicklung günstig verläuft: Im Mittel liegt der Preis ab Mitte der 2030er Jahre unter dem Preis des Referenzkraftstoffs ohne Beimischung von E-Benzin. Der Preis des Diesel-Kraftstoffmix liegt im Mittel über die Zeit auf einem Niveau, welches auch in der Vergangenheit vorkam48. Zudem sind bei weiteren Produktionskostensenkungen, beispielsweise bei der Stromerzeugung, günstigere Preisentwicklungen an der Tankstelle möglich.\r\nAus den in Kapitel 4.1 diskutierten Einflussfaktoren auf den Markthochlauf von E-Fuels und den Berechnungen zur Entwicklung der Kraftstoffpreise (Kapitel 5) lassen sich politisch-regulatorische Handlungsempfehlungen ableiten, um sicherzustellen, dass ein Markthochlauf von klimaneutralen E-Fuels unterstützt wird. Die Umsetzung dieser Empfehlungen kann zudem erreichen, dass durch Preissignale die verstärkte Nutzung von klimaneutralen Energieträgern, und damit E-Fuels, angeregt wird und damit Treibhausgase minimiert werden.\r\nHandlungsempfehlung 1: Reform der europäischen Energiesteuerrichtlinie\r\nDie Energiesteuerrichtlinie 2003/96/EG setzt Mindeststeuersätze fest, die für alle Mitgliedsstaaten der EU gelten. Aktuell werden Kraftstoffe in der EU rein volumetrisch besteuert – unabhängig davon, ob es sich um fossile oder CO2-arme Kraftstoffe handelt. Stattdessen sollten Kraftstoffe entsprechend ihrer Umweltverträglichkeit besteuert werden, um eine aus klimapolitischer Sicht wünschenswerte Lenkungswirkung herbeizuführen. Unsere Analyse hat gezeigt, dass durch die Novellierung der Energiesteuersätze in Deutschland erhebliche Hürden abgebaut würden, fossile Kraftstoffe durch CO2-arme E-Fuels zu ersetzen und somit die Klimazielerreichung im Mobilitätssektor erleichtert würde. Eine Option für eine Novellierung der EU-Energiesteuerrichtlinie stellt der im Juli 2021 von der EU-Kommission vorgelegte Entwurf dar, der es ermöglichen würde, den deutschen Steuersatz für E-Fuels von rund 47 ct/l (Diesel) bzw. 65 ct/l (Benzin) auf unter 1 ct/l zu reduzieren. Dieser Entwurf sollte möglichst zeitnah in eine Reform der Energiesteuerrichtlinie münden.\r\n48 ADAC (2024).\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 47\r\nHandlungsempfehlung 2: Investitionen in E-Fuels attraktiver machen\r\nAus technischer Sicht bestehen keine substantiellen Hürden, um den Ausbau von Produktionskapazitäten für E-Fuels innerhalb weniger Jahre hochzufahren. Trotzdem sind bislang nur überschaubare Investitionen in E-Fuels-Projekte getätigt worden. Wesentlicher Grund dafür sind hohe Investitionsrisiken aufgrund unsicherer oder nicht ausreichend ambitionierter regulatorischer Rahmenbedingungen für E-Fuels. Jedoch sind E-Fuels eine Möglichkeit, um PKW mit Verbrennungsmotor, die den Großteil der Bestandsfahrzeuge in der EU ausmachen, zu defossilisieren, weswegen eine entsprechende Verfügbarkeit von E-Fuels angestrebt werden sollte. Des Weiteren strebt die EU für den Schwerlastverkehr die Nutzung regenerativer Kraftstoffe an. Bei einer von manchen geforderten Konzentration des Einsatzes von E-Fuels im Flug- und Schiffsverkehr müssten deutlich weniger Mengen an E-Fuels verfügbar gemacht werden. Mit zunehmendem Mengenhochlauf gehen jedoch auch Lern- und Skaleneffekte einher. Geht der Markthochlauf also nicht über die Mengen hinaus, die im Flug- und Schiffsverkehr erforderlich sind, besteht die Gefahr, dass die in dieser Studie aufgezeigten Kostenreduzierungen durch Lern- und Skaleneffekte nicht wirksam werden könnten.\r\nVerschiedene Maßnahmen können dazu beitragen, Investitionsrisiken zu verringern und günstigere Finanzierungsbedingungen zu schaffen, wie z. B. der Abbau administrativer Hürden49, die Förderung von Forschungs- und Entwicklungsprogrammen, Markthochlaufförderprogramme und generell die Schaffung eines verlässlichen regulatorischen Rahmens, der langfristig die breite Verwendung von E-Fuels in sämtlichen Sektoren in einem offenen europäischen Kraftstoffmarkt nicht erschwert.\r\nHandlungsempfehlung 3: Internationale Partnerschaften ausbauen\r\nDie Kosten für E-Fuels hängen maßgeblich von der Standortgüte für die erneuerbare Stromerzeugung ab. Deutschland ist aufgrund seiner im internationalen Vergleich unvorteilhaften Standort- und damit Stromerzeugungsbedingungen auf den Import von Wasserstoff und Wasserstoffderivaten wie E-Fuels angewiesen. Der Import von E-Fuels wird durch den relativ einfachen Transport in bei Raumtemperatur und -druck flüssiger Form erleichtert, und kann entweder vor oder nach dem Raffinerieprozess erfolgen. Dies ermöglicht einen kostengünstigen Transport mit der bestehenden Infrastruktur. Die Bundesregierung hat die Potenziale und Chancen eines globalen Handels mit Wasserstoffderivaten erstmals ausführlich im Rahmen ihrer im Juli 2024 veröffentlichten Importstrategie für Wasserstoff und Wasserstoffderivate beschrieben.50 Bereits heute (und historisch) ist Deutschland zu einem großen Teil auf Energieimporte, hauptsächlich in Form von Mineralöl und Erdgas, angewiesen. Bis ein Weltmarkt für E-Fuels entsteht bzw. um diesen zu entwickeln, ist es investitionsförderlich, strategische Partnerschaften einzugehen, in denen Deutschland als\r\n49 Ein Schritt in diese Richtung war die Wegbereitung für vereinfachte Genehmigungsverfahren durch die Einführung des Net Zero Industry Act im April 2024. Zum weiteren Abbau administrativer Hürden gehören beispielsweise die Schaffung wirtschaftsfreundlicher Kriterien für die Produktion von grünem Wasserstoff und damit von auf Wasserstoff basierenden Syntheseprodukten sowie möglichst global einheitlicher Zertifizierungssysteme.\r\n50 BMWK (2024b).\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 48\r\nTechnologie-Exporteur (z. B. für Elektrolyseure oder Syntheseanlagen) sowie E-Fuels-Importeur agiert. Gleichzeitig können die Kooperationspartner als Energieexporteure finanziell vom Energiehandel profitieren.51\r\n51 Uniti (2021) und Frontier Economics (2018b).\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 49\r\nAnhang A Literaturverzeichnis\r\nADAC (2024): Spritpreis-Entwicklung: Benzin- und Dieselpreise seit 1950, https://www.adac.de/verkehr/tanken-kraftstoff-antrieb/deutschland/kraftstoffpreisentwicklung/\r\nAgora Verkehrswende, Agora Energiewende und Frontier Economics (2018): The Future Cost of Electricity-Based Synthetic Fuels\r\nboerse.de: Spotpreise für Diesel https://www.boerse.de/rohstoffe/Dieselpreis/XC0009677813\r\nBMWK (2024a): Der CO2-Preis: Wichtiger Beitrag zum Klimaschutz, https://www.energiewechsel.de/KAENEF/Redaktion/DE/Dossier/co2-preis.html\r\nBMWK (2024b): Importstrategie für Wasserstoff und Wasserstoffderivate, https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Publikationen/Energie/importstrategie-wasserstoff.pdf?__blob=publicationFile&v=18\r\nConcawe (2019): A look into the role of e-fuels in the transport system in Europe (2030–2050)\r\nConcawe & Aramco (2024): E-Fuels: A technoeconomic assessment of European domestic production and imports towards 2050 – Update\r\nCME Group: Futures Preise für FAME, https://www.cmegroup.com/markets/energy/biofuels/fame-0-argus-biodiesel-fob-rdam-red-compliant-swap-futures.html\r\neFuel Alliance (2024): Selection of announced or already existing production sites, https://www.efuel-alliance.eu/efuels/efuels-production-map\r\nEuropäische Kommission (2021): Vorschlag für eine Richtlinie des Rates zur Restrukturierung der Rahmenvorschriften der Union zur Besteuerung von Energieerzeugnissen und elektrischem Strom (Neufassung), https://eur-lex.europa.eu/legal-content/DE/TXT/HTML/?uri=CELEX:52021PC0563\r\nfinanzen.net: Spotpreise für Ethanol, https://www.finanzen.net/rohstoffe/ethanolpreis\r\nFraunhofer IEE (2021): Weltweite Potenziale für die Erzeugung von grünem Wasserstoff und klimaneutralen synthetischen Kraft- und Brennstoffen „ lobal PtX Atlas“ https://maps.iee.fraunhofer.de/ptx-atlas/\r\nFrontier Economics (2018a): International Aspects of a Power-to-X Roadmap\r\nFrontier Economics (2018b): Synthetische Energieträger – Perspektiven für die deutsche Wirtschaft und den internationalen Handel\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 50\r\nFrontier Economics (2022): Zukünftige Kraftstoffe: FVV Kraftstoffstudie IVb\r\nIEA (2023a): Hydrogen Production and Infrastructure Projects Database, https://www.iea.org/data-and-statistics/data-product/hydrogen-production-and-infrastructure-projects-database\r\nIEA (2023b): ETP Clean Energy Technology Guide, https://www.iea.org/data-and-statistics/data-tools/etp-clean-energy-technology-guide\r\nIEA (2023c): Energy Statistics Data Browser, https://www.iea.org/data-and-statistics/data-tools/energy-statistics-data-browser?country=WORLD&fuel=Energy%20supply&indicator=TESbySource\r\nIEA (2023d): World Energy Outlook 2023\r\nIEA (2024): Electrolysers, https://www.iea.org/energy-system/low-emission-fuels/electrolysers\r\nÖko-Institut & Agora (2024): PTX Business Opportunity Analyser, Version 2.0\r\nOur World in Data (2024): Fossil fuels, https://ourworldindata.org/fossil-fuels\r\nPfennig et al. (2023): Global GIS-based potential analysis and cost assessment of Power-to-X fuels in 2050, Applied Energy Volume 347\r\nPrognos AG, Fraunhofer UMSICHT und DBFZ (2018): Status und Perspektiven flüssiger Energieträger in der Energiewende\r\nRMI (2023): X-Change: Batteries. The Battery Domino Effect\r\nTagesschau (2023): Lindner will E-Fuel-Fahrzeuge entlasten, https://www.tagesschau.de/wirtschaft/verbraucher/lindner-will-kfz-steuerreform-101.html\r\nUmweltbundesamt (2024): Energieverbrauch und Kraftstoffe, https://www.umweltbundesamt.de/daten/verkehr/endenergieverbrauch-energieeffizienz-des-verkehrs#verkehr-braucht-energie\r\nUniti (2021): IW-Gutachten – Synthetische Kraftstoffe: Potenziale für Europa, https://www.uniti.de/fileadmin/publikationen/Studien/Studie%20Synthetische%20Kraftstoffe%20-Potenzial%20f%C3%BCr%20Europa.pdf\r\nWallstreet Online: Spotpreise für Benzin, https://www.wallstreet-online.de/rohstoffe/benzinpreis\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 51\r\nAnhang B Weitere Ergebnisse und Annahmen\r\nB.1 Treiber für die Produktionskosten von E-Fuels\r\nDie folgenden Abbildungen zeigen exemplarisch den Einfluss von den drei Treibern Produktionsstandort, CO2-Quelle und Größe der Produktionsanlage auf die E-Fuel-Produktionskosten.\r\nTreiber 1: Produktionsstandort\r\nAbbildung 18 stellt die E-Fuels-Produktionskosten im Jahr 2030 an verschiedenen Produktionsstandorten dar. Die Produktionsstandorte bestimmen über die EE-Potenziale maßgeblich die Stromgestehungskosten und damit die E-Fuels-Produktionskosten. Außerdem kann je nach Standort variieren, welche erneuerbare Technologie die kostengünstigste ist. Für die Kombinationen von Standort und Erzeugungstechnologie, die in der folgenden Abbildung dargestellt werden, beträgt der Kostenunterschied innerhalb der Studie des Öko-Instituts 23 %.\r\nAbbildung 18 E-Fuels-Produktionskosten an unterschiedlichen Standorten und Stromerzeugungstechnologien\r\nQuelle: Frontier Economics auf Grundlage von Öko-Institut, Agora Energiewende & Agora Industry (2024): PTX Business Opportunity Analyser, Version 2.0.\r\nHinweis: UEA = United Arab Emirates, Vereinigte Arabische Emirate.\r\nanien Wind PV ybridD ne ark Wind PV ybridUA PV ile Wind ns ore tro geste ung estli e ostenko onenten\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 52\r\nTreiber 2: CO2-Quelle\r\nInnerhalb der Studien werden zwei verschiedene CO2-Quellen modelliert, Direct Air Capture (DAC) und Punktquellen (z. B. aus Industrieprozessen oder Biogasanlagen). DAC ist deutlich kostenintensiver als die Nutzung von Punktquellen. Innerhalb der Studie des Öko-Instituts beträgt der Kostenunterschied zwischen der Verwendung von DAC und Punktquellen zwischen 28 % und 34 % je nach Standort der Produktionsanlagen.\r\nAbbildung 19 E-Fuels-Produktionskosten mit unterschiedlichen CO2-Quellen\r\nQuelle: Frontier Economics auf Grundlage von Öko-Institut, Agora Energiewende & Agora Industry (2024): PTX Business Opportunity Analyser, Version 2.0.\r\nDA Punkt uelleDA Punkt uelle anien ile Bereitstellung estli e ostenko onenten\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 53\r\nTreiber 3: Größe der Produktionsanlagen\r\nAbbildung 20 E-Fuels-Produktionskosten nach Produktionskapazität\r\nQuelle: Frontier Economics auf Grundlage von Concawe & Aramco (2024): E-Fuels: A technoeconomic assessment of European domestic production and imports towards 2050 – Update.\r\nHinweis: Kosten beziehen sich auf die Produktion von FT-Kerosin, Produktion in MENA, 2050.\r\nMit steigender Produktionskapazität sinken die spezifischen CAPEX (d. h. Investitionskosten pro produzierte Einheit) durch Skaleneffekte. Bei der kleinsten in Abbildung 20 gezeigten Anlagengröße handelt es sich bereits um eine sehr große Anlage: mit einem Output von 0,2 Mio. t Diesel/Jahr wird eine Elektrolysekapazität von 550-1080 MW Strominput benötigt. Keine der vier betrachteten Studien vergleicht die Kosten von kleineren Produktionsanlagen.\r\nio t Ja r io t Ja r io t Ja r\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 54\r\nB.2 Weitere Ergebnisse\r\nAbbildung 21 Preisbestandteile von E-Diesel und fossilem Diesel (B7), Durchschnitt der Bandbreite im Jahr 2025 und langfristig\r\nQuelle: Eigene Darstellung.\r\nHinweis: Alle Werte in Preisen von 2024. Die Preisbestandteile für E-Diesel (in Reinform) sind für den Mittelwert aus oberer und unterer Bandbreite dargestellt.\r\neute Langfristig eute Langfristig eute Langfristig ossile eferen B Diesel Basiss enario it teuerrefor Diesel Ausbleibende teuerrefor ProduktionskostenVertriebskosten osten nergiesteuer e r ertsteuer\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 55\r\nB.3 Annahmen zur Preisentwicklung\r\nAbbildung 22 Entwicklung der Produktionskosten von fossilem Diesel und Benzin sowie Bioethanol und Biodiesel (FAME)\r\nQuelle: Eigene Darstellung basierend auf Großhandelspreisen von www.boerse.de und www.wallstreet-online.de, sowie Preiserwartungen für Rohöl von IEA (2023d). Die Kostenannahmen für Bioethanol basieren auf Daten von www.finanzen.net und die Annahmen für FAME basieren auf Daten von www.cmegroup.com.\r\nDieselBen inBio t anol A\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 56\r\nAbbildung 23 Entwicklung der CO2-Preise\r\nQuelle: Frontier Economics basierend auf BMWK (2024a) und IEA (2023d).\r\nHinweis: Insbesondere ab 2040 besteht auf europäischer Ebene große Unsicherheit hinsichtlich der Entwicklung des CO2-Preises, da der EU ETS I nach derzeitigem Stand ungefähr im Jahr 2040 ausläuft.\r\nB.4 Alternative Annahmen für die E-Fuels-Beimischung\r\nErgänzend zum im Haupttext verwendeten Beimischungspfad unter stilisierten Annahmen aus der Produktlebenszyklusliteratur modellieren wir ein weiteres Beimischungsszenario basierend nur auf technischen Restriktionen. In Folgenden stellen wir\r\n■\r\ndas alternative Beimischungsszenario; sowie\r\n■\r\ndie sich aus der Beimischung ergebende langfristige Preisentwicklung des Mixkraftstoffes (Benzin und Diesel) unter der Annahme der diskutierten Steuerreform\r\nvor.\r\nAlternatives Beimischungsszenario unter Berücksichtigung rein technischer Restriktionen\r\nDas alternative Szenario basiert auf einem Optimierungsmodell von Frontier Economics, das im Rahmen einer Studie für den FVV im Jahr 2022 erstellt wurde.52 Modelliert wird der schnellstmögliche\r\n52 Frontier Economics (2022): Zukünftige Kraftstoffe: FVV Kraftstoffstudie IVb.\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 57\r\nweltweite Hochlauf von Produktionskapazitäten für E-Diesel (via Fischer-Tropsch-Synthese) und E-Benzin (via Methanolsynthese) unter Berücksichtigung von möglichen Engpässen entlang der gesamten Wertschöpfungskette.53 Als Engpässe werden technische Restriktionen wie F&E-Vorlaufzeiten, Bauzeiten von Anlagen und Rohstoffverfügbarkeit berücksichtigt. Ansonsten wird angenommen, dass Investitionen unter idealen politischen Rahmenbedingungen (etwa mit schnellen Genehmigungsverfahren für Anlagen) und ohne finanzielle Beschränkungen erfolgen. Dementsprechend kann dieser Hochlauf als optimistisch bewertet werden. Die tatsächliche Beimischungsquote könnte also langsamer ansteigen, wenn die finanziellen und regulatorischen Rahmenbedingungen in der Realität nicht so optimal sind wie angenommen.\r\nAbbildung 24 zeigt die Zusammensetzung des Benzin- und Diesel-Kraftstoffmix von 2025 bis 2045. Demnach könnte E-Benzin fossiles Benzin bereits in den nächsten fünf Jahren bis 2029 zu knapp 10 % ersetzen. Ab dem Jahr 2037 könnten – aus rein technischer Sicht – ausreichend Produktionskapazitäten bereitgestellt sein, um fossiles Benzin in Deutschland vollständig durch E-Benzin zu ersetzen. Der Hochlauf wird im Wesentlichen durch die Geschwindigkeit des Aufbaus der Elektrolyse und der Methanolsynthese bestimmt, der in diesem und im nächsten Jahrzehnt noch stattfinden muss.\r\nIm Gegensatz zu E-Benzin sind relevante Beimischungsmengen von E-Diesel erst ab Anfang/Mitte der 2030er Jahre möglich. Das liegt daran, dass der Reverse Water Gas Shift (RWGS) Prozess zur Gewinnung von Kohlenmonoxid für die Fischer-Tropsch-Synthese aktuell noch einen geringen technischen Reifegrad aufweist. Nach Angaben von Experten ist es unrealistisch, dass vor 2030-34 integrierte Anlagen im industriellen Maßstab verfügbar sein werden. Mögliche Alternativen zum RWGS-Prozess sind Co-Elektrolyse54 und Dry Reforming, die schon früher verfügbar sein könnten, aber nicht im Rahmen der Modellierung betrachtet wurden.\r\n53 Eine detaillierte Beschreibung des Modells ist in Frontier Economics (2022) zu finden. Für den Zweck dieser Studie modellieren wir von den Grundannahmen abweichend ein Szenario, in dem FT- und MtG-Fuels als einzige Kraftstoffe bis 2050 zugelassen werden und kein „Vorbau“ von Produktionska a it t gli ist die ungenut t bliebe bis die nfrastruktur entlang der gesa ten Wertschöpfungskette verfügbar ist. Zudem nehmen wir 2025 als erstes Jahr der Modellierung an (statt 2023 im Originalmodell), um zu berücksichtigen, dass seit Diskussion der Modellannahmen zwei Jahre vergangen sind, ohne dass die idealisierten Rahmenbedingungen eingetreten sind.\r\n54 Synthesegas wird in einem einzigen Prozessschritt unter Einsatz von Wasser, CO2 und erneuerbarem Strom gewonnen.\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 58\r\nAbbildung 24 Zusammensetzung des Kraftstoffmix unter Berücksichtigung von rein\r\ntechnischen Restriktionen\r\nBenzin\r\nDiesel\r\nQuelle: Frontier Economics.\r\nuel Biokraftstoff ossiler raftstoff\r\nuel Biokraftstoff ossiler raftstoff\r\nBereits vor und\r\ndar ber inaus k nnen\r\nbio assebasierte\r\nraftstoffe als ubstitut f r\r\nfossilen Diesel eingeset t\r\nerden B V\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 59\r\nLangfristige Preisentwicklung des Mixkraftstoffes (Benzin und Diesel) unter Annahme des alternativen Beimischungspfads sowie Berücksichtigung der angenommenen Steuerreform\r\nDie Preisentwicklung für den Benzin-Kraftstoffmix unterscheidet sich im alternativen Markthochlaufszenario im Vergleich zum stilisierten Beimischungspfad (vgl. Abbildung 15) nur geringfügig. Unter Berücksichtigung technischer Restriktionen bei sonst idealen Rahmenbedingungen, kann schon zu einem früheren Zeitpunkt eine höhere Menge an E-Fuels beigemischt werden, wodurch die E-Fuels-Kosten im Mix stärker ins Gewicht fallen. Unter perfekten Investitionsbedingungen könnte der E-Fuels-Anteil bereits Mitte der 2030er Jahre bei mehr als 50 % liegen.\r\nAbbildung 25 Entwicklung von Benzinpreisen (Kraftstoffmix) bis 2050, Basisszenario mit Energiesteuerreform\r\nQuelle: Eigene Darstellung. Historische Preise für E10 von ADAC (2024).\r\nHinweis: Alle Werte in 2024er €.\r\nIm hier betrachteten alternativen Beimischungspfad ist E-Diesel aufgrund technischer Restriktionen erst später als im stilisierten Markthochlauf, nämlich ab 2034, verfügbar. Doch der Beimischungsanteil steigt innerhalb kurzer Zeit bis 2035 auf rund 35 % an, so dass der höhere E-Fuels-Preis folglich\r\nraftstoff i istoris er onatli er st reis fossile eferen uel Bei is ung rste uel Bei is ung\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 60\r\nstärker ins Gewicht fällt.55 Bereits vor 2033 kann durch höhere Anteile biomassebasierter Kraftstoffe (z. B. HVO 100) die CO2-Intensität des getankten Diesel-Kraftstoffs verringert werden.\r\nAbbildung 26 Entwicklung von Dieselpreisen (Kraftstoffmix) bis 2050, Basisszenario mit Energiesteuerreform\r\nQuelle: Eigene Darstellung. Historische Preise für Diesel von ADAC (2024)\r\nHinweis: Alle Werte in 2024er €.\r\n55 Dieser Sprung im Beimischungsanteil wäre jedoch nur unter idealisierten Rahmenbedingungen denkbar. Dies würde bedeuten, dass integrierte Fischer-Tropsch-Syntheseanlagen – sobald technisch ausgereift – unmittelbar im industriellen Maßstab gebaut werden würden (vgl. Kapitel 4.3).\r\nraftstoff i istoris er onatli er st reis fossile eferen uel Bei is ung rste uel Bei is ungBereits vor und dar ber inaus k nnen bio assebasierte raftstoffe als ubstitut f r fossilen Diesel eingeset t erden B V\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 61\r\nAnhang C Datentabellen\r\nTabelle 2 Datentabelle zu Abbildung 4 – Produktionskosten nach Studie, Produktionsstandort und Jahr in €2024/l E-Diesel\r\n2020\r\n2030\r\n2040\r\n2050\r\nConcawe - MENA\r\n2,20\r\n1,91\r\n1,78\r\nConcawe - Spanien\r\n2,47\r\n2,11\r\n1,80\r\nAgora - MENA\r\n1,71\r\n1,59\r\n1,34\r\n1,16\r\nÖko-Institut - MENA\r\n2,03\r\n1,69\r\nÖko-Institut - Spanien\r\n2,57\r\n2,11\r\nÖko-Institut - Patagonien\r\n1,97\r\n1,66\r\nFraunhofer - Patagonien - Best-Standort\r\n0,96\r\nFraunhofer - Patagonien - Durchschnitt\r\n1,22\r\nFraunhofer - MENA - Best-Standort\r\n1,12\r\nFraunhofer - MENA - Durchschnitt\r\n1,58\r\nQuelle: Frontier Economics basierend auf Studienergebnissen von Concawe & Aramco (2024): E-Fuels: A technoeconomic assessment of European domestic production and imports towards 2050 – Update, Öko-Institut, Agora Energiewende & Agora Industry (2024): PTX Business Opportunity Analyser, Version 2.0, Fraunhofer IEE (2021): Weltweite Potenziale für die Erzeugung von grünem Wasserstoff und klimaneutralen synthetischen Kraft- und Brennstoffen („Global PtX Atlas“) und Frontier Economics (2018): The Future Cost of Electricity-Based Synthetic Fuels.\r\nHinweis: Alle Fischer-Tropsch-Synthese. Relevante Kostenschätzungen sind in €/l E-Diesel umgewandelt und für das Jahr 2024 inflationsbereinigt.\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 62\r\nTabelle 3 Datentabelle zu Abbildung 9 – Abgeleitete Bandbreite der Produktionskosten für Stichjahre, in €2024/l\r\n2025\r\n2030\r\n2035\r\n2040\r\n2045\r\n2050\r\nE-Benzin\r\n1,86 – 2,52\r\n1,73 – 2,32\r\n1,61 – 2,11\r\n1,50 – 1,90\r\n1,30 – 1,77\r\n1,10 – 1,63\r\nE-Diesel\r\n2,06 – 2,80\r\n1,91 – 2,57\r\n1,78 – 2,34\r\n1,66 – 2,11\r\n1,44 – 1,95\r\n1,22 – 1,80\r\nQuelle: Eigene Berechnungen.\r\nHinweis: Alle Werte in 2024er €.\r\nTabelle 4 Datentabelle zu Abbildung 14 – Abgeleitete Bandbreite der Endverbraucherpreise für Stichjahre, in €2024/l\r\n2025\r\n2030\r\n2035\r\n2040\r\n2045\r\n2050\r\nE-Benzin\r\n2,44 – 3,24\r\n2,29 – 2,99\r\n2,15 – 2,74\r\n2,01 – 2,50\r\n1,78 – 2,33\r\n1,54 – 2,17\r\nReferenzkraftstoff Benzin E10\r\n1,81\r\n1,90\r\n1,93\r\n1,96\r\n1,97\r\n-\r\nE-Diesel\r\n2,74 – 3,62\r\n2,57 – 3,35\r\n2,42 – 3,07\r\n2,26 – 2,80\r\n2,00 – 2,62\r\n1,75 – 2,44\r\nReferenzkraftstoff Diesel B7\r\n1,68\r\n1,81\r\n1,85\r\n1,89\r\n1,91\r\n-\r\nQuelle: Eigene Berechnungen.\r\nHinweis: Alle Werte in 2024er €.\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 63\r\nTabelle 5 Datentabelle zu Abbildung 15 bis Abbildung 17– Abgeleitete Bandbreite der Endverbraucherpreise des Kraftstoffmix, nach Steuerszenario, in €2024/l\r\n2025\r\n2030\r\n2035\r\n2040\r\n2045\r\n2050\r\nBasisszenario mit Steuerreform\r\nBenzin-Kraftstoffmix\r\n1,81 – 1,82\r\n1,92 – 1,98\r\n1,96 – 2,12\r\n1,92 – 2,26\r\n1,70 – 2,20\r\n1,49 – 2,05\r\nDiesel-Kraftstoffmix\r\n1,69 – 1,70\r\n1,87 – 1,94\r\n2,00 – 2,18\r\n2,14 – 2,53\r\n1,97 – 2,54\r\n1,73 – 2,37\r\nAusbleibende Steuerreform\r\nBenzin-Kraftstoffmix\r\n1,88 – 1,89\r\n2,05 – 2,10\r\n2,23 – 2,39\r\n2,54 – 2,88\r\n2,46 – 2,96\r\n2,25 – 2,81\r\nDiesel-Kraftstoffmix\r\n1,72 – 1,73\r\n1,94 – 2,01\r\n2,18 – 2,36\r\n2,57 – 2,97\r\n2,51 – 3,08\r\n2,27 – 2,91\r\nQuelle: Eigene Berechnungen.\r\nHinweis: Alle Werte unter der Annahme eines stilisierten Beimischungshochlaufs von E-Fuels. Alle Werte in 2024er €.\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 64\r\nSZENARIEN FÜR DEN\r\nMARKTHOCHLAUF VON E-FUELS IM\r\nSTRAßENVERKEHR\r\nfrontier economics 65\r\nFrontier Economics Ltd ist Teil des Frontier Economics Netzwerks, welches aus zwei unabhängigen Firmen in\r\nEuropa (Frontier Economics Ltd) und Australien (Frontier Economics Pty Ltd) besteht. Beide Firmen sind in\r\nunabhängigem Besitz und Management, und rechtliche Verpflichtungen einer Firma erlegen keine Verpflichtungen\r\nauf die andere Firma des Netzwerks. Alle im hier vorliegenden Dokument geäußerten Meinungen sind\r\ndie Meinungen von Frontier Economics Ltd.\r\nWWW.FRONTIER-ECONOMICS.COM"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitales und Verkehr (BMDV) (20. WP)","shortTitle":"BMDV (20. WP)","url":"https://bmdv.bund.de/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","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":"Neue Studie: E-Fuels könnten fossile Kraftstoffe vor 2045 (E-Benzin 2037, E-Diesel 2043) vollständig und zu heute vergleichbaren Preisen ersetzen – Regulative und politische Rahmenbedingungen dafür entscheidend\r\n•\r\nDurch Skaleneffekte positiv verlaufende Produktionshochläufe und damit einhergehende Kostendegressionen können die Produktionskosten für E-Fuels in Zukunft etwas über 1 Euro pro Liter liegen: Ein Liter E-Benzin ist für 1,10 Euro, ein Liter E-Diesel für 1,22 Euro pro Liter herstellbar (inkl. Transport nach Deutschland).\r\n•\r\nBei optimalen Rahmenbedingungen für den Markthochlauf von E-Fuels sind langfristig bezahlbare Endverbraucherpreise in Höhe von 1,49 Euro für den Liter E-Benzin und 1,73 für den Liter E-Diesel erreichbar.\r\n•\r\nE-Fuels könnten fossile Kraftstoffe bereits ab 2037 (E-Benzin) bzw. 2043 (E-Diesel) vollständig ersetzen.\r\n•\r\nEntscheidend dafür sind passende regulative und politische Rahmenbedingungen. Es bedarf eines verlässlichen regulato-rischen Rahmens, um günstigere Finanzierungsbedingungen für\r\nindustrielle Produktions\r\nprojekte an Standorten mit idealen Erneuerbaren Energien-Potenzialen zu schaffen.\r\n•\r\nDie Energiesteuer hat als Kostenvariable einen erheblichen Einfluss auf zukünftige E-Fuels-Endverbraucherpreise an der Tankstelle und sollte daher auf E-Fuels und alle erneuerbaren Kraftstoffe gesenkt werden.\r\nDie vorliegende Studienanalyse von Frontier Economics im Auftrag von UNITI wurde auf Grundlage aktueller Drittstudien erstellt, die sich mit der langfristigen Entwicklung von Produktionskosten von E-Fuels auseinandergesetzt haben. Es wurden dafür die Studien von Concawe & Aramco (2024), Öko-Institut & Agora (2024), Fraunhofer (2021) und Agora & Frontier Economics (2018) berücksichtigt.\r\n© UNITI UNITI-Position 2/8\r\nKernaussagen der Studie\r\n•\r\nDie industrielle Produktion von E-Fuels steht in den Startlöchern. Erste Demonstrationsanlagen sind bereits in Betrieb und viele Firmen arbeiten weltweit an der Markteinführung und der Skalierung der Produktion von E-Fuels. Mit steigendem Marktvolumen ist mittel- bis langfristig aufgrund von Skaleneffekten mit signifikanten Kosteneinsparungen gegenüber heutigen Demonstrationsanlagen zu rechnen, wie es in der Vergangenheit beispielsweise bei Energietechnologien wie PV, Wind und Kernkraft beobachtet wurde.\r\nE-Fuels (auch: Power-to-Liquid oder synthetische Flüssigkraftstoffe) sind erneuerbare, flüssige Kraftstoffe, die auf Grundlage von erneuerbarem Strom, Wasser und Kohlenstoffdioxid (CO2) produziert werden. E-Fuels bieten die Möglichkeit zur Defossilisierung des Straßenverkehrs und anderer Sektoren. Ein wesentlicher Vorteil von E-Fuels ist, dass sie in bereits existierenden Fahrzeugen mit Verbrennungsmotor verwendet werden können (E-Fuels ebenso wie HVO als „Drop-in-Kraftstoff“), wodurch auch Bestandsfahrzeuge in die Klimaschutzbemühungen einbezogen werden können. E-Fuels können sowohl in Reinform verwendet als auch in beliebigen Anteilen konventionellen Kraftstoffen beigemischt werden.\r\n•\r\nDie Geschwindigkeit und der Umfang des internationalen Kapazitäts- und Mengenhochlaufs und damit die physische Verfügbarkeit und letztendlich auch die zukünftige Produktionskostenentwicklung von E-Fuels hängen von verschiedenen Einflussfaktoren ab. Entscheidend sind die passenden regulativen und politischen Rahmenbedingungen in Europa und Deutschland, damit die Produktionsstandorte mit idealen Erneuerbaren Energien (EE) - Potenzialen in industriellem Maßstab erschlossen und die damit einher-gehenden enormen Skaleneffekte im Markthochlauf erreicht werden können.\r\n•\r\nEinfluss des Produktionsstandortes:\r\no\r\nDas langfristige E-Fuels-Produktionspotenzial an geeigneten Standorten außerhalb Europas liegt höher als der aktuelle globale Endenergieverbrauch von fossilen Energieträgern. Bereits das nicht-europäische Produktionspotenzial für E-Fuels von 87.000 TWh/Jahr übersteigt den globalen Endenergieverbrauch an fossilen Energieträgern (Kohle, Öl, Erdgas), der im Jahr 2021 bei 76.000 TWh lag:\r\n© UNITI UNITI-Position 3/8\r\no\r\nDer Produktionsstandort bestimmt die Stromgestehungskosten maßgeblich. Die Produktionskosten an einem Standort mit mäßigem Sonnen- und Windaufkommen unterscheiden sich von Standortorten mit vergleichsweise hohen EE-Potenzialen und Flächenverfügbarkeiten signifikant. In den untersuchten Studien wurden daher zumeist weltweite Standorte außerhalb Europas betrachtet. Deutschland kommt als großindustrieller Produktionsstandort aufgrund seiner im internationalen Vergleich begrenzten EE-Stromerzeugungsbedingungen und damit deutlich höheren Strom-gestehungskosten weniger in Frage.\r\n•\r\nPositive Dynamik der Skaleneffekte bei industriellen Anlagen:\r\no\r\nDie größten Kostenbestandteile der Produktion von E-Fuels bilden Kosten für die erneuerbare Stromerzeugung, Elektrolyse, Synthese und CO2-Gewinnung. Mit steigendem Produktionsvolumen ist aufgrund von Skaleneffekten mit signifikanten Produktionskostensenkungen, z. B. bei der Stromerzeugung und CO2-Gewinnung, zu rechnen (Effizienzgewinne).\r\no\r\nVon untergeordneter Bedeutung sind laut Studie die Kosten für die Wasser-bereitstellung, H2/CO2-Speicherung und den Transport. Einen großen Einfluss auf den Endverbraucherpreis für Kraftstoffe inkl. E-Fuels in Deutschland haben zudem die Umsatz- und Energiesteuer. Dieser steuerliche Preisbestandteil wird in den meisten E-Fuels-Studien nicht berücksichtigt.\r\n© UNITI UNITI-Position 4/8\r\no\r\nDie Geschwindigkeit beim Aufbau industrieller Produktionskapazitäten und damit einhergehend auch die Dynamik bei der Reduktion der Produktionskosten ist abhängig von der Geschwindigkeit der Ausrichtung kompatibler Regularien und vom Maß der politischen Unterstützung.\r\n•\r\nNotwendigkeit optimaler politischer wie regulativer Rahmenbedingungen:\r\no\r\nPolitische und regulative Maßnahmen sind ein wichtiger Hebel, um Investitions-risiken zu verringern und günstige Finanzierungsbedingungen zu schaffen, was sich positiv auf die Menge und Verfügbarkeit sowie die Produktionskosten von E-Fuels auswirkt. Dazu zählen aus Sicht der Studienautoren beispielsweise der Abbau administrativer Hürden, die Förderung von Forschungs- und Entwicklungs-programmen, die Einrichtung von Markthochlaufförderprogrammen und generell die Verlässlichkeit und Stabilität des regulatorischen Rahmens, der die breite Verwendung von E-Fuels in sämtlichen Sektoren in einem offenen europäischen Kraftstoffmarkt ermöglicht (sog. angebotsseitige Faktoren, siehe Studien-Abbildung).\r\nSo beeinflussen die gesetzlichen und politischen Vorgaben und deren langfristige Verlässlichkeit die Investitionsbereitschaft von Investoren stark. Aus Sicht der Autoren sind dies z. B. die Gestaltung von Genehmigungsverfahren, die rechtliche (Nachhaltigkeits-) Definition von erneuerbaren Kraftstoffen (einschließlich der erlaubten CO2-Quellen als Input), der Beitrag von erneuerbaren Kraftstoffen auf Quoten wie die THG-Quote und die Striktheit der Vorgaben im Vergleich zu anderen erneuerbaren Energieträgern oder Quoten-Erfüllungsoptionen. Hier kommt es vor allem auf die Einfachheit und Verlässlichkeit der Regulierung an, welche sich positiv auf die Planungssicherheit von Investoren auswirken, so Frontier Economics.\r\n© UNITI UNITI-Position 5/8\r\nFörderprogramme (wie z. B. H2 Global oder European Hydrogen Bank) reduzieren die Risiken, denen Investoren insbesondere zu Beginn der Markthochlaufphase ausgesetzt sind. Solche Programme können frühzeitige Investitionen fördern und den Markthochlauf anreizen.\r\nZudem gilt es, international-strategische Partnerschaften für den Import bzw. Export von E-Fuels deutlich auszubauen: Deutschland wird auch in einem erneuerbaren Energiesystem aufgrund seiner im internationalen Vergleich unvorteilhaften Standort- und damit Stromerzeugungsbedingungen ein Energieimportland bleiben und damit auf den Import von Wasserstoff und Wasserstoffderivaten wie E-Fuels angewiesen sein. Der Import von E-Fuels wird durch die guten Transporteigenschaften (bei Raumtemperatur und -druck in flüssiger Form) erleichtert und kann entweder vor oder nach dem Raffinerieprozess erfolgen. Es ist aus Sicht der Studienautoren investitionsförderlich, strategische Partnerschaften zwischen Deutschland/der EU und Drittländern auszubauen. Deutschland könnte hier als Technologie-Exporteur (z. B. für Elektrolyseure oder Syntheseanlagen) sowie als E-Fuels-Importeur agieren. Die Kooperationspartner würden als Energieexporteure ökonomisch von diesem Energiehandel profitieren.\r\no\r\nSogenannte nachfrageseitige Faktoren wirken ebenfalls auf den Mengenhochlauf ein, indem sie die Nachfrage nach E-Fuels von nachgelagerten Stufen der Wertschöpfungskette wie Tankstellen oder im Endverbrauch beeinflussen. Die Studie nennt die folgenden Faktoren:\r\n▪\r\nMengenquoten für E-Fuels in Deutschland bzw. der EU beeinflussen auch die Nachfrage.\r\n▪\r\ndie Anrechenbarkeit von E-Fuels in allen Sektoren, inklusive des Straßenverkehrs, z. B. auf CO2-Flottengrenzwerte für Neufahrzeuge.\r\n▪\r\nZudem beeinflusst die Preisdifferenz zwischen E-Fuels und fossilem Kraftstoff die Nachfrage. Diese Differenz ist abhängig von:\r\n-\r\ndem Preis des fossilen Kraftstoffs (der u. a. beeinflusst wird durch den CO2-Preis);\r\n-\r\nSteuern und Abgaben auf fossile Kraftstoffe und E-Fuels (z. B. Energiesteuer); und\r\n-\r\nder Zahlungsbereitschaft von Endkonsumenten für das grüne Produkt. Diese ist im Straßenverkehr besonders ausgeprägt.\r\nDie Studie weist nach, dass moderate bzw. dem fossilen Produkt entsprechende Endverbraucherpreise für E-Fuels möglich ist. Dies setzt jedoch voraus, dass bei der Energiesteuer für Kraftstoffe entsprechend der Treibhausgasintensität zwischen fossilen und grünen Kraftstoffen differenziert wird. Würden E-Fuels mit den gleichen Mineralölsteuersätzen wie fossile Kraftstoffe besteuert, wären die Preise für den E-Fuels-Kraftstoffmix an der Tankstelle mittel- bis langfristig höher als für Kraftstoffe heute.\r\n© UNITI UNITI-Position 6/8\r\nErgebnisse der Studie auf einen Blick: Zukünftige Endverbraucherpreise\r\n•\r\nZu Beginn des Markthochlaufs sind E-Fuels absehbar noch deutlich teurer als fossile Kraftstoffe. In dieser Phase wird zunächst nur ein geringerer Anteil an E-Fuels beigemischt, sodass die höheren Kosten relativ wenig ins Gewicht fallen. Bei Betrachtung der Entwicklung der Endverbraucherpreise gilt folgende Grundregel:\r\nzunehmende Beimengung im Markthochlauf +\r\nKostendegression im Markthochlauf =\r\nbezahlbare Flüssigkraftstoffe (bei guten regulativen Rahmenbedingungen).\r\n•\r\nDie Studie zeigt auf, dass die zukünftigen Produktionskosten (inkl. des Transports nach Deutschland) für E-Benzin bei 1,10 Euro pro Liter und für E-Diesel bei 1,22 Euro pro Liter liegen könnten.\r\n•\r\nDer Endverbraucherpreis kann sich im zukünftigen Kraftstoffmix mit zunehmenden E-Fuels-Anteil in heute vergleichbaren Größenordnungen bewegen, wenn auch steuerliche Anpassungen vorgenommen würden. Langfristig sind durch sinkende Produktionskosten und steuerliche Maßnahmen Endverbraucherpreise für E-Diesel in Höhe von 1,73 Euro pro Liter und für E-Benzin in Höhe von 1,49 Euro pro Liter möglich.\r\n•\r\nEin Beimischungsszenario der Studie, das von politischen Idealbedingungen ausgeht, zeigt auf, dass ein schnellerer E-Fuels-Hochlauf möglich wäre, sodass E-Fuels fossile Kraftstoffe bereits ab 2037 (E-Benzin) bzw. 2043 (E-Diesel) vollständig ersetzen könnten.\r\nForderungen an die Politik: Verlässlichen regulatorischen Rahmen für E-Fuels schaffen!\r\nDie Studie nennt einige angebots- wie nachfrageseitige Einflussfaktoren, die den Mengenhochlauf und damit die Verfügbarkeit und die Kostenentwicklung von E-Fuels positiv beeinflussen bzw. erst möglich machen (siehe hier Seite 4). Dazu zählt ein verlässlicher regulativer Rahmen.\r\nUNITI fordert, dass die Politik auf europäischer wie nationaler Ebene konkrete Maßnahmen ergreift, um den derzeitigen regulatorischen Rahmen schnellstmöglich zu optimieren. Dazu zählen\r\n•\r\ndie vorzuziehende Änderung der Pkw- und Lkw-Flottenregulierung hinsichtlich der Anrechenbarkeit von verschiedenen regenerativen Kraftstoffen auf die CO2-Minderungsziele der Hersteller per Crediting System sowie\r\n•\r\neine ambitionierte europäische wie nationale E-Fuels-Mengenquote für den gesamten Verkehr (Europäische Erneuerbaren-Energien-Richtlinie/ nationales Bundes-Immissions-schutzgesetz).\r\n© UNITI UNITI-Position 7/8\r\n•\r\nZudem ist eine Differenzierung der Energiesteuer aufgrund ihres starken Kosteneinflusses anzustreben: Auf europäischer Ebene muss dafür zeitnah die von der EU-Kommission bereits 2021 vorgeschlagene Energiesteuerreform (Energy Tax Directive) angenommen werden. Die Reform sieht u. a. die Festlegung neuer Mindeststeuersätze auf der Grundlage der Umweltauswirkungen von Kraftstoffen vor. Demzufolge würden die Mindeststeuersätze für fossiles Kerosin, Benzin und Diesel auf 10,70 Euro je GJ festgelegt, während für RFNBO wie E-Fuels oder Wasserstoff ein Mindeststeuersatz von nur 0,15 Euro je GJ gelten würde. Dies entspricht etwa 0,54 Cent pro Liter für E-Diesel und etwa 0,47 Cent für einen Liter E-Benzin. Bis zu einer Umsetzung der Reform sollte auf nationaler Ebene die Energiesteuer auf das europäische Mindestmaß abgesenkt werden.\r\nUNITI setzt sich darüber hinaus auf nationaler und europäischer Ebene für folgende Rahmenbedingungen und regulativen Verbesserungen zur Schaffung von Investitions- und Nutzungsanreizen ein:\r\n•\r\nFür eine grundsätzliche Technologieoffenheit in sämtlichen Fahrzeug-Regulierungen und damit gegen politisch wie regulative Festlegungen auf einseitige Antriebslösungen: Dafür ist eine realistische Klimabilanzierung von Fahrzeugen notwendig. Die derzeitige politisch wie regulative Festlegung auf bestimmte Antriebe und deren Nullbilanz „am Auspuff“ (Tank to Wheel) verhindert die die Anrechenbarkeit regenerativer Kraftstoffe, obwohl diese gesamtbilanziell entscheidende CO2-Minderungen vorweisen können. Es bedarf einer vollständigen CO2-Bilanzierung (Lebenszyklusanalyse) von Fahrzeugen, die neben der Nutzungsphase auch weitere Phasen (z.B. CO2-Bilanz Antriebsenergie) berücksichtigt.\r\n•\r\nFür eine deutlich anwendungsoptimierte Ausgestaltung der Produktionskriterien wie den Strombezugskriterien für Wasserstoff und -Derivate (RED II) und für eine schnelle Etablierung einheitlicher Nachhaltigkeitskriterien (idealerweise global) und damit von Zertifizierungssystemen: Dies würde den Import in die EU deutlich erleichtern. Es gilt zudem die Nutzung von CO2 per Carbon Capture and Utilization (CCU) zur Kraftstoffherstellung zu ermöglichen.\r\n•\r\nFür eine Anpassung der EU-Taxonomie: PtL-Erzeugungsanlagen wurden in der letzten Überarbeitung nicht berücksichtigt. Diese Nichtberücksichtigung führt dazu, dass Investitionen in PtL vom Banken- und Kapitalsektor nicht als nachhaltig angesehen werden und Investitionsentscheidungen privater Unternehmen somit verzögert bzw. erschwert werden. Es gilt daher Investitionen in E-Fuels als nachhaltige Investitionen innerhalb der Taxonomie zu verankern, um die Aufnahme von Investitionskapital zu erleichtern.\r\n•\r\nFür eine Änderung der europäischen Eurovignetten-Richtlinie und entsprechend des Bundesfernstraßenmautgesetzes: Derzeit wird für Fahrzeuge mit Verbrennungsmotor generell ein CO2-Aufschlag in der Lkw-Maut erhoben ohne Berücksichtigung der CO2-Minderungswirkung genutzter erneuerbarer Kraftstoffe. Dies gilt es in der europäischen Eurovignetten-Richtlinie und entsprechend im Bundesfernstraßenmautgesetz zu ändern.\r\n© UNITI UNITI-Position 8/8\r\n•\r\nFür eine Änderung der Kfz-Steuer: Es sollte bei der Erhebung die nachweisliche Nutzung von erneuerbaren Kraftstoffen berücksichtigt werden.\r\n•\r\nFür eine verlässliche Bundesförderung: Bereits in Aussicht gestellte Förderrichtlinien wie „Investitionen in Erzeugungsanlagen“ und „Markthochlauf von strombasiertem Kerosin“ als Teil des Bundes-Förderprogramms „Regenerative Kraftstoffe“ müssen eine verlässliche Finanzierungsgrundlage bekommen. Es müssen im Bundeshaushalt entsprechende Mittel zur Verfügung gestellt und verstetigt werden.\r\nKontakt:\r\nUNITI Bundesverband EnergieMittelstand e. V.\r\nJägerstraße 6\r\n10117 Berlin\r\nRA Elmar Kühn\r\nHauptgeschäftsführer\r\nDipl.-Ing., Dipl.-WirtschIng. (FH) Dirk Arne Kuhrt\r\nGeschäftsführer Wärmemarkt\r\nDipl.Verw.Wiss. Dominik Hellriegel\r\nLeiter Politik\r\nT. (030) 755 414 300\r\ninfo@uniti.de\r\nwww.uniti.de\r\nÜber UNITI\r\nDer UNITI Bundesverband EnergieMittelstand e.V. repräsentiert in Deutschland rund 90 Prozent\r\ndes mittelständischen Energiehandels und bündelt die Kompetenzen bei Kraftstoffen,\r\nBrennstoffen sowie Schmierstoffen. Täglich frequentieren über 4,3 Millionen Kunden die 8.601\r\nStraßentankstellen der UNITI-Mitgliedsunternehmen, welche ca. 62 Prozent des\r\nStraßentankstellenmarktes ausmachen. Mit etwa 3.700 freien Tankstellen sind bei UNITI zudem\r\nfast 70 Prozent der freien Tankstellen organisiert. Überdies versorgen die UNITI-Mitglieder etwa\r\n20 Millionen Menschen mit Wärme. Die Verbandsmitglieder decken rund 80 Prozent des\r\nGesamtmarktes für flüssige und feste Brennstoffe ab. Ebenso zählen mit einem Marktanteil von\r\nüber 50 Prozent die meisten unabhängigen mittelständischen Schmierstoffhersteller und\r\nSchmierstoffhändler in Deutschland zum Verband. Die rund 1.000 Mitgliedsfirmen von UNITI\r\nerzielen einen jährlichen Gesamtumsatz von etwa 95 Milliarden Euro und beschäftigen rund\r\n100.000 Arbeitnehmer in Deutschland."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitales und Verkehr (BMDV) (20. WP)","shortTitle":"BMDV (20. WP)","url":"https://bmdv.bund.de/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, Januar 2025\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nzur Bundestagswahl 2025\r\n\r\n\r\n\r\nKurzübersicht der UNITI-Positionen\t2\r\nUNITI-Positionen im Detail\t3\r\nEnergiewendestrategie um Molekülwende erweitern\t3\r\nBezug flüssiger Energieträger für Energieversorgungssicherheit sicherstellen\t7\r\nErneuerbare Kraftstoffe wie E-Fuels für mehr Klimaschutz im Verkehr voranbringen\t9\r\nGrünes Heizöl als Lösungsvariante im Wärmemarkt berücksichtigen\t15\r\nWeitere UNITI-Positionen zur Bundestagswahl\t18\r\n\r\n\r\n\r\n \r\nKurzübersicht der UNITI-Positionen:\r\n\r\n•\tDie Politik sollte Maßnahmen ergreifen, so dass deutlich mehr erneuerbare Kraftstoffe als Option für einen CO2-neutralen Verkehr in den Markt kommen, um fossile Kraftstoffe schnellstmöglich ersetzen zu können.\r\n•\tZiel sollte ein technologieoffen gestalteter und damit bezahlbarer Verkehr sein, der für mehr Akzeptanz für Klimaschutz bei den Bürgerinnen und Bürgern sorgt.\r\n•\tUm Arbeitsplätze in der Automobilwirtschaft zu schützen und für neue Arbeitsplätze in zukunftsfähigen Klimaschutztechnologien (Anlagenbau, Elektrolyseure, Syntheseanlagen etc.) zu sorgen, gilt es, erneuerbare Kraftstoffe als Lösung für den Klimaschutz zu etablieren. \r\n•\tUNITI fordert die Politik dazu auf, sich für die Rücknahme des Verbrennerverbots auf europäischer Ebene einzusetzen, indem eine realistische CO2-Bilanzierung für Neufahrzeuge eingeführt wird, die die realen Emissionen über den gesamten Lebenszyklus eines Fahrzeugs und dessen verwendeter Antriebsenergie abbildet. Der reale Klimaschutzbeitrag von erneuerbaren Kraftstoffen muss in sämtlichen Regulierungen Berücksichtigung finden.\r\n•\tWir plädieren dafür, dass die Energiewende deutlich technologieoffener ausgestaltet wird und dabei der Import grüner Moleküle wie synthetischer Kraftstoffe stärker in den Fokus rückt.\r\n•\tEine staatliche Versorgungsauflage, die die Errichtung und den Betrieb von Schnelllade-säulen an Tankstellen vorsieht, lehnen wir ab. \r\n•\tAus Sicht von UNITI sind die Klimaziele bei der Wärmeversorgung im Gebäudesektor nur durch einen klimazielkonformen Energieträger- und Technologiemix erreichbar. \r\n•\tWir appellieren, dass der zunehmende Einsatz erneuerbarer Flüssigbrennstoffe bzw. Grünes Heizöl in modernen effizienten Brennwert- und Hybridheizungen als Lösungsoption erhalten bleibt. Die bilanzielle Anrechenbarkeit sollte regulativ ermöglicht werden.\r\n•\tAufgrund der vielfältigen Lebensrealitäten und individuellen Ausgangssituationen muss den Verbraucherinnen und Verbrauchern Entscheidungsfreiheit bei der Wahl ihrer klimafreundlichen Wärmeversorgung von morgen gelassen werden.\r\n•\tEine breite Angebotspalette von grünen Energieträgern und Technologien ist aus unserer Sicht der beste Garant für Innovation, Wettbewerb, Bezahlbarkeit, Versorgungssicherheit und Akzeptanz.\r\n \r\nUNITI-Positionen im Detail:\r\n\r\nEnergiewendestrategie um Molekülwende erweitern\r\n•\tMoleküle decken rund 80 Prozent des gesamten Endenergiebedarfs in Deutschland, Strom hat an diesem einen Anteil von 20 Prozent. Im Jahr 2022 wurden nur rund sieben Prozent des Endenergiebedarfs durch erneuerbaren Strom etwa aus Wind- und Sonnenenergie gedeckt. \r\n\r\nSelbst falls es gelingt, durch Effizienzsteigerung und Elektrifizierung den Stromanteil am Gesamtenergiebedarf bis 2045 auf 50 Prozent zu steigern, wird die Hälfte der zukünftig benötigten Endenergie in Form von erneuerbaren gasförmigen und flüssigen Molekülen zur Verfügung stehen müssen , beispielsweise für die energieintensive Industrie (chemische Industrie, Stahl, Grundstoffindustrie), den Energiesektor (Beispiel wasserstoffbasierte Gaskraftwerke und Energiespeicherung), im Gebäudebereich (gasförmige und flüssige Brennstoffe) und den Verkehr (flüssige und gasförmige Kraftstoffe). Auch die Potenziale einer heimischen Erzeugung biogener Gase und Flüssigkeiten sollten nicht vernachlässigt werden und als Teil einer erfolgreichen Energiewende mitgedacht werden.\r\n\r\n•\tIn der politischen Debatte über die Frage, wie Deutschland das Ziel der Klimaneutralität erreichen kann, wird der zukünftige Bedarf an grünen Molekülen trotz der Veröffentlichung der Wasserstoffimportstrategie der Bundesregierung immer noch zu wenig als integraler Teil der Energiewende angesehen. Die strategische Ausgestaltung der Energiewende sollte die Nutzung und damit den Bedarf nach erneuerbaren flüssigen und gasförmigen Energieträgern wie Wasserstoff und -Derivaten thematisieren (Strom ist kein Energieträger!). Die Energiewende darf nicht nur als Strom- sondern muss auch als Molekülwende gedacht werden. \r\n\r\n•\tDie gegenwärtige Energiewende-Strategie läuft mit ihrer derzeitigen Fokussierung auf eine Grünstromwende in das Risiko einer zukünftigen Grünstromknappheit . Dennoch sieht sie eine Vollelektrifizierung des Verkehrs vor. Es droht mit der heutigen Strategie eine Grünstrom-Nutzungslücke in Deutschland im Jahr 2045: \r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n \r\n\t\r\nIm Jahr 2045 droht in Deutschland zudem eine Leistungslücke: \r\nFür eine erfolgreiche Energiewende sollte daher neben dem vermehrten Einsatz von heimischem Grünstrom auch die Nutzung erneuerbarer molekülbasierter Energieträger in verschiedenen Sektoren vorgesehen werden. Dafür muss der nationale Importbedarf grüner Moleküle, zum Beispiel in Form von importierten strombasierten Kraftstoffen, stärker angegangen werden. Nur eine technologieoffene Ausgestaltung der Energiewende, die auf verschiedene Energieformen setzt, ermöglicht es, die Klimaziele zu erreichen sowie die Bezahlbarkeit von Energie, die Energie¬versorgungs¬sicherheit und die Akzeptanz für die Energiewende zu gewährleisten.\r\n\r\n•\tDie Bedeutung und Notwendigkeit von Energieimporten: \r\nDiverse Studien zeigen, dass der überwiegende Anteil des benötigten grünen Wasserstoffs und seine Derivate, wie beispielsweise synthetisches Rohöl oder Kraftstoffe, Methanol und Ammoniak, künftig importiert werden muss. Grund dafür ist, dass der für deren strombasierte Herstellung benötige Strom aus erneuerbaren Quellen in Deutschland auf absehbare Zeit ein knappes Gut bleiben wird . Zudem liegen die Strombereitstellungskosten in Deutschland deutlich höher als in anderen Weltregionen. Ziel muss daher ein beschleunigter Markthochlauf und eine langfristig gesicherte Versorgung mit Energieimporten zu einem bezahlbaren Preis sein. \r\nGlobal sind enorme Nutzungspotenziale für Strommengen auf der Grundlage von Wind und Sonne erschließbar, wie verschiedene Studien zeigen. \r\n  \r\n   \r\nLaut Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik können langfristig außerhalb Europas pro Jahr 69.000 bis 109.000 TWh grüner Wasserstoff (bzw. entsprechende Mengen synthetischer Kraftstoffe) hergestellt werden . Damit könnte bereits der Hauptteil der bisherigen globalen Erdöl- und Erdgasförderung von zusammen rund 100.000 TWh gedeckt werden. Die Bedarfe für Luftfahrt (globaler Bedarf im Jahr 2050 mind. 6.700 TWh) und den Schiffverkehr (4.500 TWh) können damit ebenfalls bedient werden. \r\nVoraussetzung für Importe sind internationale Energiepartnerschaften, die weiter ausgebaut werden sollten, wobei langfristige Investitionsanreize gesetzt werden müssen. Durch eine Diversifizierung der Energieimporte aus verschiedenen Lieferländern wird das Risiko für einseitige Energieabhängigkeiten von nur wenigen Erzeugerländern ausgeschlossen. \r\nDie Produktions- und Nachhaltigkeitskriterien für Wasserstoff und dessen Derivate müssen so ausgestaltet werden, dass global produzierte synthetische Energieträger in Europa anerkannt und genutzt werden können. Damit werden neue Wertschöpfungsketten mit nachhaltigen volkswirtschaftlichen Effekten in Ländern mit hohen Produktionspotenzialen für Erneuerbare Energien geschaffen. Studien haben folgende Wertschöpfungs- und Arbeitsplatz-Chancen für Europa und potenzielle Produktions¬länder ermittelt:\r\no\tFür die europäische Wirtschaft können durch die Produktion und den Export von PtX -Anlagen in die außereuropäischen wind- und sonnenreichen Potenzialregionen 80 Milliarden Euro zusätzliche jährliche Wertschöpfung entstehen.\r\no\tDurch die Produktion und den Export von PtX-Anlagen können 1,2 Millionen neue Arbeitsplätze in Europa geschaffen werden. Diese entstehen mit dem erwartbaren Produktionsvolumen im Maschinen- und Anlagenbau, zuzüglich indirekter und induzierter Beschäftigungseffekte.\r\no\tMehr als 340.000 neue hochproduktive Arbeitsplätze können in einem Land mit hohen EE-Potenzialen entstehen, schon wenn dieses nur ca. 2% des weltweiten Bedarfs an synthetischen Energieträgern produziert .\r\no\tAllein in Deutschland könnten durch den Export von Anlagen zur PtX-Produktion bis zu 470.800 neue Arbeitsplätze entstehen. \r\n\r\nBezug flüssiger Energieträger für Energieversorgungssicherheit sicherstellen\r\n•\tGrünstrombasierte synthetische Flüssigenergieträger können heutige fossile Energieträger vollständig ersetzen, denn sie besitzen die gleichen chemischen Eigenschaften wie diese und leisten daher einen Beitrag für eine klimafreundliche Energiesicherheit :\r\no\tFlüssige Energieträger besitzen eine sehr hohe Energiedichte und ermöglichen es daher, hohe Mengen an Energie auf kleinem Raum über lange Zeiträume zu speichern.\r\no\tAufgrund ihrer chemischen und physikalischen Eigenschaften können sie ohne großen Aufwand bei Raumdruck- und -temperatur transportiert und gespeichert werden. \r\no\tFlüssigenergieträger können einfach transportiert und damit global nutzbar gemacht werden. Diese gute Transportier- und Speicherbarkeit ermöglicht einen weltweiten Handel mit ihnen. \r\no\tMit ihnen ist eine langfristige und nahezu verlustfreie Bevorratung möglich und damit ein hohes Maß an Energieunabhängigkeit, wenn es zu kurzfristigen Verknappungen kommen sollte. Sie leisten damit einen entscheidenden Beitrag zur Energieversorgungssicherheit. \r\no\tIm Krisenfall sind flüssige Kraft- und Brennstoffe für das Katastrophenmanagement unverzichtbar.\r\no\tIhre Nutzung ist mit bestehenden Transport- und Verteilinfrastrukturen wie Tankern, Tanklagern und Tankstellen möglich, was große Kostenvorteile bietet.\r\n\r\n•\tEs ist zu beachten, dass das Erdölbevorratungsgesetz eine nationale Energiereserve im Umfang von 90 Verbrauchstagen vorgibt. Diese umfasst flüssige Energieträger in Form von Rohöl, Benzin, Diesel, Heizöl und Kerosin. Flüssige Energieträger kommen in besonderen Situationen wie bspw. Katastrophenfällen zum Tragen, wenn in diesen die Stromnetzinfrastruktur beschädigt ist. Kraftstoffbetriebene Notstromaggregate ermöglichen eine übergangsweise Strombereitstellung für verschiedene überlebenswichtige Anwendungen, solange der Wiederaufbau der Stromversorgung andauert.\r\n\r\n\r\nEmpfehlungen von UNITI:\r\n•\tDie Energiewende sollte technologieoffen unter Berücksichtigung sämtlicher erneuerbarer Energiequellen und unter Einbeziehung aller klimazielkonformen Lösungsoptionen ausgestaltet werden.\r\n\r\n•\tDer Bezug von strombasierten synthetischen Energieimportprodukten in fester, flüssiger und gasförmiger Form aus Drittländern und deren Verwendung in verschiedenen Sektoren muss Teil der Energiewendestrategie werden. \r\n\r\n•\tUm die Energieversorgungsicherheit auch zukünftig sicherzustellen, sollte die Politik besonders den Bezug flüssiger Energieträger in den Fokus nehmen.\r\n\r\n•\tDer globale Produktionshochlauf von Wasserstoff und dessen flüssigen sowie gasförmigen Derivaten muss von der Politik prioritär angegangen werden.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nErneuerbare Kraftstoffe wie E-Fuels für mehr Klimaschutz im Verkehr voranbringen\r\nE-Fuels (auch: Power-to-Liquid oder synthetische Flüssigkraftstoffe) sind erneuerbare, flüssige Kraftstoffe, die auf Grundlage von erneuerbarem Strom, Wasser und Kohlenstoffdioxid (CO2) produziert werden. E-Fuels bieten die Möglichkeit zur Defossilisierung des Straßenverkehrs und anderer Sektoren. Ein wesentlicher Vorteil von E-Fuels ist, dass sie in bereits existierenden Fahrzeugen mit Verbrennungsmotor verwendet werden können (E-Fuels ebenso wie HVO als „Drop-in-Kraftstoff“), wodurch auch Bestandsfahrzeuge in die Klimaschutzbemühungen einbezogen werden können. E-Fuels können sowohl in Reinform verwendet als auch in beliebigen Anteilen konventionellen Kraftstoffen beigemischt werden.\r\n\r\n•\tMobilität bildet die Basis für unseren Wohlstand und unternehmerische Aktivitäten in Deutschland und Europa. Die zukünftige Versorgung mit bezahlbaren flüssigen und gasförmigen klimafreundlichen Kraftstoffen ist eine entscheidende Voraussetzung für den Erhalt dieser Mobilität und der gesellschaftlichen Teilhabe von Menschen sowie für den Transport von Gütern auf der Straße, auf dem Wasser, in der Luft und zum Teil auch auf der Schiene. Die weitere und zunehmende Nutzung sämtlicher erneuerbarer Kraftstoffe zum Erhalt der Mobilität sollte ein entscheidendes politisches Ziel sein.\r\nEs gilt, sämtliche Klimaschutzoptionen, die einen Beitrag zur CO2-Reduzierung leisten, zuzulassen, ihre Nutzung anzureizen und zur Deckung der Bedarfe den Markthochlauf zu ermöglichen. \r\n\r\n•\tEs gilt zu berücksichtigen, dass bereits voll ausgebaute, flächendeckende Kraftstoff-Verteilinfrastrukturen existieren, mit denen bereits heute fortschrittliche Biokraftstoffe wie HVO100, Bio-CNG und Bio-LNG in den Verkehr gebracht werden. Für diese Kraftstoffe sind praxiserprobte Fahrzeuge marktverfügbar und als Pkw, Transporter, Bus oder schwere Lkw im Einsatz. Über die bestehenden Infrastrukturen werden perspektivisch weitere erneuerbare Kraftstoffe wie E-Fuels, E-Methan und eLNG angeboten werden können. Die deutsche Kraftstoffwirtschaft aus Herstellung, Infrastruktur, Lagerung und Handel leistet damit nicht nur einen wichtigen Beitrag zur deutschen Wertschöpfung und für die Einnahmenseite des Bundeshaushalts, sondern ist auch ein zuverlässiger Partner für eine anzustrebende Kraftstoffwende. Der Wandel hin zu erneuerbaren Kraftstoffen ist eng mit anderen Sektoren, insbesondere der chemischen Industrie, im Sinne einer gesamtheitlichen Molekülwende verbunden. Deutschland steht damit im internationalen Wettbewerb um Investitionen und um verfügbare Produktions- und Rohstoffkapazitäten für erneuerbare Kraftstoffe.\r\nDeutschland muss zum Leitmarkt für erneuerbare Kraftstoffe in Europa werden und den Wandel aktiv gestalten.\r\n\r\n\r\n\r\n•\tNeben der lokalen Herstellung von erneuerbaren Kraftstoffen wird Deutschland auch weiterhin auf den Import angewiesen sein, um die zukünftige große Nachfrage nach erneuerbaren Kraftstoffen abzudecken. Aus diesem Grund werden hohe Investitionen im In- und Ausland in den Hochlauf und die Entwicklungen von erneuerbaren Lösungen, wie nachhaltigen Biokraftstoffen und E-Fuels, nötig. \r\nUnterstützt von einer klugen Wirtschaftspolitik kann die bestehende Kraftstoffwirtschaft auf die Weiterverarbeitung von erneuerbaren Kraftstoffen ausgerichtet und gleichzeitig eine neue Exportbranche für erneuerbare Kraftstofftechnologien aufgebaut werden. \r\n\r\n•\tErneuerbare Kraftstoffe können nicht nur die bestehende Fahrzeugflotte defossilisieren, sondern auch für nach 2035 verkaufte Neuwagen mit einem Verbrennungsmotor CO2-neutrale Mobilität gewährleisten. Daher sollte keine funktionierende Technologie verboten werden. Denn das Problem ist nicht der Verbrennungsmotor selbst, sondern die bisher genutzte Antriebs¬energie in Form von fossilen Kraftstoffen. Zudem gilt es zu berücksichtigen, dass die Konzentration auf eine einzige Antriebslösung zu hohen System- und individuellen Kosten und zu einseitigen Abhängigkeiten führen kann, die industrie- und wirtschafts¬politisch sehr schädlich sein können. Die Verbrennertechnologie im Sinne des Klima¬schutzes weiter zu nutzen, ist durch Kraftstofflösungen bereits schon heute, und auch zukünftig möglich, realistisch und auch industriepolitisch sinnvoll. Der „fossile“ Verbrenner, der verboten werden muss, ist ein ideologisches Framing mit dem Ziel der Reduzierung des motorisierten Individualverkehrs. Es wäre industriepolitisch und für die nationale Wertschöpfung fatal, die Weiterentwicklung des Verbrenners anderen Ländern zu überlassen und so neue Abhängigkeiten aufzubauen. \r\nEs gilt die Technologieführerschaft und damit Arbeitsplätze und Wertschöpfung im Bereich des Verbrennungsmotors in Deutschland zu erhalten, da mit erneuerbaren Kraftstoffen eine Klimaschutzlösung für diese Antriebsart möglich ist. \r\n\r\n•\tWerden neue Pkw, Lkw und Busse mit Verbrennungsmotor durch die EU zukünftig de facto verboten, entfällt mit dem Straßenverkehr ein enormes Einsatzgebiet für erneuerbare Kraftstoffe und der zukünftige Absatzmarkt schrumpft deutlich. Investoren brauchen im Sinne der Investitionssicherheit jedoch die klare Perspektive, dass erneuerbare Kraftstoffe im gesamten Verkehr ohne Enddatum eingesetzt werden können.\r\nDie politische Blockade der Nutzung von E-Fuels auch im Straßenverkehr muss beendet werden. Technologieverbote müssen abschafft werden, denn sie verhindern den Markthochlauf von Klimaschutzlösungen.\r\n\r\n\r\n•\tDas enorme Potenzial an erneuerbaren Kraftstofflösungen im In- und Ausland, die zum Klimaschutz im Verkehr beitragen können, muss entfesselt werden . Es gilt die Grundlagen für einen Aufbau von Produktionskapazitäten zu schaffen, damit marktrelevante Mengen kostengünstig produziert werden und dem gesamten Verkehrssektor zur Verfügung stehen. Die Politik muss für planbare und verlässliche langfristige Rahmenbedingungen sorgen, damit Investitionszyklen von mindestens 20 Jahren möglich und entsprechende Projekte wirtschaftlich tragfähig sind. Dazu zählt auch, gleiche Marktbedingungen für unterschiedliche Technologien zur Reduzierung der CO2-Emissionen zu schaffen. Als zentrales Kriterium sollte die wirksame CO2-Einsparung im Verkehr im Mittelpunkt stehen, an der sich die verschiedenen Technologien beweisen müssen. Sämtliche Technologien, die einen Beitrag für eine bezahlbare und klimafreundliche Mobilität leisten können, sollten eine faire Marktchance erhalten. \r\nEs bedarf passender und damit besserer Regulierungen auf nationaler wie europäischer Ebene, um Investitionen anzureizen, Investitionssicherheiten für Projekte zu bieten und schlussendlich auch den Einsatz von grünen Molekülen wie Kraftstoffen zu unterstützen. Regulative Hemmnisse und Blockaden auf europäischer und nationaler Ebene müssen beseitigt werden, da sie einen Mengenhochlauf und die attraktive Nutzung erneuerbarer Kraftstoffe verhindern.\r\n\r\n\r\nKonkret fordern wir auf, folgende Maßnahmen auf nationaler wie europäischer Ebene zu ergreifen: \r\no\tDie Abschaffung der gesetzlichen Verpflichtung, Super E5 als Benzin-Schutzsorte anbieten zu müssen. Dies blockiert Tank- und Lagerinfrastrukturen an Tankstellen für neue Kraftstoffsorten wie HVO 100. Mit Super Plus stünde davon unbenommen weiterhin ein Ottokraftstoff mit E5-Anteil zur Verfügung. \r\n\r\no\tDie Nutzung erneuerbarer Kraftstoffe sollte national durch einen ermäßigten Energiesteuersatz auf diese Kraftstoffe angereizt werden. Darüber hinaus sollte Deutschland die Umsetzung der Besteuerung von Kraftstoffen nach ihrer Klimawirkung durch eine Reform der EU-Energiesteuerrichtlinie forcieren. Niedrigere Energiesteuersätze für erneuerbare Kraftstoffe würden deren Nachteile bei den Herstellungskosten gegenüber fossilen Kraftstoffen ausgleichen. So zeigt eine neue Studie von Frontier Economics  auf, dass sich der Endver¬braucher¬preis für einen zukünftigen Kraftstoffmix mit zunehmenden E-Fuels-Anteilen in heute vergleichbaren Größenordnungen bewegen könnte, wenn auch steuerliche Anpassungen vorgenommen würden. Langfristig wären laut Studie damit Endverbraucherpreise für E-Diesel in Höhe von 1,59 Euro pro Liter und für E-Benzin in Höhe von 1,37 Euro pro Liter möglich. \r\no\tDie Änderung der europäischen Pkw- und Lkw-Flottenregulierung:\r\n\tCO2-arme Kraftstoffe haben im europäischen Kraftstoffmarkt bereits einen Anteil von 8 bis 10 Prozent. Diese CO2-Minderung sollte auf die CO2-Grenzwerte angerechnet werden (Kohlenstoffkorrekturfaktor). Damit müssten weder CO2-Vorgaben gestoppt, noch geändert werden. Durch die Anrechenbarkeit von Kraftstoffen wäre auch das faktische Verbot des Verbrenners in Neufahrzeugen vom Tisch. Die für 2026 geplante Überprüfung der Flottenregulierung muss auf 2025 vorgezogen werden.\r\n\tDie von der Politik geplante Kategorie an Neufahrzeugen, die ausschließlich mit erneuerbaren Kraftstoffen betrieben werden sollen, stellt aus logistischen wie regulativen Gründen keine ausreichende Lösung dar. Beispielsweise ist regulativ völlig unklar, ob diese Kraftstoffe einen Beitrag zu den vorgegebenen CO2-Minderungszielen in der Neuwagenflotte werden leisten können. Um den Beitrag von erneuerbaren (RED-konformen) Kraftstoffen sinnvoll zu ermöglichen, sollte innerhalb der europäischen Pkw- und Lkw-Flottenregulierung ein System zur Anrechenbarkeit dieser Kraftstoffe etabliert werden. Fahrzeugherstellern stünde damit ein breiter Technologiepfad zur Erfüllung der CO2-Minderungsvorgaben zur Verfügung.\r\n\tDie Systematik, dass sich die CO2-Bilanz eines Fahrzeugs nur nach der Nutzungsphase richtet (Tank to Wheel-Ansatz) muss durch einen Ansatz abgelöst werden, der den gesamten Lebenszyklus eines Fahrzeugs erfasst oder im ersten Schritt zumindest die Kraftstoffe mit einbezieht (Well-to-Wheel) . Dies sollte im Rahmen der geplanten Überprüfung der Flottenregulierung erfolgen, die auf 2025 vorgezogen werden sollte.\r\n\r\no\tDer Klimaschutz im Verkehr benötigt dringend eine ambitionierte Umsetzung der europäischen Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED) durch eine Anpassung der nationalen Kraftstoffregulierung (Novelle Bundes-Immissionsschutzgesetz): \r\n\tEine ambitionierte Treibhausgasminderungsquote sollte über 2030 hinaus festgelegt werden, um Investitionssicherheiten im Kraftstoffmarkt zu geben. \r\n\tDie E-Fuels-Produktion sollte mit einer ambitionierten nationalen Mengenquote für den gesamten Verkehr angereizt werden. Die derzeitigen EU-Mengenquoten für E-Fuels im Luftverkehr allein sind kein ausreichender Investitionsanreiz.\r\n\tMehrfachanrechnungen sollten schrittweise abgebaut werden.\r\n\tDie Anrechnungsobergrenzen für nachhaltig produzierte Biokraftstoffe sollten entfallen.\r\n\tEine Regulierung, die das Ende der Nutzung biogener Kraftstoffe in 2030 vorsähe, lehnen wir ab. \r\n\r\no\tDie europäische Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED) selbst muss so ausgestaltet werden, dass sie den Hochlauf von E-Fuels anreizt und nicht wie bislang hemmt:\r\n\tZiel sollte die Adressierung des gesamten Verkehrssektors hinsichtlich der Verwendung von erneuerbaren flüssigen und gasförmigen Kraftstoffen wie z. B. RFNBO (Wasserstoff, E-Fuels etc.) und fortschrittlichen Biokraftstoffen sein. Staatliche Zuweisungen nur in bestimmte Verkehrsbereiche wie Flugverkehr und Schifffahrt durch einseitige Mengenquoten müssen abgeschafft werden, da die dort benötigten Mengen keinen ausreichenden Investitionsanreiz darstellen. Zudem gilt es zu berücksichtigen, dass im Straßenverkehr eine deutlich höhere Zahlungsbereitschaft als in anderen Verkehrsbereichen, die im internationalen Wettbewerb stehen, herrscht. \r\n\tZudem benötigen Investoren für mehr Investitionssicherheit eine Ausgestaltung der RED mit der Festlegung der Erneuerbare Energien-Anteile über 2030 hinaus.\r\n\r\no\tDie CO2-Preiskomponente der nationalen Lkw-Maut sollte den Einsatz CO2-armer und CO2-neutraler Kraftstoffe berücksichtigen, da sonst Speditionen keinen Anreiz haben, solche Kraftstoffe einzusetzen. Deutschland sollte auf EU-Ebene auf eine Änderung der Eurovignettenrichtlinie hinwirken, damit sowohl national als auch EU-weit eine CO2-Bilanzierung über eine Well-to-Wheel-Betrachtung bei der Lkw-Maut möglich wird.\r\n\r\no\tWir setzen uns für die steuerliche Gleichstellung von Fahrzeugen, die ausschließlich mit Erneuerbaren Kraftstoffen betrieben werden („Nullemissionsfahrzeuge“) mit batterie¬elektrischen Fahrzeugen in den Bereichen Kfz-Besteuerung und Dienstwagen¬besteuerung ein. Wir plädieren daher für das Wiederaufgreifen eines verbesserten E-Fuels Only-Gesetzes, für welches bereits eine Verbändeanhörung  im Oktober 2024 stattfand (Referentenentwurf des Bundesministeriums für Finanzen eines Gesetzes zur steuerlichen Behandlung von lediglich mit E-Fuels betreibbaren Kraftfahrzeugen).\r\n\r\no\tProduktionskriterien der EU-Erneuerbare-Energien-Richtlinie aus 2023 für Wasserstoff und damit Wasserstoffderivaten wie E-Fuels müssen anwendungsoptimierter und Hochlauf-orientierter ausgestalten werden. Derzeit verhindern die Produktionsvorgaben durch unsichere und teils nicht erfüllbare Vorgaben den schnellen Markthochlauf und führen zu teuren und exklusiven Produkten, die im Markt nur schwer einen Absatz finden werden. So führen die derzeitigen Strombezugs- und Nachhaltigkeitskriterien für RFNBO de facto zu einem Einfuhrverbot für synthetische Kraftstoffe, die mit CO2 aus industriellen Punktquellen in Drittländern hergestellt wurden (dortiges Emissionshandels-system wird von EU gefordert). Es braucht eine Bestandsschutzregelung für bereits gebaute oder in Bau befindliche Anlagen. Es ist eine globale Kohlenstoff-strategie notwendig, um einen CO2-Kreislauf zu etablieren. Es braucht eine schnelle Etablierung einheitlicher Nachhaltigkeitskriterien (idealerweise global) und damit von Zertifizierungssystemen.\r\n\r\no\tInvestitionen in den Markthochlauf von regenerativen Kraftstoffen müssen innerhalb der EU-Taxonomie als nachhaltige Investitionen klassifiziert werden.\r\n\r\no\tEs sollten zeitlich begrenzte staatliche Förderprogramme zum Produktionsanfang vorgesehen werden, beispielsweise EU-Klimaschutzdifferenzverträge (Carbon Contracts for Difference – CCFD), die insbesondere die ersten industriellen Mengen kostentechnisch unterstützen.\r\n\r\no\tDas Pariser Klimaabkommen muss dahingehend geändert werden, dass die Emissions¬minderung von importierten E-Fuels, ebenso wie dies bereits für Biokraftstoffe möglich ist, auch im Verbrauchsland anerkannt wird und die Emissionseinsparung durch E-Fuels für die nationale Klimabilanz berücksichtigt werden kann.\r\n\r\no\tDie Politik sollte den Abbau von Handelshemmnissen, die Sicherstellung eines international fairen Wettbewerbs und die Schaffung globaler Produktions- und Nachhaltigkeitskriterien für erneuerbare Kraftstoffe einschließlich wirksamer Kontrollmechanismen vornehmen, die mit einem einheitlichen Zertifizierungssystem zur Entwicklung internationaler Märkte auf Grundlage von Energiepartnerschaften einhergehen.\r\n\r\no\tGemeinsam mit der Wirtschaft sollte eine nationale wie europäische Kraftstoff-strategie aufgesetzt werden, die das Ziel hat, durch passende Rahmen-bedingungen und begleitende Maßnahmen, nicht-fossilen Kraftstoffen möglichst schnell zur Markt¬durchdringung zu verhelfen. Die Kraftstoffwirtschaft muss auf die Weiter¬¬verarbeitung von erneuerbaren Kraftstoffen ausgerichtet und gleichzeitig eine neue Exportbranche für erneuerbare Kraftstofftechnologien aufgebaut werden.\r\n\r\no\tDer etablierte Internationale E-Fuels-Dialog mit Partnern muss fortgeführt und ausgebaut sowie ein internationaler Biokraftstoff-Dialog aufgebaut werden mit dem Ziel, gemeinsame Standards zu erarbeiten. Mit Experten aus Wissenschaft und Wirtschaft sollten im Rahmen einer nationalen Kraftstoffstrategie aktuelle Hemmnisse identifiziert, Erfordernisse formuliert und konkrete Umsetzungs-schritte für den Hochlauf regenerativer Kraftstoffe vereinbart werden.\r\n\r\n\r\nGrünes Heizöl als Lösungsvariante im Wärmemarkt berücksichtigen\r\n•\tBei der Wärmeversorgung im Gebäudesektor ist die Erreichung der Klimaziele eine große Herausforderung und nur durch eine klimazielkonforme Energieträger- und Technologieoffenheit erreichbar. Die Fokussierung auf einzelne bzw. der Ausschluss von Technologien wäre für die Wärmewende weder zielführend noch vertrauensbildend.\r\n•\tHeizungstechnologien an sich sind weder fossil noch erneuerbar, sondern es kommt auf die beim Heizen eingesetzten Energieträger an. Auch deshalb sind Verbote bestimmter Heizungstechnologien nicht begründbar, sobald sie mit erneuerbaren Energieträgern betrieben werden können.\r\n•\tNeben Wärmepumpen, Wärmenetzen, holzbasierten Brennstoffen oder Biogas wird auch der zunehmende Einsatz von erneuerbaren Flüssigbrennstoffen bzw. Grünem Heizöl eine wichtige Rolle spielen. Sie können über mehrere Pfade hergestellt werden, basierend auf Biomasse, auf biogenen Rest- und Abfallstoffen oder perspektivisch als Wasserstoffderivate.\r\n\r\n \r\nGrafik: en2x\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n•\tGrünes Heizöl kann in modernen Brennwert- und Hybridheizungen effizient eingesetzt werden. Im Markt werden neue Heizgeräte und technische Komponenten bereits mit dem „Green-Fuels-Ready“-Produktlabel gekennzeichnet und damit für den Einsatz von Grünem Heizöl bis zu 100 Prozent von den Herstellern freigegeben:\r\n\r\n\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\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n•\tErneuerbare Flüssigbrennstoffe können herkömmliches leichtes Heizöl über die zunehmende Beimischung stufenweise bis zu 100 Prozent ersetzen und somit den Hochlauf in das Zeitalter der erneuerbaren Energien maßgeblich befördern. Die einschlägige Produktnorm wurde im Jahr 2024 darauf entsprechend ausgerichtet. \r\n\r\n•\tFlüssige Energieträger gehören zu den nicht-leitungsgebundenen speicherfähigen Energiearten. Die Wärmeversorgung kann damit, unabhängig davon wie stark die Nachfrage schwankt oder wo die Heizung steht, verlässlich und individuell mit hoher Kontinuität wie gewohnt durch den Energiemittelstand bereitgestellt werden, was besonders in ländlichen Regionen oft unabdingbar ist.\r\n•\tAufgrund der vielfältigen Wohn- und Lebensrealitäten sowie individuellen Ausgangssituationen brauchen Verbraucherinnen und Verbraucher ein hohes Maß an Entscheidungsfreiheit bei der Wahl ihrer Heizungstechnik und Wärmeversorgung von morgen.\r\n\r\nEmpfehlung von UNITI: \r\nNeben der physischen Beimengung sollte vor allem die bilanzielle Anrechenbarkeit von Grünem Heizöl regulativ ermöglicht 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\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\nWeitere UNITI-Positionen zur Bundestagswahl\r\nAnpassung des Energieeffizienzgesetzes notwendig\r\nUnternehmen des mittelständischen Energiehandels sind von den Vorgaben des Energie-effizienz¬gesetzes unmittelbar betroffen, was zu einem hohen Verwaltungsaufwand sowie hohen Kosten führt. Beispielsweise muss der Kosten- und Zeitaufwand für Dritte wie Zertifizierer, Gutachter und die Einrichtung und der Betrieb von Energie- und Umwelt-managementsystemen künftig mit eingeplant werden.\r\nDas Gesetz entfaltet eine Wirkung auf den gesamten Wirtschaftsstandort Deutschland. Die Umsetzung europäischer Vorgaben aus der EU-Energieeffizienzrichtline (EED) durch das nationale Energieeffizienzgesetz ist zu überambitioniert und weitaus umfangreicher erfolgt, als dies notwendig wäre. Beispielsweise macht die EU-Regulierung keinerlei Vorgaben zur Reduzierung des Primärenergieverbrauchs. Wir empfehlen daher zum Schutz des Wirtschaftsstandortes eine Reform des Energieeffizienzgesetzes, damit dieses nicht über europäische Vorgaben hinausgeht. \r\nNotwendige Integration von Wirtschaftlichkeit und Wettbewerbsfähigkeit in die Energieeffizienzpolitik:\r\nDas Energieeffizienzgesetz sollte die wirtschaftlichen Realitäten berücksichtigen, indem es die Effizienz von Energieeinsatz im Verhältnis zur wirtschaftlichen Leistung stärker einbezieht. Eine zentrale Kennzahl könnte der Energieeinsatz pro Einheit des Bruttoinlands-produkts (BIP) sein, der nicht nur den reinen Energieverbrauch, sondern auch Produktivität und Wertschöpfung abbildet. Die Förderung von Energieeffizienzmaßnahmen darf den Wirtschaftsstandort Deutschland nicht durch übermäßige Regulierungen schwächen, sondern muss eine Balance zwischen Umweltzielen und wirtschaftlicher Wettbewerbs-fähigkeit gewährleisten.\r\nFokus auf nachhaltiges Wirtschaftswachstum legen:\r\nEine Energieeffizienzpolitik, die isoliert auf den Energieverbrauch abzielt, kann unbeabsichtigt innovationshemmend wirken und das Wirtschaftswachstum gefährden. Effizienz sollte nicht ausschließlich durch absolute Verbrauchsreduktionen definiert werden, sondern durch die Optimierung des Energieeinsatzes im Hinblick auf maximalen wirtschaftlichen Nutzen. Investitionen in technologische Innovationen und ressourcen-effiziente Produktionsmethoden können sowohl die CO2-Emissionen reduzieren als auch die Wirtschaft stärken.\r\nFörderung von energieintensiven Industrien als Innovationsmotoren:\r\nEnergieintensive Industrien leisten einen erheblichen Beitrag zur Wertschöpfung und sind ein zentraler Pfeiler des Exporterfolgs Deutschlands. Eine überzogene Regulierung, die nicht die spezifischen Anforderungen dieser Sektoren berücksichtigt, könnte ihre internationale Wettbewerbsfähigkeit nachhaltig beeinträchtigen. Stattdessen sollte das Energieeffizienz-gesetz darauf abzielen, Effizienzsteigerungen mit wirtschaftlichem Mehrwert zu fördern, indem beispielsweise Anreize für Investitionen in moderne, energieeffiziente Produktionsanlagen geschaffen werden.\r\nGanzheitlicher Effizienzbegriff für nachhaltige Entwicklung:\r\nDer Begriff der Energieeffizienz sollte stärker auf die Ressourceneffizienz im Gesamtkontext ausgerichtet sein, einschließlich wirtschaftlicher Produktivität. Die Effizienz von Energie-einsatz muss nicht nur die Reduktion von Energieverbräuchen, sondern auch den wirtschaftlichen Output und den Mehrwert der eingesetzten Energie bewerten. Dies trägt dazu bei, die Klima- und Wirtschaftsziele gleichermaßen zu erfüllen und Deutschland als Industriestandort langfristig zu sichern.\r\nBerücksichtigung sektoraler Unterschiede und Flexibilität im Gesetz:\r\nEs ist essenziell, dass das Energieeffizienzgesetz sektorale Unterschiede berücksichtigt und Raum für flexible Lösungen bietet. Branchen mit hohen Energieeinsätzen, wie die chemische oder metallverarbeitende Industrie, sollten nicht durch pauschale Vorgaben belastet werden, sondern durch anpassungsfähige Effizienzziele unterstützt werden, die den Zusammenhang zwischen Energieverbrauch, Produktion und volkswirtschaftlichem Nutzen reflektieren.\r\nEnergieinput bei Effizienzbetrachtung berücksichtigen:\r\nEnergieeffizienz sollte möglichst umfassend verstanden werden, so dass Effizienzvorgaben nicht nur die energetische Bilanz (wieviel Energie wurde bei Nutzung eingespart), sondern eine gesamtheitliche Effizienzbetrachtung beinhaltet, die beispielsweise auch den Energieaufwand zur Herstellung neuer energieeffizienter Technologien berücksichtigt. Das Ziel der Energieeffizienzpolitik, die Einsparung von CO2 durch geringere Energieaufwände zu erreichen, sollte daher nicht nur die CO2-Bilanz der Nutzungsphase, sondern Bilanz eines Technologieeinsatzes von der Herstellung über Nutzungsphase bis Recycling beinhalten. \r\nInvestitionen in weitere Energieeffizienzfortschritte könnten Wirtschaft überfordern:\r\nDeutschland zählte – angesichts des hohen Anteils des produzierenden Gewerbes an der gesamten Wirtschaftsleistung – zu den europäischen Ländern mit der höchsten Energieproduktivität bzw. der niedrigsten Energieintensität, wie folgende Grafik zeigt: \r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\r\nForderungen, den Primärenergieverbrauch bis 2050 erheblich zu senken, könnten die energienutzenden Sektoren überfordern, sofern keine zusätzlichen Maßnahmen und Investitionen erfolgen. Eine Verlagerung der Produktion in andere Industrieländer würde zudem zu einer Verminderung der Energieeffizienz im globalen Vergleich führen, da dort häufig schlechtere energieeffiziente Rahmenbedingungen herrschen.\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\nForderungen im Bereich der Energiesteuerregulierung:\r\n•\tDerzeit werden auf Wasserstoff je nach Nutzung in einem Fahrzeug mit Brennstoffzelle oder mit einem Wasserstoffmotor unterschiedliche Energiesteuersätze fällig. Wasserstoff für die Nutzung in Fahrzeugen sollte aber immer gleichbesteuert werden. Dies gilt es national anzupassen. \r\n\r\n•\tParagraph 60 des Energiesteuergesetzes ist die gesetzliche Grundlage dafür, dass Kraft- und Brennstoffstoffhändlern bei Zahlungsausfall eines Kunden ein Energiesteuer-entlastungsanspruch zusteht. Wir fordern, dass die Bundesregierung jegliche Vorhaben einer Streichung dieser europarechtskonformen Regelung  unterlässt.\r\n\r\n\r\nSaubere-Fahrzeuge-Beschaffungsgesetz zur CVD-Umsetzung flexibler gestalten\r\n•\tDie im Saubere-Fahrzeuge-Beschaffungsgesetz festgelegte E-Fahrzeug-Beschaffungsquote sollte als Beitrag für eine technologieoffenere Umsetzung der CVD-Vorgaben  zurückgenommen werden, da Kommunen und Städte mit der derzeitigen Elektro-Antriebsvorgabe überfordert und finanziell überlastet werden. \r\n•\tDie CVD sollte eine CO2-Systematik einführen, welche die CO2-Bilanzierung nicht am Auspuff, sondern gesamtbilanziell am Fahrzeug ermöglicht. Somit wären verschiedene CO2-Minderungsoptionen bei sämtlichen Fahrzeugen nutzbar, die von der CVD erfasst sind. \r\n\r\n\r\nKeine Versorgungsauflage für Ladeinfrastruktur!\r\n•\tWir lehnen jegliche Vorhaben zur Einführung einer staatlichen Versorgungs¬auflage für Tankstellen zur Errichtung und den Betrieb von (Schnell-)Ladesäulen kategorisch ab, weil dies mittelständische Unternehmen über die Maßen belasten würde und eine solche Vorgabe laut eines Rechtsgutachtens zudem rechtswidrig wäre. Zur ausführlichen Argumentation: LINK. \r\n•\tStattdessen schlagen wir eine konzertierte Aktion mit der Tankstellenwirtschaft vor, um Rahmenbedingungen für den Aufbau einer wirtschaftlich tragfähigen Ladeinfrastruktur zu klären. \r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nEnergiemittelstand bei Bürokratie und Berichtspflichten entlasten\r\n•\tDer Staat sollte sich auf seine Kernaufgaben konzentrieren, wie beispielsweise die schnelle Bearbeitung von Anträgen und das Ausstellen von Baugenehmigungen etc.\r\n•\tBei den ausstehenden Umsetzungen europäischer Vorgaben (NIS II-Richtlinie und CER-Richtlinie) zur Regulierung der Kritischen Infrastruktur sollten eventuelle Pflichten für mittelständische Unternehmen stets mit Augenmaß und mit Fokus auf die Umsetzbarkeit vorgesehen werden. Dazu gehört auch, dass bereits bestehende Schwellenwerte beibehalten werden. \r\n•\tBei der CSRD-Umsetzung für kleine und mittelständische Unternehmen sollte darauf geachtet werden, dass solche Unternehmen von Berichtspflichten ausgenommen werden.\r\n•\tBei den bislang bereits bestehenden Berichtspflichten  durch nationales und EU-Recht sollte eine gründliche Überprüfung im Hinblick auf Vereinfachung und Bürokratieentlastung stattfinden. \r\n\r\n\r\nSonntags- und Feiertagsregelungen für Autowäsche vereinheitlichen\r\nDer Bund sollte zusammen mit den Bundesländern eine bundesweit einheitliche Zulässigkeit der Waschmöglichkeit an Sonntagen ermöglichen. Der derzeitige regulative Flickenteppich führt zu Benachteiligungen von Unternehmen in Bundesländern mit Verboten. \r\n\r\n\r\nMögliche Ein- und Durchfahrbeschränkungen für Fahrzeuge differenzieren\r\nSeit der Änderung des Straßenverkehrsgesetzes haben Kommunen die Möglichkeit neben der Verkehrssicherheit auch andere Kriterien zur Gestaltung des Verkehrs heranzuziehen. Wir fordern den Bundesgesetzgeber zur Klarstellung auf, dass ein Beitrag zum Umwelt- und Klimaschutz auch dadurch erfolgt, dass Fahrzeuge mit erneuerbaren Kraftstoffen genutzt werden und dadurch gesamtbilanziell eine neutrale CO2-Nutzungsbilanz aufweisen können. Es sollte dadurch vermieden werden, dass Ein- und Durchfahrbeschränkungen für Fahrzeuge mit Dieselmotor ausgesprochen werden können, wenngleich diese nicht mit fossilen Kraftstoffen genutzt werden.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitales und Verkehr (BMDV) (20. WP)","shortTitle":"BMDV (20. 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Die Wahlfreiheit und Effizienz von Zahlungsverfahren haben nicht nur unmittelbare Auswirkungen auf Verbraucher und Unternehmen, sondern beeinflussen auch den europäischen Binnenmarkt und die digitale Souveränität Deutschlands und der EU.\r\nIn den vergangenen Jahren haben sich die Veränderungstrends im Zahlungsverkehr zunehmend dynamisiert. Die Bargeldakzeptanz geht konstant, auch nach der Corona-Pandemie, zurück, während digitale und mobile Bezahlverfahren rasant an Bedeutung gewinnen. Dies gilt in allen Bereichen, vom E-Commerce über den Mobile Commerce bis hin zum stationären Handel.\r\nIn diesem Prozess zeigt sich eine zunehmende Dominanz außereuropäischer Zahlungssysteme, die den Wettbewerb sowie die Innovationskraft nationaler und europäischer Anbieter und deren wirtschaftliche Unabhängigkeit herausfordern. Vielmehr ist zu beobachten, dass die erreichten Erfolge nationaler sowie europäischer Regulierung, z. B. von Interbankenentgelten, zurückgedrängt werden und durch das Wachstum anderer Kostenfaktoren und Gebühren strategisch aufgehoben werden.\r\nDiese Entwicklung hat direkte gesellschaftspolitische Implikationen: Sie beeinflusst die Kostenstruktur für Verbraucher und Handel, beeinträchtigt die Transparenz von Gebühren sowie die Datensouveränität und die technologische Autonomie Deutschlands und der EU.\r\nOffene, faire und effiziente Zahlungssysteme sind daher nicht nur eine wirtschaftliche Notwendigkeit, sondern auch eine gesellschaftspolitische Aufgabe. Die Bundesregierung in Verbindung mit den europäischen Institutionen sollte sich aktiver als bisher mit der Weiterentwicklung der regulatorischen Rahmenbedingungen befassen, um eine nachhaltige Zahlungsinfrastruktur zu gewährleisten, die sowohl den Verbraucherschutz als auch die wirtschaftliche Wettbewerbsfähigkeit fördert\r\nZiel dieses Papiers ist es, konkrete Bereiche und Handlungsansätze zur Stärkung nationaler und europäischer Zahlungssysteme aufzuzeigen, um Transparenz, Wettbewerb und Verbraucherfreundlichkeit im Zahlungsverkehr zu verbessern.\r\n2\r\nHandlungsbereiche:\r\nVereinfachung der Interbankentgeltregulierung\r\nWir wollen für mehr Transparenz bei den Kosten der Zahlungsarten sorgen und setzen uns für eine Überarbeitung der europäischen Regulierung zu Interbankenentgelten, der sogenannten MIF-Verordnung, ein.\r\nWir streben eine Vereinfachung der Verordnung durch den Einbezug aller Kostenbestandteile und die Einführung von Obergrenzen bei allen Kartenzahlungen an, damit Umgehungen verhindert und der Verbraucherschutz sowie der Wettbewerb gestärkt werden. Zudem sollten die Systemvorgaben dominanter Zahlungssysteme überprüft werden und Handel sowie Verbraucher mehr Einflussmöglichkeiten erhalten, sodass individuelle Absprachen zwischen Zahler und Zahlungsempfänger erleichtert werden.\r\nZahlungsdienste auf Marktbedürfnisse ausrichten\r\nBei den meisten Zahlungsarten können Verbraucher keine fundierte Entscheidung über die Wahl eines Zahlverfahrens treffen, da ihnen die Transparenz über die Kosten fehlt, die sie beispielsweise mit der Wahl von Kreditkarten verursachen. Daher setzen wir uns dafür ein, dass die europäische Regulierung zu Zahlungsdiensten den Beteiligten die Möglichkeit einräumt, anfallende Kosten an die Verursacher weiterzugeben. Zudem sollen Gutscheine und Geschenkkarten auch weiterhin von der Anwendung einer starken Kundenauthentifizierung ausgenommen bleiben.\r\nFortentwicklung des nationales Zahlsystem in Verbindung mit der Marktetablierung der Europäischen Payment Initiative EPI\r\nEine Vielzahl von Unternehmen hat die girocard über Jahrzehnte hinweg durch ihre Akzeptanz und seit einiger Zeit auch durch den kontinuierlichen Austausch mit der Deutschen Kreditwirtschaft (DK) zum führenden und zugleich effizientesten unbaren Zahlungsmittel entwickelt. Die große Akzeptanz der girocard im Handel kann als Indikator ihres Erfolges sowie als bedeutender Beitrag des Handels zur Stabilisierung des Girokontomodells der ausgebenden Banken in Deutschland betrachtet werden.\r\nAls Produkt der Deutschen Kreditwirtschaft (DK) ist die girocard ein Zahlungsinstrument unter nationaler Regie, das unabhängig von externen Einflüssen – insbesondere im Kontext aktueller weltpolitischer Entwicklungen – betrieben wird. Angesichts des veränderten Kartenausgabeverhalten einiger Banken zugunsten internationaler Debitkarten ist es jedoch umso dringlicher, die girocard zukunftsfähig weiterzuentwickeln, um sie als starkes nationales Zahlverfahren zu erhalten. Wir unterstützen daher die Bemühungen der DK und der EKS zur Weiterentwicklung der girocard. Wir sind dazu bereit, gemeinsam und kooperativ mit der DK an der Erhaltung und Weiterentwicklung dieses nationalen Zahlungssystems zu arbeiten. Entscheidend ist dabei, dass die Transformation des Handels hin zu digitalisierten Verkaufskanälen durch eine längst überfällige Integration der girocard in den Mobile Commerce und E-Commerce ermöglicht wird.\r\n3\r\nSolange die Akzeptanzseite nicht als kooperativer Bestandteil der Organisationsstruktur der girocard etabliert ist, muss die DK mit ihren Mitgliedsbanken die Markt- und Wettbewerbsverantwortung tragen, ebenso wie die Verantwortung für Produktentwicklung und entsprechende Investitionen. Dennoch ist dies verbunden mit einer konsequenten Einbeziehung der Akzeptanten und Verbraucher. Neue Gebührenelemente, die die Akzeptanzseite zur Vorfinanzierung zwingt, wären hingegen der falsche Weg.\r\nNeben der nachhaltigen Weiterentwicklung der girocard unterstützen wir zudem in gleicher Weise die Etablierung der europäischen Zahlart wero der European Payment Initiative (EPI) als eine mittelfristige Perspektive für ein gesamteuropäisches Zahlsystem. Auch hier gilt, dass eine nachhaltige Berücksichtigung der Handelsinteressen gewährt sein muss.\r\nPotential eines digitalen Euros ausschöpfen\r\nDie Einführung eines digitalen Euros ermöglicht neben geopolitischer Unabhängigkeit auch die Etablierung zukünftiger innovativer Mehrwertdienste. Wir setzen uns dafür ein, bedingte Zahlungen möglichst frühzeitig zu integrieren, um das Potenzial zu sichern. Darüber hinaus sollte sich die Transaktion eines digitalen Euros so nah wie möglich an einer „digitalen Form von Bargeld“ orientieren — ein Höchstmaß an privater Anonymität und praktikabler Handhabung sind essenziell. Eine Kostenbelastung der Akzeptanzseite muss durch Obergrenzen eingedämmt werden. Eine gesetzliche Verpflichtung zur Akzeptanz ist nicht zielführend.\r\nBargeldnutzung nachfrageorientiert gestalten\r\nWir müssen akzeptieren, dass Verbraucher immer weniger mit Bargeld zahlen wollen. Eine unbedingte Akzeptanzpflicht von Bargeld ist nicht zielführend und belastet den Handel mit unnötigen und relativ steigenden Kosten. Ein Angebot ohne entsprechende Nachfrage ist nicht nachvollziehbar. Daher wollen wir, dass Kunden dort mit Bargeld zahlen können, wo sie es für notwendig halten.\r\nWir setzen uns für praktikable Ausnahmeregelungen ein, insbesondere in Bereichen wie der Elektromobilität, in denen ausschließlich digitale Geschäftsmodelle existieren, um einen Kompromiss zwischen Nachfrage und Wirtschaftlichkeit zu erreichen.\r\nUm eine effiziente Bargeldlogistik auch bei sinkender Nachfrage aufrechterhalten zu können, müssen Banken ein Dienstleistungsangebot auch für Gewerbetreibende sicherstellen. Dazu gehören die Bereitstellung von Münzen für Unternehmen und die Möglichkeit, Tagesumsätze einzuzahlen. Zudem müssen die Digitalisierung und Automatisierung der Prozesse vorangetrieben, überflüssige Bürokratie abgebaut und der Markt der Wertdienstleister gestärkt werden.\r\n4\r\nBeirat Zahlungsverkehr: Payment verstehen und einfach gestalten\r\nDie Aufgaben und Verantwortlichkeiten der Politik für ein effizientes Payment zwischen Verbrauchern und der Wirtschaft sind vielfältig. Dazu ist es notwendig, die Regierung im Hinblick auf die Nutzer — das sind Verbraucher auf der einen Seite sowie Handel und Dienstleister auf der anderen Seite — bei der Umsetzung praktikabler und wirtschaftlicher Zahlungsarten zu beraten. Es gilt, den Interessen der Finanzwirtschaft eine neutrale Stimme zu geben, die beide Seiten des Marktes — Zahler und Akzeptanten — berücksichtigt. Ein Beirat soll die Ministerien beraten und zu einer ausgewogenen Gestaltung der Rahmenbedingungen im Zahlungsverkehr zwischen Privatpersonen und gewerblichen Unternehmen aus folgenden Gründen beitragen:\r\n1. Weiterentwicklung nationaler Zahlungssysteme\r\nDie girocard und Instant Payments sollten nutzerfreundlich ausgebaut und zukunftsfähig gemacht werden. Der Kauf auf Rechnung im E-Commerce sollte erhalten bleiben. Gutschein- und Prepaid-Produkte dürfen nicht durch weitere Regulierung eingeschränkt werden.\r\n2. Europäische Zahlungsinitiativen unterstützen\r\nNeue Lösungen wie Wero (EPI) und der digitale Euro brauchen eine ausgewogene Gestaltung, um Innovation und Wettbewerb zu fördern.\r\n3. Mehrwerte im Payment schaffen\r\nZahlungssysteme sollten effizienter, sicherer und kundenfreundlicher werden, ohne Unternehmen oder Verbraucher einseitig zu benachteiligen.\r\n4. Wettbewerb und Regulierung ausbalancieren\r\nDer Beirat kann sicherstellen, dass Banken, FinTechs und Händler unter fairen Bedingungen agieren.\r\n5. Evidenzbasierte Politikgestaltung\r\nWissenschaftliche Analysen und Marktstudien helfen, regulatorische Entscheidungen fundiert zu treffen und Zukunftstrends frühzeitig zu erkennen.\r\nFazit: Ein Payment-Beirat stellt eine neutrale Plattform dar, um Ministerien praxisnah zu beraten und den Zahlungsverkehr in Deutschland und Europa innovativ und wettbewerbsfähig zu gestalten.\r\nHandelsverband Deutschland – HDE – e. V.\r\nUlrich Binnebößel\r\nAbteilungsleiter Zahlungsverkehr & Logistik\r\nTel: 030 – 726250-62\r\nE-Mail: binneboessel@hde.de\r\nHotelverband Deutschland (IHA) e. V. Tobias Warnecke Geschäftsführer Tel: 030 – 590099-696 E-Mail: warnecke@hotellerie.de\r\nUNITI Bundesverband EnergieMittelstand e. V. RA Elmar Kühn Hauptgeschäftsführer\r\nTel: 030 – 755414-300 E"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-04-25"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0018604","regulatoryProjectTitle":"Allgemeine wirtschaftliche Ausführungen zur geplanten Änderung des Ladesäulenrechts und dabei notwendige faire und einheitliche Regeln","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/5c/75/592065/Stellungnahme-Gutachten-SG2507250023.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":"zum Entwurf des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie der Verordnung zur Neuordnung des Ladesäulenrechts (4. LSV-Novelle)\r\n2\r\nBundesministerium für Wirtschaft und Energie\r\nReferat IVA6\r\nChausseestraße 23\r\n10115 Berlin\r\nSehr geehrte Damen und Herren,\r\nfür die Möglichkeit der Abgabe einer Stellungnahme anlässlich der Verbändeanhörung zum Entwurf des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie der Verordnung zur Neuordnung des Ladesäulenrechts (4. LSV-Novelle) betreffend, danken wir.\r\nWie bereits in unserer Stellungnahme vom 07. August 2024 ausgeführt, sind aus unserer Sicht zunächst allgemeine wirtschaftliche Ausführungen zur Änderung des Ladesäulenrechts angezeigt.\r\nFaire und einheitliche Regeln verhindern Wettbewerbsverzerrungen zwischen Betreibern von Ladeinfrastrukturen. Ohne einheitliche Standards könnten einige Anbieter unfaire Wettbewerbsvorteile erlangen, indem sie günstigere, aber weniger transparente Preismodelle anbieten. Dies sorgt gerade nicht für einen fairen Wettbewerb, der Innovationen und Investitionen in die Ladeinfrastruktur fördert.\r\nDie Aufsichtsbehörde sollte im Sinne des Verbraucherschutzes eine aktive Marktaufsicht übernehmen. Angesichts des neu eingefügten § 5 Absatz 4 LSV wird dies jedoch nach unserer Ansicht nicht gewährleistet (siehe dazu unten 1.).\r\nKlare und transparente Preisangaben sind entscheidend für Verbrauchervertrauen. Einheitliche Standards und transparente Preisangaben schützen Verbraucher vor unfairen Praktiken und versteckten Kosten. Dies fördert das Vertrauen der Nutzer in die Elektromobilität und unterstützt informierte Entscheidungen. Leider stellt der Entwurf aus unserer Sicht keine ausreichende Preistransparenz sicher (siehe dazu unten 2.)\r\nInsbesondere enthält die 4. LSV-Novelle einen grundsätzlichen Fehler im Marktdesign:\r\nDer E-Mobility Provider (EMP) bestimmt den Endkundenpreis, hat aber keinen Einfluss auf die tatsächlichen Ladebedingungen vor Ort (Verfügbarkeit, Geschwindigkeit, Netzauslastung etc.). Der Charge Point Operator (CPO), also der technische Betreiber der Ladeinfrastruktur, der tatsächlich investiert und betreibt, kann nicht direkt den Preis am Ladepunkt steuern\r\nwenn EMPs beteiligt sind. Daraus ergibt sich eine Entkopplung von Leistung und Preissignal – was ökonomisch ineffizient ist, Fehlanreize bei Investitionen auslöst und zur Intransparenz der Preise beim Endkunden führt.\r\nSchließlich hat der Verordnungsgeber darauf verzichtet, Übergangsfristen für die vorgesehene Verpflichtung zur unmittelbaren Nachrüstung von Schnellladesäulen, die vor dem 13. April 2024 errichtet wurden, vorzusehen. Dies führt zu erheblichen wirtschaftlichen Risiken (siehe dazu unten 3.)\r\n1.\r\nFehlendes Level Playing Field durch unverbindliche Aufsichtspflicht der Bundesnetzagentur\r\nMit dem neu eingefügten § 5 Abs. 4 LSV wird der Bundesnetzagentur lediglich die Möglichkeit eingeräumt, Informationen an die Mess- und Eichbehörden der Länder weiterzugeben und – implizit – Verstöße gegen AFIR-Vorgaben zu verfolgen. Diese Formulierung als Kann-Vorschrift (Ermessensentscheidung der Bundesnetzagentur) ist aus Sicht der UNITI nicht ausreichend, um ein tatsächlich wirksames Marktaufsichtsregime zu etablieren. Die AFIR verlangt eine verbindliche und konsequente Durchsetzung der Vorgaben durch die zuständigen nationalen Behörden.\r\nGerade im Bereich der Preistransparenz und diskriminierungsfreien Zugänglichkeit entstehen durch fehlende Kontrolle massive Wettbewerbsverzerrungen: Während große Anbieter mit vertikaler Integration bevorzugte Konditionen für Flottenkunden oder White-Label-Partner realisieren, zahlen Endkunden beim Ad-hoc-Laden bis zu drei Mal höhere Preise – ohne, dass eine technische oder vertragliche Rechtfertigung nachvollziehbar wäre.\r\nEin echter Wettbewerb braucht gleiche Regeln für alle Marktteilnehmer. Daher fordern wir eine verpflichtende und systematische Kontrolle der Einhaltung der AFIR durch die Bundesnetzagentur – insbesondere auch im Hinblick auf diskriminierende Preisgestaltung und die Pflicht zur diskriminierungsfreien Zugänglichkeit.\r\n2.\r\nUnzureichende Preistransparenz trotz Fortschreibung der PAngV für Bestandsinfrastruktur\r\nDie geplante Anpassung der Preisangabenverordnung (PAngV) – insbesondere durch den neuen § 14 Abs. 3 – ist grundsätzlich zu begrüßen, da sie auch Bestands-Schnellladesäulen > 50 kW in die Pflicht nimmt. Allerdings reichen die dort vorgesehenen Instrumente aus Sichtder Praxis nicht aus, um eine transparente und nachvollziehbare Preisangabe für alle Nutzergruppen sicherzustellen.\r\nInsbesondere folgende Problempunkte bleiben ungelöst:\r\n- Komplexität dynamischer Preismodelle\r\n- Intransparente Preisbestandteile (z. B. Blockiergebühren)\r\n- Informationsasymmetrie zwischen Vertrags- und Ad-hoc-Kunden\r\nDamit läuft die beabsichtigte Verbraucherschutzwirkung ins Leere. Für eine wirksame Preistransparenz braucht es klare und verpflichtende Vorgaben zur Darstellung – z. B. über standardisierte Preisaushänge in Kombination mit einer verpflichtenden digitalen Anzeige vor Ladebeginn – sowie eine konsequente Durchsetzung durch die Marktaufsicht.\r\n3.\r\nSofortige Nachrüstungspflicht ohne Übergangsfristen als wirtschaftliches Risiko\r\nDie vorgesehene Verpflichtung zur unmittelbaren Nachrüstung aller Schnellladepunkte mit einer Leistung ab 50 kW, die vor dem 13. April 2024 errichtet wurden, stellt viele Betreiber – insbesondere im mittelständischen Bereich – vor erhebliche operative und wirtschaftliche Herausforderungen.\r\nZum einen fehlt es an einer realistischen Übergangsfrist, um Geräteverfügbarkeiten, bauliche Anpassungen und IT-Systemintegration sinnvoll planen und umsetzen zu können. Zum anderen sind barrierefreie, outdoorfähige Zahlungsterminals nach den Anforderungen des BFSG (Barrierefreiheitsstärkungsgesetz) aktuell nur eingeschränkt verfügbar. Lieferzeiten, Zertifizierungsprozesse und hohe Kosten verschärfen die Lage zusätzlich.\r\nBetreiber älterer Ladepunkte sehen sich gezwungen, zu investieren – häufig ohne Planungssicherheit oder Rentabilitätsaussicht. Dies gefährdet die Wirtschaftlichkeit und kann zu Stilllegungen führen – was dem Ausbauziel der Bundesregierung direkt entgegenläuft. Aus Sicht der UNITI ist daher zumindest eine weitere sechsmonatige Übergangsfrist zwingend erforderlich.\r\nFür Fragen stehen wir sehr gern zur Verfügung.\r\n5\r\nKontakt\r\nRA Elmar Kühn\r\nHauptgeschäftsführer\r\nE-Mail: kuehn@uniti.de\r\nTel.: +49 (0)30/755 414-300\r\nDominik Hellriegel\r\nLeiter Politik\r\nE-Mail: hellriegel@uniti.de\r\nTel.: +49 (0)30/755 414-416\r\nMarkus Robrecht\r\nLeiter Recht\r\nE-Mail: robrecht@uniti.de\r\nTel.: +49 (0)30/755 414-406\r\nÜber UNITI\r\nDer UNITI Bundesverband EnergieMittelstand e.V. repräsentiert in Deutschland rund 90 Prozent\r\ndes mittelständischen Energiehandels und bündelt die Kompetenzen bei Kraftstoffen,\r\nBrennstoffen sowie Schmierstoffen. Täglich frequentieren über 4,3 Millionen Kunden die ca. 8.600\r\nStraßentankstellen der UNITI-Mitgliedsunternehmen, welche ca. 62 Prozent des\r\nStraßentankstellenmarktes ausmachen. Mit etwa 3.700 freien Tankstellen sind bei UNITI zudem\r\nfast 70 Prozent der freien Tankstellen organisiert. Überdies versorgen die UNITI-Mitglieder etwa\r\n20 Millionen Menschen mit Wärme. Die Verbandsmitglieder decken rund 80 Prozent des\r\nGesamtmarktes für flüssige und feste Brennstoffe ab. Ebenso zählen mit einem Marktanteil von\r\nüber 50 Prozent die meisten unabhängigen mittelständischen Schmierstoffhersteller und\r\nSchmierstoffhändler in Deutschland zum Verband. Die rund 1.000 Mitgliedsfirmen von UNITI\r\nerzielen einen jährlichen Gesamtumsatz von etwa 95 Milliarden Euro und beschäftigen rund\r\n100.000 Arbeitnehmer in Deutschland.\r\nLobbyregister-Nr. im Lobbyregister beim Deutschen Bundestag: R002822"},"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":"2025-07-04"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0018605","regulatoryProjectTitle":"Gesetzesvorhaben zur europäischen CSRD-Richtlinie abwarten und Energiemittelstand aus dem unmittelbaren und mittelbaren Anwendungsbereich herausnehmen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/71/18/592067/Stellungnahme-Gutachten-SG2507250024.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":"Berlin, 21.07.2025\r\nzum Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2022/2464 hinsichtlich der Nachhaltigkeitsberichterstattung von Unternehmen in der durch die Richtlinie (EU) 2025/794 geänderten Fassung\r\n2\r\nAn das\r\nBundesministerium der Justiz\r\nund für Verbraucherschutz\r\nReferat IIIA2\r\n11015 Berlin\r\nSehr geehrte Damen und Herren,\r\nhiermit nehmen wir als UNITI Bundesverband EnergieMittelstand e.V. Stellung zum Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2022/2464 hinsichtlich der Nachhaltigkeitsberichterstattung von Unternehmen in der durch die Richtlinie (EU) 2025/794 (nachfolgend „CSRD-Richtlinie“) geänderten Fassung.\r\nDie Absicht der Bundesregierung, „alle betroffenen deutschen Unternehmen rasch und rechtssicher von den Vereinfachungen profitieren“ zu lassen, begrüßen und unterstützen wir.\r\nDer vorliegende Gesetzesentwurf setzt die EU-Richtlinie 2022/2464 (CSRD-Richtlinie) in deutsches Recht um. Wegen des laufenden Vertragsverletzungsverfahrens sieht das BMJV eine besondere Eilbedürftigkeit. Allerdings ist auf europäischer Ebene die Änderung der CSRD- Richtlinie weder inhaltlich noch formell abgeschlossen. Im Wesentlichen wurde auf europäischer Ebene eine zeitliche Verschiebung beschlossen, was wir sehr begrüßen (siehe „Omnibus I“-Paket, welches Stop-the-Clock-Richtlinie (COM(2025) 80 final) beinhaltet). Ein inhaltlicher Konsens, insbesondere im Hinblick auf die Schwellenwerte, wurde aber noch nicht gefunden. Insofern besteht die Gefahr, dass das CSRD-Umsetzungsgesetz nochmals geändert und an die europäische CSRD-Richtlinie angepasst werden muss. Im Hinblick auf eine Planungssicherheit – besonders für den Energiemittelstand – wäre es daher zu empfehlen, das Gesetzesvorhaben zur europäische CSRD-Richtlinie abzuwarten.\r\nI. Betroffenheit\r\nDie unmittelbare und direkte Betroffenheit unserer Mitglieder hängt maßgeblich von den Schwellenwerten ab. Die EU-Kommission hat vorgeschlagen, die Pflichten auf sehr große Unternehmen (> 1.000 MA, > 50 Mio. € Umsatz oder > 25 Mio. € Bilanzsumme) zu beschränken. Dies hatte die deutsche Wirtschaft vehement gefordert. Allerdings ist unserer Ansicht nach die geplante Mitarbeiterzahl noch nicht ausreichend hoch angesetzt. Durch die Schwelle von 1.000 Mitarbeitern wären immer noch viele Mitgliedsunternehmen unseres Verbandes direkt betroffen. Da die Umsetzung der CSRD-Richtlinie gerade bei dem deutschen Energiemittelstand erhebliche finanzielle Aufwände bedeuten und Ressourcen binden wird, ist es angezeigt, den Schwellenwert deutlich zu erhöhen. Die Erhöhung des Schwellenwertesist auch deshalb angezeigt, weil der Gesetzeszweck beim deutschen Mittelstand nicht erreicht wird (siehe dazu unten II. 2.).\r\nWenn die Schwellenwerte deutlich erhöht werden, sind unsere Mitglieder zum ganz überwiegenden Teil auch betroffen, nämlich mittelbar. Kleine und mittlere Kapitalgesellschaften (KMU) sind zwar nach dem Gesetz eigenständig nur dann betroffen, wenn sie börsennotiert sind (§ 289b Abs. 1 HGB-E). Dies sind die wenigsten KMU`s.\r\nKleine und mittlere Unternehmen (KMU) sind vom CSRD-Umsetzungsgesetz mittelbar betroffen, auch wenn sie nicht direkt berichtspflichtig sind. Die indirekten Auswirkungen ergeben sich vor allem durch die Lieferkettenanforderungen großer Unternehmen. Große Unternehmen, die unter die Nachhaltigkeitsberichtspflicht fallen, müssen auch über ökologische und soziale Aspekte entlang ihrer Lieferkette berichten. Dazu fordern sie von ihren Zulieferern (oft KMU) spezifische ESG-Daten (z. B. CO₂-Emissionen, Arbeitsbedingungen, Umweltmaßnahmen). KMU müssen deshalb zunehmend eigene Nachhaltigkeits-informationen erheben und bereitstellen, obwohl sie selbst keine Berichte veröffentlichen müssen.\r\nViele KMU haben bislang keine systematische Nachhaltigkeitsdokumentation – es entsteht ein Know-how- und Ressourcendefizit.\r\nII. Bewertung und Kommentierung des Entwurfs zum CSRD-Umsetzungsgesetzes\r\nFormal enthält das Gesetz diverse Detailregeln: Der Jahresabschluss muss bereits bei Aufstellung unterschrieben und datiert werden (§ 245 HGB-E). Der Konzernlagebericht muss im Rahmen des einheitlichen elektronischen Berichtsformats (ESEF) gemäß Artikel 3 der Delegierten Verordnung (EU) 2019/815 aufbereitet sein (XHTML: Extensible Hypertext Markup Language sowie XBRL-Tags (iXBRL – inline XBRL: Bestimmte Finanzdaten und Kennzahlen im Konzernabschluss werden zusätzlich maschinenlesbar durch XBRL-Tags ausgezeichnet). Ab dem Berichtsjahr 2024/2025 wird die Pflicht zur Tagging-Erweiterung auch auf den Konzernlagebericht bzw. Nachhaltigkeitsbericht ausgeweitet (z. B. gemäß CSRD). Die Geschäftsleiter leisten künftig „Versicherungen“ im Lagebericht nicht nur für Finanzdaten, sondern auch für den Nachhaltigkeitsbericht (§ 289h HGB-E). Die neuen EU-Standards (ESRS) werden dabei verbindlicher Bezugsrahmen für Berichtsinhalt und Prüfung. Grundsätzlich folgt Deutschland der EU-Vorgabe zu einer „1:1“-Umsetzung, wobei einige Wahlrechte (z.B. Privilegierung von Prüfungsberichten) genutzt werden. Insgesamt schafft das Gesetz einen eigenständigen Rechtsrahmen für CSRD-Berichte im HGB, der die bisherigen Offenlegungsvorschriften erheblich erweitert (neben den bilanziellen Inhalten stehen nun umfassende Nachhaltigkeitsdaten im Fokus).\r\n4\r\n1.\r\nGesetzgeberisches Ziel\r\nDer Gesetzgeber verfolgt folgendes Ziel:\r\n„Die mit der CSRD EU-weit eingeführte Nachhaltigkeitsberichterstattung von Unternehmen ermöglicht es Investoren, Verbrauchern und anderen Stakeholdern, den Nachhaltigkeitsbeitrag von Unternehmen zu bewerten und darauf basierend Entscheidungen, etwa bei Investitionen oder im Bereich des privaten Konsums, zu treffen.“\r\nAus unserer Sicht ist dieses Ziel mit der CSRD-Richtlinie und dem CSRD-Umsetzungsgesetz - jedenfalls bei dem deutsche Energiemittelstand - nicht oder nur bedingt zu erreichen.\r\nPositiv ist, dass die EU-Kommission KMU entlasten will: Vorgesehen ist z.B. eine „Wertschöpfungsketten-Obergrenze“, sodass berichtspflichtige Großunternehmen von KMU nur Informationen nach einem freiwilligen Standard (VSME) verlangen. Außerdem hat die EU-Kommission vorgeschlagen, die Pflichten auf sehr große Unternehmen (> 1.000 MA, > 50 Mio. € Umsatz oder > 25 Mio. € Bilanzsumme) zu beschränken. Es wurden zudem die Fristen gestaffelt: Die ersten großen Unternehmen (Welle 1) sollen noch 2025 berichten, für KMU (Welle 3, kapitalmarktorientierte kleine und mittlere) rückt die erste Berichtsperiode auf das Geschäftsjahr 2028 (statt ursprünglich 2026).\r\n2.\r\nZielerreichung aus Sicht des Energiemittelstands\r\nDie geplante Umsetzung der CSRD-Richtlinie benachteiligt besonders den deutschen Energiemittelstand. Zudem ist das erklärte Ziel nicht zu erreichen:\r\nKleine und mittlere Kapitalgesellschaften (KMU) sind nach dem Gesetz eigenständig nur dann betroffen, wenn sie börsennotiert sind (§ 289b Abs. 1 HGB-E). Für diesen Fall bietet § 289d HGB-E Erleichterungen: KMU können ihre Berichte auf die wesentlichen Angaben (u.a. Geschäftsmodell, Politik, Hauptauswirkungen und -risiken, wichtigste Kennzahlen) beschränken. Reine Kleine GmbHs ohne Börsennotierung bleiben zwar im Kerngesetz unberührt, erhalten aber mittelbar Pflichten durch ihre Einbindung in die Lieferkette (größere Geschäftspartner fragen ESG-Daten an).\r\nInvestoren (insb. institutionelle wie Fonds, Banken, Pensionskassen) sind zunehmend gesetzlich verpflichtet, Nachhaltigkeitsrisiken zu berücksichtigen (z. B. nach der EU-Taxonomie, SFDR). Sie nutzen ESG-Ratings und Nachhaltigkeitsberichte aktiv – nicht zuletzt wegen Reputations- und Risikomanagement.\r\nDies gilt jedoch scheinbar nicht mehr für Investoren aus dem anglo-amerikanischen Bereich. Beispielsweise hat der größte Vermögensverwalter, BlackRock, im Januar 2025 die Mitgliedschaft in der UN-Klimainitiative Net Zero Asset Managers (NZAMI) beendet. Die Unterstützung von ESG-bezogenen Aktionärsanträgen (\"proxy votes\") ist seit 2021 starkzurückgegangen: Im Jahr 2023/24 unterstützte BlackRock nur 4 % dieser Anträge (vorher: ca. 6,5 %).\r\nDas bedeutet, dass die CSRD-Berichterstattung nicht den beabsichtigten Effekt haben wird.\r\nZudem tritt dieser Effekt nur bei den Industrien und Branchen ein, die ihr Geschäft über Investoren finanzieren. Dies ist bekanntlich bei dem deutschen Mittelstand nicht der Fall.\r\nDas Ziel der Gesetzesinitiative, u.a. Investoren zu überzeugen, lässt sich - wenn überhaupt - nur bei Großunternehmen erreichen. Sofern aber neben den großen Unternehmen auch KMU´s der Berichterstattung unterliegen, kommt dies nur großen Unternehmen zugute und bedeutet einen Wettbewerbsnachteil für den deutschen (Energie)Mittelstand.\r\nSoweit es das erklärte Ziel der CSRD-Umsetzung ist, durch die Nachhaltigkeitsberichterstattung den Verbrauchern eine fundierte Kaufentscheidung zu ermöglichen, erscheint dies lebensfremd. Kaum ein Verbraucher wird vor einer Kaufentscheidung einen Nachhaltigkeitsbericht lesen. Zudem dominiert bei einer Kaufentscheidung - gerade in wirtschaftlich schwierigen Zeiten (Inflation, Kaufkraftverlust) - oft der Preisfaktor. Es fehlt zudem an zugänglicher Kommunikation: Der durchschnittliche Verbraucher versteht weder ESRS-Standards noch XBRL-Formatierungen (eXtensible Business Reporting Language).\r\nWir halten es daher für geboten, den deutschen Energiemittelstand, weitestgehend aus dem unmittelbaren und mittelbaren Anwendungsbereich der CSRD-Richtlinie und des CSRD-Umsetzungsgesetzes herauszunehmen. Dies sollte bei der unmittelbaren Betroffenheit durch eine deutliche Erhöhung der Mitarbeiterschwelle erfolgen. Bei der mittelbaren Betroffenheit sollten die Pflichten der KMU zur Bereitstellung von Nachhaltigkeitsinformationen an die großen Unternehmen – quantitativ und qualitativ –, möglichst geringgehalten werden.\r\nFür Fragen stehen wir gern zur Verfügung.\r\n6\r\nKontakt\r\nRA Elmar Kühn\r\nHauptgeschäftsführer\r\nE-Mail: kuehn@uniti.de\r\nTel.: +49 (0)30/755 414-300\r\nDipl. Verw.Wiss. Dominik Hellriegel\r\nLeiter Politik\r\nE-Mail: hellriegel@uniti.de\r\nTel.: +49 (0)30/755 414 – 416\r\nRA Markus Robrecht\r\nLeiter Recht\r\nE-Mail: robrecht@uniti.de\r\nTel.: +49 (0)30/755-414-406\r\nÜber UNITI\r\nDer UNITI Bundesverband EnergieMittelstand e.V. repräsentiert in Deutschland rund 90 Prozent\r\ndes mittelständischen Energiehandels und bündelt die Kompetenzen bei Kraftstoffen,\r\nBrennstoffen sowie Schmierstoffen. Täglich frequentieren über 4,3 Millionen Kunden die ca. 8.600\r\nStraßentankstellen der UNITI-Mitgliedsunternehmen, welche ca. 62 Prozent des\r\nStraßentankstellenmarktes ausmachen. Mit etwa 3.700 freien Tankstellen sind bei UNITI zudem\r\nfast 70 Prozent der freien Tankstellen organisiert. Überdies versorgen die UNITI-Mitglieder etwa\r\n20 Millionen Menschen mit Wärme. Die Verbandsmitglieder decken rund 80 Prozent des\r\nGesamtmarktes für flüssige und feste Brennstoffe ab. Ebenso zählen mit einem Marktanteil von\r\nüber 50 Prozent die meisten unabhängigen mittelständischen Schmierstoffhersteller und\r\nSchmierstoffhändler in Deutschland zum Verband. Die rund 1.000 Mitgliedsfirmen von UNITI\r\nerzielen einen jährlichen Gesamtumsatz von etwa 95 Milliarden Euro und beschäftigen rund\r\n100.000 Arbeitnehmer in Deutschland.\r\nLobbyregister-Nr. im Lobbyregister beim Deutschen Bundestag: R002822"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz (BMJV)","shortTitle":"BMJV","url":"https://www.bmj.de/DE/Startseite/Startseite_node.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-21"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0018606","regulatoryProjectTitle":"Zielgruppenspezifische Erleichterungen bei der Änderung des Gesetzes gegen den unlauteren Wettbewerb vornehmen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b9/cc/592069/Stellungnahme-Gutachten-SG2507250022.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":"zum Referentenentwurf eines Dritten Gesetzes zur Änderung des Gesetzes gegen den unlauteren Wettbewerb\r\n2\r\nAn das Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz Referat III B5 11015 Berlin\r\nSehr geehrte Damen und Herren,\r\nhiermit nehmen wir als UNITI Bundesverband EnergieMittelstand e.V. (nachfolgend „UNITI“) Stellung zum Referentenentwurf eines Dritten Gesetzes zur Änderung des Gesetzes gegen den unlauteren Wettbewerb.\r\nI. Betroffenheit\r\nUNITI und seine Mitglieder bekennen sich zu den Zielen des Pariser Klimaschutzabkommens. UNITI sowie seine Mitglieder unterstützen zudem ausdrücklich das gesetzgeberische Ziel, „Greenwashing“ zu unterbinden.\r\nUm jedoch die Klimaziele in Deutschland in den Sektoren Verkehr und Gebäude zu erreichen, ist es unerlässlich, erneuerbare Kraft- und Brennstoffe wie z.B. HVO 100 oder perspektivisch E-Fuels einzusetzen. Diese normgerechten Kraft- und Brennstoffe haben den Vorteil, dass sie ohne technische Veränderungen der bestehenden Infrastruktur (z.B. Tanks oder Tankstellen) in den Verkehr gebracht werden können und sofort CO2-Emissionen bis zu 90 % reduzieren können (im Fall HVO 100) oder PKW, leichte und schwere Nutzfahrzeuge CO2-neutral betrieben werden können (im Fall E-Fuels). Um ein solches Produkt in der „kommerziellen Kommunikation“ mit dem Verbraucher und Unternehmern anbieten zu können, ist es notwendig, die Vorteile dieser Kraft- und Brennstoffe auch in der Produktwerbung für solche Kraftstoffe benennen zu können. Dies wird jedoch durch den Referentenentwurf eines Dritten Gesetzes zur Änderung des Gesetzes gegen den unlauteren Wettbewerb konterkariert.\r\n3\r\nII. Bewertung und Kommentierung des Entwurfs\r\n1.\r\nParadigmenwechsel\r\nDer Bundesgerichtshof hat sich erst kürzlich in seinem Urteil vom 27. Juni 2024 (BGH I ZR 98/23) mit der Werbung mit Umweltschutzbegriffen (hier: „klimaneutral“) beschäftigt. 1\r\nAuf Seite 11 des Urteils stellt der BGH fest:\r\n„Eine Irreführung im Sinne von § 5 Abs. 1 UWG liegt nach der ständigen Rechtsprechung des Bundesgerichtshofs vor, wenn das Verständnis, das eine Angabe bei den Verkehrskreisen erweckt, an die sie sich richtet, mit den tatsächlichen Verhältnissen nicht übereinstimmt. Dabei kommt es darauf an, welchen Gesamteindruck die geschäftliche Handlung bei den angesprochenen Verkehrskreisen hervorruft (BGH, GRUR 2023, 1710 (juris Rn. 22) – Eigenlaborgewinn. mwN.“\r\nDie bisherige UWG-Rechtsprechung basierte also darauf, wie der durchschnittliche, informierte, aufmerksame Verbraucher eine Aussage versteht, zum Beispiel, ob „klimaneutral“ dann irreführend ist, wenn eine Klarstellung fehlt. Das neue UWG modifiziert § 5 und nimmt durch Anlage zu § 3 Abs 3 bestimmte Claims als ipso jure unlauter auf, unabhängig vom tatsächlichen Verständnis der Verbraucher. Das bedeutet:\r\nSelbst wenn Verbraucher üblicherweise „Klimaneutralität“ auch mit Kompensation verstehen, bleibt der Claim verboten, weil das Gesetz es so festlegt und nicht, weil Verbraucher getäuscht sind, sondern weil eine EU-Richtlinie oder das neue UWG es so verlangen.\r\nDamit verliert das UWG seine flexible, verbraucherzentrierte Ausrichtung. Entscheidungen werden nicht mehr daran gemessen, ob tatsächlich eine Irreführung des Verbrauchers vorliegt, sondern nur noch, ob ein bestimmter Claim verwendet wurde und dies unabhängig vom Kontext oder vom Verständnis der Zielgruppe.\r\nKonsequenzen für Rechtspraxis und Unternehmen sind zum einen Rechtsunsicherheit, da selbst transparente Kommunikation verboten sein kann, wenn der Claim verwendet wird. Zudem findet keine Differenzierung mehr statt, da Kontext, Zielpublikum und zusätzliche Erläuterungen bei der Bewertung als unlauter irrelevant sind. Schließlich wird damit die richterlicher Einzelfallprüfung verdrängt, die sich im Lauterkeitsrecht bewährt hat.\r\nSiehe https://juris.bundesgerichtshof.de/cgi-bin/rechtsprechung/document.py?Gericht=bgh&Art=en&nr=138206&pos=0&anz=1\r\n4\r\n2.\r\nBewertung aus Sicht des Energiemittelstands\r\nDer geplante Referentenentwurf zur dritten UWG-Novelle benachteiligt besonders den deutschen Energiemittelstand:\r\nDie neuen Anforderungen des Entwurfs bedeuten für KMU erhebliche Umsetzungslasten – sowohl finanziell als auch strukturell – und führen potenziell zu Wettbewerbsnachteilen gegenüber Großunternehmen, die Compliance-Strukturen bereits etabliert haben. Entlastende Ausnahmeregelungen fehlen weitgehend.\r\nEs ist daher dringend nötig, zielgruppenspezifische Erleichterungen (z. B. Schwellenwerte) in den finalen Gesetzestext einzubringen.\r\nFür mittelständische und kleinere Unternehmen wirken diese Anforderungen oft bürokratisch und technisch überfrachtet und sind ohne praktische Wirksamkeit. Es besteht die Gefahr, dass Anforderungen sich auf jede Werbemaßnahme erstrecken und bereits kleinste fehlerhafte Angaben, z. B. zur Kompensation von CO₂ Emissionen, zu Abmahnungen oder Bußgeldern führen.\r\nInsbesondere der finanzielle und bürokratische Aufwand mit Nachhaltigkeitssiegeln und Zertifizierungssystemen ist für den Energiemittelstand herausfordernd. KMU haben im Vergleich zu großen Unternehmen keine Effizienzvorteile bei Zertifizierungskosten oder Datenaufbereitung. Eine teure Zertifizierungs- und Kontrollpflicht könnte praxisbewährte Siegel erschweren. Es ist aus unserer Sicht essentiell, eine praxisnahe Regelung zu etablieren, die die wirtschaftliche Leistungsfähigkeit der KMU berücksichtigt.\r\nWir fordern daher etablierte und nachweislich funktionierende Nachhaltigkeitssiegel insbesondere der Energiebranche in die Regulierung mit aufzunehmen. Damit wird sichergestellt, dass auch der Energiemittelstand künftig eine Möglichkeit hat, seine Klimaschutzbemühungen nach außen zu kommunizieren. Anderenfalls werden viele KMU künftig nicht mehr mit Umweltschutzbegriffen werben, weil sie weder die Ressourcen noch die Rechtssicherheit haben. Dies würde aber die Klimaschutzziele konterkarieren.\r\nWir fordern ferner die Einführung vereinfachter Konformitätsverfahren auf Basis europäischer harmonisierter Standards, am besten mit „Konformitätsvermutung“ für KMU, die diese nutzen können.\r\nZudem wären finanzielle Förderprogramme, Leitfäden und Tools, die speziell KMU bei der Nachweisführung unterstützen, sinnvoll.\r\nSchließlich wären differenzierte Prüfanforderungen sinnvoll, die für „einfachen Werbeaussagen“ auch einfachere Anforderungen regeln. Bei komplexen Produkt-Claims\r\noder Unternehmens-Claims wären höhere Anforderungen zu stellen.\r\n5\r\nAuch die Ausweitung von Übergangsfristen für die Umsetzung bei KMU wäre erwägenswert.\r\n3.\r\nUnterschiede zur neuesten BGH-Rechtsprechung2\r\nIn seinem Urteil vom 27. Juni 2024 (BGH I ZR 98/23) verlangt der BGH hohe Transparenzanforderungen gerade bei umweltbezogenen Claims, analog zu gesundheitsbezogenen Behauptungen. Der BGH bewertet zudem eine Werbung mit dem Begriff „klimaneutral“ dann als irreführend, wenn nicht bereits in der Werbung unmittelbar klar zwischen CO₂-Reduktion und -Kompensation unterschieden wird. Allerdings lässt der BGH grundsätzlich eine Werbung mit dem Begriff klimaneutral zu, wenn bestimmte Voraussetzungen erfüllt sind.\r\nAnders sieht das die UWG-Novelle vor:\r\nNach § 3 Abs. 3 Nr. 4c UWG-E sind beispielsweise bestimmten Aussagen zu Umweltauswirkungen stets unzulässig, insbesondere solche Aussagen, die ausschließlich auf Kompensation von Treibhausgasemissionen basieren, wie z. B. „klimaneutral“, „CO₂ neutral“ oder ähnliches. Diese Regelung verbietet diese Werbeaussagen pauschal und unabhängig von weiteren Umständen – ein viel weitergehender Ansatz, als es die bisherige BGH-Rechtsprechung (I ZR 98/23) vorsieht. Der Gesetzgeber geht einen Schritt weiter und verbietet solche Werbeaussagen vollständig, sofern sie auf Kompensation beruhen. Es ist damit kein Unterschied mehr möglich zwischen direkter und indirekter Formulierung. Selbst wenn klar offengelegt wird, wird die Aussage an sich verboten.\r\nDieser weitgehende Ansatz in Zusammenhang mit dem oben genannten Paradigmenwechsel ist zur Vermeidung von „Greenwashing“ nicht erforderlich, wie das BGH-Urteil ( I ZR 98/23) zeigt.\r\n4.\r\nAlternative Formulierungen\r\n§ 3 Abs. 3 Nr. 4c UWG-E könnte alternativ wie folgt formuliert werden:\r\n„Unbeschadet des Satzes 1 ist eine umweltbezogene Aussage zulässig, sofern in derselben Werbeaussage eindeutig und unmittelbar beschrieben wird, dass die Klimaneutralität ausschließlich oder teilweise durch Kompensation erfolgt, und dem durchschnittlichen, aufgeklärten Verbraucher ein realitätsgerechtes Bild vermittelt wird. Ein Verweis auf\r\n2 Siehe https://juris.bundesgerichtshof.de/cgi-bin/rechtsprechung/document.py?Gericht=bgh&Art=en&nr=138206&pos=0&anz=1\r\n6\r\nweiterführende Informationen ist möglich, sofern er in klarer räumlicher Nähe zur Claim Aussage platziert ist und unmittelbar verständlich ist.“\r\nMit diesen Ergänzungen würde sich das UWG wieder am tatsächlichen Verbraucherverständnis orientieren, ohne Greenwashing Tür und Tor zu öffnen. Dem Verständlichkeitsmaßstab des BGH wäre ebenfalls gefolgt. Eine solche Formulierung böte Unternehmen die notwendige Freiheit zur transparenten Klima-Kommunikation im Einklang mit Wettbewerbsgerechtigkeit und EU-Recht.\r\nZudem würde sichergestellt, dass die geplanten Änderungen des UWG verfassungsgemäß sind. Die UWG-Novelle greift in Grundrechte ein (Art. 5, 7 12 GG), so dass insbesondere die Verhältnismäßigkeit genauer zu prüfen wäre. Das Verbot z.B. gemäß § 3 Abs. 3 Nr. 4c UWG-E erfasst auch Fälle, in denen die Kompensation nachweislich transparent kommuniziert wird. Das könnte als unverhältnismäßiger Eingriff bewertet werden, sofern der durchschnittliche Verbraucher nicht getäuscht wird.\r\nAus verfassungsrechtlicher Sicht wäre eine flexible Lösung (z. B. Ausnahmen bei eindeutiger Offenlegung) eher geeignet, um Grundrechte nicht übermäßig einzuschränken.\r\nFür Fragen stehen wir gern zur Verfügung.\r\nKontakt\r\nRA Elmar Kühn\r\nHauptgeschäftsführer\r\nE-Mail: kuehn@uniti.de\r\nTel.: +49 (0)30/755 414-300\r\nDipl. Verw.Wiss. Dominik Hellriegel\r\nLeiter Politik\r\nE-Mail: hellriegel@uniti.de\r\nTel.: +49 (0)30/755 414 – 416\r\nRA Markus Robrecht\r\nLeiter Recht\r\nE-Mail: robrecht@uniti.de\r\nTel.: +49 (0)30/755-414-406\r\nÜber UNITI\r\nDer UNITI Bundesverband EnergieMittelstand e.V. repräsentiert in Deutschland rund 90 Prozent\r\ndes mittelständischen Energiehandels und bündelt die Kompetenzen bei Kraftstoffen,\r\nBrennstoffen sowie Schmierstoffen. Täglich frequentieren über 4,3 Millionen Kunden die ca. 8.600\r\nStraßentankstellen der UNITI-Mitgliedsunternehmen, welche ca. 62 Prozent des\r\nStraßentankstellenmarktes ausmachen. Mit etwa 3.700 freien Tankstellen sind bei UNITI zudem\r\nfast 70 Prozent der freien Tankstellen organisiert. Überdies versorgen die UNITI-Mitglieder etwa\r\n20 Millionen Menschen mit Wärme. Die Verbandsmitglieder decken rund 80 Prozent des\r\nGesamtmarktes für flüssige und feste Brennstoffe ab. 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Gesetz zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungs-Quote\r\n2\r\nAn das\r\nBundesministerium für Umwelt, Klimaschutz,\r\nNaturschutz und nukleare Sicherheit\r\nReferat C I 6 für technische Verkehrsfragen und Kraftstoffe\r\nSehr geehrte Damen und Herren,\r\nhiermit nehmen wir als UNITI Bundesverband EnergieMittelstand Stellung zum Referenten-entwurf des BMUKN für ein Zweites Gesetz zur Weiterentwicklung der Treibhausgas-minderungs-Quote.\r\nBetroffenheit\r\nEtliche Mitgliedsunternehmen des Verbandes sind als steuerliche Inverkehrbringer von Otto- und Dieselkraftstoffen direkt Betroffene von den Vorgaben des BImSchG. Aber auch der nachgelagerte Handelsbereich ist maßgeblich von der Kraftstoffregulierung betroffen, da diese die Zusammensetzung des Kraftstoffmarktes bestimmt und das entscheidende regulative Instrumentarium ist, realen Klimaschutz im kraftstoffbasierten Verkehr voranzubringen. UNITI setzt sich für den schnellen Markthochlauf und die Marktdurchsetzung von CO2-neutralen Kraftstoffen aus erneuerbaren Energiequellen ein.\r\nHintergrund und Einordnung\r\nDas Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) gibt dem deutschen Kraftstoffmarkt die jährlichen Treibhausgasminderungsziele (THG-Quote) bei Kraftstoffen vor und regelt, wie diese Ziele durch den Einsatz von nicht-fossilen flüssigen sowie gasförmigen Kraftstoffen erreicht werden können. Zu diesen Kraftstoffen zählen herkömmliche, abfallbasierte und fortschrittliche Biokraftstoffe sowie erneuerbare Kraftstoffe nicht-biogener Herkunft (engl. RFNBO, dies sind alle grünstrombasierten Kraftstoffe wie beispielsweise E-Fuels oder Wasserstoff). Auch Ladestrom ist seit dem Jahr 2022 eine Lösungsoption zur Erreichung der THG-Minderungsziele.\r\nDurch die Änderung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RL 2018/2001, engl. RED) in 20231 beinhaltet die daraus resultierende und am 20. November 2023 in Kraft getretene Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) in Kombination mit EU-Verordnungen wie der\r\n1 durch Richtlinie 2023/2413 vom 18. Oktober 2023.\r\nReFuelAviation für den Flugverkehr und der FuelEU Maritime für den Schiffsverkehr neue Klimaschutzvorgaben erstmals für den gesamten Verkehrssektor.\r\nIn Deutschland ist eine Anpassung der Kraftstoffregulierung, wie des Bundes-Immissions-schutzgesetzes (BImSchG) und diverser Umsetzungsverordnungen (BImSchV) notwendig, um diese neuen europäischen Vorgaben in nationales Recht umzusetzen. Der Koalitionsvertrag aus Mai 2025 zwischen CDU, CSU und SPD besagt dazu: „Wir wollen eine zeitnahe Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie III (RED III), erhöhen die nationale Treibhausgas-minderungsquote (THG-Quote) und nutzen die möglichen Spielräume der EU-Vorgaben. Dabei wollen wir den Einsatz alternativer Kraftstoffe, inklusive Biokraftstoffe, voranbringen.“ (Zeile 1195ff). Der nationale Gesetzgeber hat damit die Möglichkeit, die Mindestvorgaben der EU ambitioniert umzusetzen. Von einem Kraftstoffmarkt mit ausschließlich erneuerbaren Kraftstoffen würden sowohl Bestandsfahrzeuge als auch alle zukünftig in den Markt kommenden Neufahrzeuge profitieren. Schätzungen gehen davon aus, dass 2030 in Deutschland mindestens 40 Millionen, in 2035 noch 35 Millionen Verbrennerfahrzeuge genutzt werden.\r\nBesonders den Hochlauf von E-Fuels als Teil der RFNBO sollte der Gesetzgeber als Klimaschutzmaßnahme vorantreiben: E-Fuels sind erneuerbare, flüssige Kraftstoffe, die auf Grundlage von erneuerbarem Strom, Wasser und Kohlenstoffdioxid produziert werden. E-Fuels bieten die Möglichkeit zur Defossilisierung des Straßenverkehrs und anderer Sektoren. E-Fuels lassen sich global auf der Basis von Grünstrom RED-konform herstellen, sind durch ihre normgerechte Herstellung in sämtlichen Motoren anwendbar, wodurch Bestandsfahrzeuge in die Klimaschutzbemühungen einbezogen werden können, und sind in der bereits bestehenden Verteil- und Tankinfrastruktur einsetzbar. E-Fuels können sowohl in Reinform verwendet als auch in beliebigen Anteilen konventionellen Kraftstoffen beigemischt werden.\r\nBewertung und Kommentierung des Gesetzesvorschlags\r\n• geänderter § 37a Absatz 4 BImSchG: THG-Minderungsquote\r\no\r\nFortschreibung Quote bis 2040 und Multiplikatoren:\r\nIm Hinblick auf den spätestens in 2027 anstehenden Review der RED ist die deutsche Regulierung ein wichtiges Signal an den europäischen Gesetzgeber. UNITI begrüßt, dass das BMUKN die THG-Minderungsziele bis 2040 fortschreibt und Mehrfachanrechnungen schrittweise abbaut. Multiplikatoren bieten zwar kurz- und mittelfristig Mengen- und damit Investitionsanreize, sorgen aber langfristig nicht für tatsächliche Mengen nachhaltiger Kraftstoffe und damit für reale CO2-\r\n4\r\nMinderungseffekte. Die Fortschreibung in Kombination mit auslaufenden Multiplikatoren bietet Investoren und Projektentwicklern Planungs- und Investitionssicherheit. Gerade neue Produktionsanlagen zur Herstellung von strombasierten synthetischen Flüssigkraftstoffen (E-Fuels) benötigen stabile und langfristig wirksame Rahmenbedingungen, um die wirtschaftliche Machbarkeit solcher kapitalintensiven Projekte zu gewährleisten und durch eine breite Marktadressierung Kostensenkungen erzielen zu können.2\r\no\r\nTHG-Quotenhöhe bis 2040:\r\nDer Gesetzentwurf lässt offen, wie die letzten fünf Jahre bis zur Erreichung der geplanten Klimaneutralität im Jahr 2045 ausgestaltet werden sollen. Ebenso ist unklar, ob die THG-Gesamtquote von 53 % im Jahr 2040 das Ziel der Klimaneutralität in 2045 erreichbar werden lässt. Zumindest sollte der Gesetzentwurf gemäß § 37h die Erhöhung der THG-Quote um 0,1 % in den Quotenjahren 2026 bis 2030 beibehalten (36. BImSchV). UNITI hat sich gemeinsam mit 18 anderen Verbänden bereits im März 2025 für eine nationale THG-Minderungsquote von 40 % im Jahr 2030 ausgesprochen3, um ausreichende Marktanreize und Investitionssicherheit zu schaffen. Die im Entwurf zum heutigen BImSchG-Stand unveränderte THG-Minderungsquote von 25 % im Jahr 2030 bleibt hinter dem zurück, was von den betroffenen Branchen (Kraftstoffhersteller und -handel bis hin zu Verbrauchern und Endkunden) gefordert wurde.\r\no\r\nTHG-Quotenhöhe in 2027 und Quotenpreis:\r\nWir hegen die deutliche Befürchtung, dass die Anpassung der THG-Quote im Jahr 2027 um 0,5 % auf 15 % nicht ausreichend sein wird, um der erwartbaren deutlichen Zunahme an Zertifikaten zu begegnen, die dann den THG-Quotenpreis unter Druck setzen könnten. Ein stabiler und attraktiver THG-Quotenpreis ist für die Markteinbringung von erneuerbaren Kraftstoffen entscheidend. Derzeit ist noch nicht absehbar, wie sich weitere Regulierungen, wie beispielsweise der ETS II im Verkehr oder eine reformierte Energiesteuerausgestaltung für nicht-fossile Energien, auf den Quotenpreis auswirken werden.\r\n2 Siehe dazu: Frontier Economics (2025): Szenarien für den Markthochlauf von E-Fuels im Straßenverkehr, LINK. Die Studie zeigt auf, dass durch Beimischungen von E-Fuels bis hin zur vollständigen Ersetzung fossiler Kraft-stoffe stets bezahlbare Kraftstoffpreise für den Endverbraucher möglich sind. Voraussetzung dafür ist, dass die industrielle Produktion der E-Fuels an geeigneten globalen Standorten erfolgt und durch Skaleneffekte positiv verlaufende Produktionshochläufe und damit Kostendegressionen greifen können. Diese führen bereits mittelfristig zu erheblichen Kostensenkungen.\r\n3 Unter Beibehaltung heutiger Multiplikatoren, siehe https://www.uniti.de/fileadmin/user_upload/\r\n• geänderter § 3 Absatz 5 und neuer 3a der 37. BImSchV: RFNBO-Mengen\r\no\r\nDie Einführung einer Unterquote für erneuerbare Kraftstoffe nichtbiogenen Ursprungs (RFNBO) wie E-Fuels, Wasserstoff oder eMethan begrüßen wir ausdrücklich. Der deutsche Gesetzgeber hatte eine solche Quote im Jahr 2021 noch abgelehnt. Die vorgeschlagene Höhe der Mindestquote halten wir jedoch für zu gering. Dies gilt gerade im Hinblick auf die Mehrfachanrechnung von RFNBO bis 2034. Eine einfache Anrechenbarkeit gilt erst ab 2038. Zudem muss berücksichtigt werden, dass der zusätzliche Multiplikator von 1,5 für RFNBO in der Luft- und Schifffahrt (§ 3 Abs. 5 der 37. BImSchV) den realen Mengeneinsatz weiter verringert. Deutschland sollte die RFNBO-Vorgaben nicht weniger ambitioniert als andere EU-Mitgliedsstaaten4 regulieren. UNITI plädiert für eine RFNBO-Quote von mindestens fünf Prozent im Jahr 2030. Dies würde einen Bedarf von ca. 3,3 Mrd. Litern RFNBO wie E-Fuels auslösen. Für das Jahr 2040 sollte eine RFNBO-Mindestquote von mindestens 24 % gelten, um die Defossilisierung der Bestandsflotten deutlich voranzubringen. Je früher der Hochlauf eingeleitet wird, desto eher können größere Anlagen und damit verbundene Größenvorteile und Skaleneffekte realisiert werden.\r\no\r\nEine staatliche Lenkung von RFNBO nur in bestimmte Verkehrsbereiche lehnen wir ab. Gerade RFNBO benötigen für eine bezahlbare Marktdurchdringung Investitionen in industrielle Erstanlagen sowie gesicherte Abnahmebedingungen. RFNBO sollten im gesamten Verkehrsbereich ohne staatliche Zuweisung oder Lenkung eingesetzt werden können. Die derzeitige kombinierte Quote für fortschrittliche Biokraftstoffe und RFNBO in der RED III und die EU-Mengenquoten für eSAF im Luftverkehr (ReFuelEUAviation) und für die Schifffahrt (FuelEU Maritime) sind kein ausreichender Investitionsanreiz und werden den breiten Markthochlauf von strombasierten synthetischen Kraftstoffen nicht ermöglichen können.\r\n4 In der RePowerEU-Strategie nach dem russischen Überfall auf die Ukraine hatte die EU-Kommission 5 % RFNBO im Jahr 2030 vorgeschlagen. Der ursprüngliche Kommissionsvorschlag zur RED III beinhaltete 2,8% RFNBO im Jahr 2030 (ohne Multiplikatoren). Das EU-Parlament forderte in seiner Positionierung zur RED III 5,7%. Andere EU-Mitgliedstaaten wie Finnland haben bereits eine RFNBO-Quote von 4 % eingeführt (ohne Multiplikatoren, nur für den Straßensektor). Belgien diskutiert eine 4 %-Quote, Irland eine 2,5 % RFNBO-Quote. In Frankreich werden reale 1,5% diskutiert.\r\n6\r\n• geänderter § 13 Absatz 1 der 38. BImSchV: konventionelle Biokraftstoffe\r\nDie deutliche Absenkung der Obergrenze von Biokraftstoffen aus Nahrungs- und Futtermitteln von derzeit 4,4 % auf 3,5 % ab 2028 und auf 3 % ab 2030 lehnen wir ab. Wir plädieren stattdessen dafür, das unionsrechtlich zulässige Niveau von 5,8 % auszuschöpfen. Dies wäre ein Beitrag zur Schaffung stabiler Rahmenbedingungen und zur Beibehaltung des Klimaschutzbeitrages solcher Kraftstoffe. Zudem entspricht dies dem Umsetzungsanspruch des Koalitionsvertrags. Bioethanol und Biodiesel als Beimischung zu herkömmlichem Benzin bzw. Diesel leisten bereits heute einen wichtigen Beitrag zur Defossilisierung. Eine zukünftig größere Rolle von Biokraftstoffen im Kraftstoffmarkt ist nicht auszuschließen.\r\n• neuer § 13a der 38. BImSchV: abfallbasierte Biokraftstoffe\r\nDie schrittweise Erhöhung der Deckelung abfallbasierter Biokraftstoffe (RED Anhang IX A) begrüßen wir (§ 13a der 38. BImSchV). Diese sollte jedoch ambitionierter ausfallen.\r\n• geänderter § 14 Absatz 1 der 38. BImSchV: fortschrittliche Biokraftstoffe\r\no\r\nDie Erhöhung der Unterquote für fortschrittliche Biokraftstoffe auf 2,5 % in 2028 und 3 % in 2030 begrüßen wir. Diese Maßnahme in Kombination mit der im 2027 höheren THQ-Quote sollte jedoch dahingehend geprüft werden, ob diese ausreichend sind, um den THG-Quotenpreis stabil zu halten.\r\no\r\nDie Streichung der Doppelanrechnung bei Übererfüllung der Unterquote fortschrittlicher Biokraftstoffe (RED Anhang IX A) sehen wir kritisch und diese sollte ebenso wie bei anderen Erfüllungsoptionen stufenweise zurückgenommen werden.\r\no\r\nDie Annahme des BMUKN5, wonach fortschrittliche Biokraftstoffe erforderlich seien, „um fossile Kraftstoffe insbesondere in nicht elektrifizierbaren Bereichen des Verkehrs (insbesondere Luft- und Langstreckenseeverkehr) zu ersetzen“, teilen wir nicht, sondern sehen auch deren Einsatz in Straßenfahrzeugen als maßgeblich an.\r\n5 https://www.bundesumweltministerium.de/faqs/referentenentwurf-fuer-ein-2-gesetz-zur-weiterentwicklung-• geänderter § 37b Absatz 8 BImSchG: Ausschluss von Erfüllungsoptionen\r\no\r\nDie Anrechnung sojaölbasierter Biokraftstoffe auf die THG-Quote sollte entgegen des vorgeschlagenen Ausschlusses über das Jahr 2026 möglich sein und die Einstufung von Soja im Rahmen der unionsrechtlichen Kategorisierung bezüglich des Risikos indirekter Landnutzungsänderungen abgewartet werden.\r\no\r\nDie wegfallende Anrechnung palmölbasierter Reststoffe und Nebenprodukte (Palm Oil Mill Effluent - POME) ab 2026 lehnen wir aus mehreren Gründen ab: Deutschland ist laut BMUKN zur nationalen Umsetzung des Anhangs IX der RED III verpflichtet, was bedeutet, dass Biokraftstoffe aus POME weiterhin auf die Unterquote für fortschrittliche Biokraftstoffe anrechenbar sind, jedoch nicht auf die THG-Quote. Dieser Widerspruch sollte durch den Erhalt einer Maximalmenge abgeschwächt werden. Zudem wäre Deutschland nach unserer Erkenntnis das einzige EU-Land, das ein solches Verbot vorsehen würde. Es könnte hier zu Mengenverschiebungen in andere EU-Länder kommen. Statt des geplanten Vorhabens einer Nichtanrechenbarkeit, sollte der Gesetzgeber mit einer Begrenzung (Deckelung) für POME arbeiten.\r\n• geänderte Anlage 1 und 4 der 38. BImSchV: Rohstoffgrundlagen\r\nDie Erweiterung der anrechenbaren Rohstoffe für fortschrittliche Biokraftstoffe (Anlage 1 38. BImSchV) und für abfallbasierte Biokraftstoffe gem. RED Anhang IX B (Anlage 4 38. BImSchV) begrüßen wir. Damit wird geltendes EU-Recht auch in Deutschland umgesetzt. Aufgrund der fehlenden EU-Zertifizierungsvorgaben für Rohstoffe wie Zwischenfrüchte und Pflanzen von degradierten Flächen sollte der Beginn der nationalen Zulassung dieser Rohstoffe genau geprüft werden.\r\n• zu ändernde Anlage 3 der 38. BImSchV: Effizienz-Anpassungsfaktor\r\nDer derzeitige Effizienz-Anpassungsfaktors von 0,4 für Elektromotoren sollte durch einen einheitlichen Referenzwert für alle Erfüllungsoptionen ersetzt werden.\r\n8\r\n• neuer § 37b Abs. 8 Nr. 6 BImSchG: Mitverarbeitung biogener Öle in Raffinerien\r\nAnalog zu den Bestimmungen der RED III sollte in Raffinerien das Co-Processing, sprich die Mitverarbeitung, biogener Öle gemeinsam mit fossilen Komponenten anrechenbar sein. Die Anrechnung mitverarbeiteter biogener Öle sollte auf Grundlage der in der Delegierten Verordnung (EU) 2023/1640 zulässigen Verfahren und anerkannten Zertifizierungs-systeme erfolgen und nicht auf den Anteil der biogenen Öle, die als Bestandteil des Kraftstoffs in Verkehr gebracht werden, beschränkt sein.\r\n• neuer § 37b Abs. 8 Nr. 8 BImSchG: Rohstoffen aus tierischen Fetten\r\nWir begrüßen die am 15. Juli 2025 erfolgte Klarstellung des BMUKN, nach der eine Vermischung und massenbilanzielle Zuordnung von Rohstoffen aus tierischen Fetten der Kategorie 1 und 2 mit Kategorie 3 ermöglicht werden und durch eine genaue Änderung des Wortlauts des Rechtstextes erfolgen soll. Damit folgt Deutschland dem Beispiel anderer EU-Mitgliedstaaten. Laut BMUKN soll der neue Wortlaut die massenbilanzielle Behandlung ermöglichen, da im Ausschluss nun von \"Biokraftstoffe[n], soweit sie aus tierischen Ölen oder Fetten hergestellt wurden in Bezug auf diesen Anteil\" und in der Rückausnahme nunmehr vom \"Biokraftstoffanteil, der aus tierischen Fetten und Ölen der Kategorie 1 und 2\" die Rede sein soll.\r\n• neuer § 37b Abs. 8 S. 1 Nr. 5 BImSchG bzw. § 4b der 38. BImSchV: Zertifizierung\r\nNach Ausführung des BMUKN vom 15. Juli 2025 ist die Bedingung, Vor-Ort-Kontrollen (sogenannte Witness-Audits) zu ermöglichen, damit eine Anrechnung des erneuerbaren Kraftstoffs auf die THG-Minderungsquote erfolgen kann, in keinem anderen Mitgliedstaat der EU vorgesehen. Wir plädieren dafür, Vor-Ort-Kontrollen zu einem europäischen Standard zu machen, damit die vom BMUKN argumentierten „gleichen Wettbewerbsbedingungen“ für alle europäischen Hersteller gelten. Die Sichtweise, dass insbesondere in Drittstaaten zusätzliche Kontrollen erforderlich sind, teilen wir. Zusätzliche Kontrollmaßnahmen sollten geprüft werden. Die verpflichtende Einbindung der EU-Unionsdatenbank begrüßen wir.\r\n• Artikel 6 des Gesetzentwurfs: Inkrafttreten\r\nDa die Frist zur nationalen Umsetzung der RED III bereits überschritten ist, sollte der Gesetzgeber möglichst zeitnah den Gesetzgebungsprozess einleiten, sodass die geplanten\r\nÄnderungen zum 1. Januar 2026 in Kraft treten können. Die Vorhabenplanung des BMUKN, einen Kabinettsbeschluss erst im Oktober 2025 herbeizuführen und die erste Lesung im Deutschen Bundestag nicht vor dem 18. Dezember 2025 anzusetzen, ist deutlich zu spät und steht im klaren Widerspruch zum Koalitionsvertrag, der eine \"zeitnahe Umsetzung\" der RED III vorsieht. Zeitlich verzögerte oder rückwirkend in Kraft gesetzte Maßnahmen bedeuten stets Risiken für Planung und Investitionen. Wir begrüßen daher die Verlautbarung des BMUKN vom 15. Juli 2025, wonach das Inkrafttreten des Gesetzes für den 1. Januar 2026 angestrebt werde und das BMUKN alle Möglichkeiten nutzen wolle, damit das Gesetz bis Jahresende beschlossen werden kann.\r\n• Grundsätzliche Positionierung zum Gesetzentwurf\r\nWir bitten darum, die am 15. Juli 25 online publizierten Fachantworten des BMUKN in das in das geplante Änderungsgesetz zu integrieren. Zusätzlich zu den bereits angekündigten Anpassungen sollten alle in den Fachantworten enthaltenen inhaltlichen Klarstellungen in den Begründungstext aufgenommen werden. Auf diese Weise werden Transparenz und Nachvollziehbarkeit erhöht und die praktische Umsetzung der neuen Regelungen deutlich erleichtert.\r\n• Grundsätzliche Positionierung von UNITI zur Ausgestaltung der RED\r\nQuoten selbst stellen keinen ausreichenden Investitionsanreiz dar, sondern müssen Teil eines wirtschaftlich passenden Regulierungsumfeldes sein, das Investitionen anreizt, ermöglicht und sichert. Die spätestens 2027 auf europäischer Ebene anstehende Revision der RED sollte genutzt werden, um mehrere EU-Vorgaben zu ändern\r\no\r\nDas Treibhausgasminderungsziel der RED III von derzeit 14,5 % im Verkehrssektor bis 2030 sollte auf mindestens 20 % angehoben werden.\r\no\r\nDie derzeit gesonderte RFNBO-Quote für den Luft- und Schiffsverkehr sollte durch eine ambitionierte Quote ersetzt werden, die für den gesamten Verkehr gilt. Die staatliche Zuweisung in Verkehrsbereiche, die im Vergleich zum Straßenverkehr deutlich geringere Kraftstoffmengen benötigen, führt nur zur künstlichen Deckelung potentieller E-Fuels-Mengen. Der eSAF-Bedarf der Luftfahrt ist über den technischen Weg (Mehrprodukt-Lösung über PTL- Fischer-Tropsch-Route und Koppelproduktion Raffinerien bei Verarbeitung des synthetischen Syncrudes) lösbar und kann durch eine eSAF-Mindestmenge zusätzlich reguliert werden.\r\n10\r\no\r\nDie derzeitigen Produktionsvorgaben der delegierten Rechtsakte der RED II für Wasserstoff und Wasserstoffderivate wie E-Fuels müssen anwendungsoptimierter gestaltet werden. So lassen die Vorschriften zur Strombeschaffung (monatliche und künftig stündliche Korrelation, Zusätzlichkeit für Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien, geografische Beschränkungen) und restriktive Regelungen zur CO2-Nutzung keine wirtschaftlich tragfähigen Projekte zu. Viele Projektverzögerungen sind direkt auf diese regulatorischen Hürden zurückzuführen. Andere Länder wie Großbritannien und die USA haben deutlich pragmatischere Regeln für die Produktion von Wasserstoff und E-Fuels erlassen.6 Ausgleichsregelungen für First-Mover-Projekte, pragmatischere Strombezugskriterien und eine breitere Anerkennung unvermeidbarer industrieller CO2-Quellen sind wichtige Schritte, um geplante Produktionsprojekte realisieren zu können. Die Bundesregierung sollte eine Anpassung der RED proaktiv unterstützen.\r\n• Mehr Klimaschutz im Verkehr ist nicht nur von THG-Quotenregulierung abhängig!\r\nJahr für Jahr wird in den Klimaschutzberichten deutlich, dass der Verkehrssektor ein Bereich mit nach wie vor hohen CO2-Emissionen ist. Dies liegt an einer über Jahre nicht konsequent verfolgten Kraftstoffstrategie. Das Zeitfenster, um das Ziel der Klima-neutralität in 2050 auf EU-Ebene (siehe hierzu Erwägungsgrund Nr. 6 der RED III) zu erreichen, wird immer kleiner. Deutschland möchte dieses Ziel bereits fünf Jahre früher erreichen. Es wird in den kommenden Jahren somit sehr darauf ankommen, alle Optionen zu fördern, die fossile Kraftstoffe verdrängen können. Dazu gehört aufgrund der großen Hebelwirkung und der direkt wirksamen CO2-Minderung besonders der Hochlauf erneuerbarer Kraftstoffe und deren Durchsetzung im Markt zum Erhalt einer klimafreundlichen und bezahlbaren Mobilität. Es gilt, mit klarer und verlässlicher Regulierung eine umfassende Kraftstoffwende weg von fossilen hin zu erneuerbaren Kraftstoffen anzureizen und zu ermöglichen. Die nun geplante Anpassung der nationalen Kraftstoffgesetze mit Mengenquoten ist dabei nur ein Ansatz von mehreren, die ineinandergreifen müssen, um mehr und schnelleren Klimaschutz im Verkehr zu erreichen:\r\n-\r\nEU-Flottenregulierung Pkw- und Lkw-Neufahrzeuge: Eine aufgrund des faktischen Verbrennerneuzulassungsverbots schrumpfende Bestandsflotte bietet keinen Anreiz, in industrielle Anlagen zur Produktion von E-Fuels zu investieren. Der Straßenverkehr\r\n6 https://www.efuel-alliance.eu/fileadmin/Downloads/20250618_eFA_Paper_Comparison_Production-ist im Vergleich zum Flug- und Schiffsverkehr der größte Abnehmermarkt für flüssige Kraftstoffe. Dieser Markt sollte nicht durch Zulassungsverbote künstlich verkleinert werden. Es gilt, die CO2-Minderungswirkung aller erneuerbaren Kraftstoffe auf die jährlichen Flottengrenzwerte der Hersteller anrechenbar zu machen (Kohlenstoff-Korrekturfaktor zur Berücksichtigung bereits existierender nicht-fossiler Kraftstoffmengen bzw. Gutschriftensystem zur Anrechnung neuer CO2-neutraler Kraftstoffe7). Dies würde eine regulative Gleichbehandlung von verschiedenen Antriebslösungen zur CO2-Reduktion ermöglichen: Die CO2-Bilanz eines Pkw oder Lkw wird in den entscheidenden Regulierungen auf EU-Ebene ausschließlich anhand der Emissionen in der Nutzungsphase ermittelt (Tailpipe-Bilanzierung oder „Tank to Wheel“). Entstehende CO2-Emissionen beispielsweise bei der Herstellung eines Fahrzeugs oder dessen Antriebsenergie werden somit ausgeblendet. Die reale Klimaschutzwirkung eines mit erneuerbaren Kraftstoffen betriebenen Neufahrzeugs wird damit nur unzureichend erfasst. Bestimmte Antriebstechnologien, die nur in der Nutzungsphase keine CO2-Emissionen verursachen, werden mit der aktuellen Regulierung als „Null Gramm CO2“-Fahrzeuge bevorteilt. Diese Systematik bewertet ein 2024 veröffentlichtes Rechtsgutachten zur Flottenregulierung als rechtswidrig8 und sollte durch eine Systematik ersetzt werden, die eine gesamtheitliche Betrachtung der CO2-Bilanz ermöglicht.\r\n-\r\nNovelle EU-Energiesteuerrichtlinie: Die Energiesteuer auf Kraftstoffe sollte auf EU-Ebene so ausgestaltet werden, dass durch eine niedrigere Besteuerung nicht-fossiler Kraftstoffe ein Nutzungsanreiz für solche Kraftstoffe gesetzt wird. Erneuerbare Kraftstoffe sollten gegenüber fossilen Kraftstoffen einen Kostenvorteil für Endverbraucher bieten. Der ETS II für Verkehr und Wärme kann hierzu einen Beitrag leisten, ist aber von seiner Wirkungsweise derzeit schwer einschätzbar.\r\n-\r\n10. BImSchV: Die Verordnung sollte eine Flexibilisierung der Schutzsortenregelung für Super E5 vorsehen. Damit würden zusätzliche Tank- und Lagerkapazitäten für nicht-fossile Kraftstoffe wie beispielsweise HVO100 und HVO-Blends frei.\r\n-\r\nEurovignettenrichtlinie: Die aktuell anstehende Änderung der Richtlinie sollte dazu genutzt werden, bei der Mautkostenbefreiung auch Fahrzeuge zu berücksichtigen, die\r\n7 Beide Möglichkeiten im Vergleich: https://www.renewable-fuels-for-trucks.eu/de/. Zum Anrechnungssystem selbst: https://www.crediting-system-for-renewable-fuels.eu/de/.\r\n8 Rechtswissenschaftliches Gutachten von Univ.-Professor Dr. Martin Kment (2024): Unionsrechtsrechtswidrige EU-Flottenregulierung, LINK.\r\n12\r\nKontakt\r\nnachweislich ausschließlich mit nicht-fossilen Kraftstoffen genutzt werden. Dies würde einen weiteren Nutzungsanreiz stiften.\r\nFür Rückfragen und weitere Informationen stehen wir gern zur Verfügung.\r\nRA Elmar Kühn\r\nHauptgeschäftsführer\r\nE-Mail: kuehn@uniti.de\r\nTel.: +49 (0)30/755 414-300\r\nDipl. Verw.Wiss. Dominik Hellriegel\r\nLeiter Politik\r\nE-Mail: hellriegel@uniti.de\r\nTel.: +49 (0)30/755 414 - 416\r\nÜber UNITI\r\nDer UNITI Bundesverband EnergieMittelstand e.V. repräsentiert in Deutschland rund 90 Prozent\r\ndes mittelständischen Energiehandels und bündelt die Kompetenzen bei Kraftstoffen,\r\nBrennstoffen sowie Schmierstoffen. Täglich frequentieren über 4,3 Millionen Kunden die ca. 8.650\r\nStraßentankstellen der UNITI-Mitgliedsunternehmen, welche ca. 62 Prozent des\r\nStraßentankstellenmarktes ausmachen. Mit etwa 3.700 freien Tankstellen sind bei UNITI zudem\r\nfast 70 Prozent der freien Tankstellen organisiert. Überdies versorgen die UNITI-Mitglieder etwa\r\n20 Millionen Menschen mit Wärme. Die Verbandsmitglieder decken rund 80 Prozent des\r\nGesamtmarktes für flüssige und feste Brennstoffe ab. Ebenso zählen mit einem Marktanteil von\r\nüber 50 Prozent die meisten unabhängigen mittelständischen Schmierstoffhersteller und\r\nSchmierstoffhändler in Deutschland zum Verband. Die rund 1.000 Mitgliedsfirmen von UNITI\r\nerzielen einen jährlichen Gesamtumsatz von etwa 95 Milliarden Euro und beschäftigen rund\r\n100.000 Arbeitnehmer in Deutschland.\r\nLobbyregister-Nr. im Lobbyregister beim Deutschen Bundestag: R002822"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019201","regulatoryProjectTitle":"Drittes Gesetz zur Änderung des Energiesteuer- und des Stromsteuergesetzes","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/72/84/605710/Stellungnahme-Gutachten-SG2508220004.pdf","pdfPageCount":45,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Gemeinsame Stellungnahme\r\nzum Referentenentwurf des Bundesministeriums der Finanzen: Entwurf eines Dritten Gesetzes zur Änderung des Energiesteuer- und des Stromsteuergesetzes1\r\nDer en2x Wirtschaftsverband Fuels und Energie e.V., die MEW Mittelständische Energiewirt-schaft Deutschland e.V., der bft Bundesverband Freier Tankstellen e.V. und der UNITI Bundes-verband EnergieMittelstand e.V. bedanken sich für die Möglichkeit zur Stellungnahme zu o.g. Gesetzentwurf und nehmen diese wie folgt wahr.\r\n1.\r\nDringend notwendige Reform der Kraftstoffbesteuerung\r\nIm Juli 2021 hat die Europäische Kommission einen Vorschlag für eine Novellierung der Ener-giebesteuerung vorgelegt. Er stellt für uns ein Kernanliegen höchster Priorität dar, das wir national wie auch in Europa nachdrücklich unterstützen. Die Beratungen im Rat dauern an, es ist weiterhin nicht absehbar, ob und wann sie zum Abschluss gebracht werden können.\r\nDeshalb ist jetzt eine nationale Reform der Kraftstoffbesteuerung unbedingt notwendig, die dazu beitragen kann, die schwierige Situation für die Wirtschaft sowie den Wirtschaftsstandort Deutschland spürbar zu entschärfen und gleichzeitig die - von uns unterstützten - Klima-schutzziele zu erreichen.\r\nDie Branche in Deutschland befindet sich in einer schwierigen Lage. Produktionskapazitäten werden reduziert, Wertschöpfungsketten geraten unter Druck, Arbeitsplätze und Versor-gungssicherheit sind perspektivisch gefährdet. Gefragt sind jetzt politische Maßnahmen, wel-che unsere Wettbewerbsfähigkeit stärken und zugleich die Bedingungen für den Hochlauf CO2-armer Produkte verbessern.\r\nOhne wettbewerbsfähige Kohlenwasserstoffwirtschaft ist weder eine krisenresiliente und be-zahlbare Energieversorgung noch eine erfolgreiche Energiewende möglich. Mit fast 80 Pro-zent haben Kohlenwasserstoffe heute, weit vor Strom, den größten Anteil an der Energiever-sorgung in Deutschland – vor allem in Form von Kraft- und Brennstoffen.\r\nIm Sinne der Klimaziele muss, trotz Elektrifizierung, ein erheblicher Anteil der heute einge-setzten Kohlenwasserstoffe Zug um Zug von fossil auf CO2-neutral umgestellt werden. Neben der Stromwende brauchen wir darum auch eine Molekülwende. Die seit Jahren überfällige Energiesteuerreform, die bei Kraftstoffen im Straßenverkehr nach Klimawirkung und Nach-haltigkeit differenzieren würde, kommt jedoch nicht voran.\r\n1 Bearbeitungsstand des Gesetzentwurfs: 23. Juli 2025\r\nUNITI - Bundesverband EnergieMittelstand e.V. | Jägerstraße 6 | 10117 Berlin Seite 2 von 8\r\nMEW - Mittelständische Energiewirtschaft Deutschland e.V. | Georgenstraße 23 | 10117 Berlin\r\nbft – Bundesverband Freier Tankstellen e.V. | Ippendorfer Allee 1d | 53127 Bonn\r\nen2x – Wirtschaftsverband Fuels und Energie e.V. | Georgenstraße 24 | 10117 Berlin\r\nDeutschland darf nicht zum wiederholten Male die Gelegenheit verstreichen lassen, die so dringend erforderliche Molekülwende auch über die Energiesteuer voranzubringen. Es müs-sen jetzt endlich die Steuersätze für erneuerbare Kraftstoffe - wie E-Fuels und nachhaltige biogene Kraftstoffe - bei Verwendung in Reinform als auch in der Beimischung idealerweise auf den Mindeststeuersatz des Kommissionsvorschlages, zumindest jedoch auf den Mindest-steuersatz der geltenden Energiesteuerrichtlinie gesenkt werden. Soweit erforderlich, sollte dazu die in Artikel 19 der geltenden Energiesteuerrichtlinie gegebene Möglichkeit genutzt werden. Dort ist folgendes geregelt: Zusätzlich zu den Bestimmungen der Richtlinie kann der Rat einen Mitgliedstaat einstimmig auf Vorschlag der Kommission ermächtigen, auf Grund besonderer politischer Erwägungen weitere Befreiungen oder Ermäßigungen einzuführen. Für eine solche Ausnahmegenehmigung müsste Deutschland lediglich die Kommission in Kenntnis setzen und ihr alle einschlägigen und erforderlichen Informationen übermitteln.\r\nMit der idealen Lösung würde Deutschland als bedeutender EU-Mitgliedstaat ein klares Sig-nal an die anderen Mitgliedstaaten senden und möglicherweise dazu beitragen, dass es doch noch zu einer Einigung über die Energiesteuerrichtlinie kommt.\r\nForderung: Reform der Kraftstoffbesteuerung national durchführen, Steuersätze für er-neuerbare Kraftstoffe auf die Mindestsätze des Kommissionsvorschlages senken\r\n2.\r\nEinsatz von Wasserstoff im Verbrennungsmotor\r\nDie Verwendung von Wasserstoff in einem (Wasserstoff-)Verbrennungsmotor führt zur Ent-stehung der Energiesteuer, die Verwendung von Wasserstoff in einer Brennstoffzelle hinge-gen nicht. Diese unterschiedliche Behandlung macht den Einsatz von Wasserstoff im Ver-kehrssektor unwirtschaftlich. Zudem enthält Wasserstoff im Gegensatz zu den anderen gas-förmigen Kraftstoffen keinen Kohlenstoff. Schon damit ist eine Förderungswürdigkeit gege-ben.\r\nInsbesondere im Schwerlastverkehr kommt Wasserstoff eine große Bedeutung zu, da er maßgeblich zur Defossilisierung im Verkehrssektor beitragen kann. Im Schwerlastverkehr stellt der direkte Einsatz von Strom keine hinreichende Alternative dar.\r\nZugleich ist damit zu rechnen, dass Wasserstoffverbrennungsmotoren schnell eine techni-sche Reife erlangen, die zum Einsatz in der Flotte führen kann und dadurch den Absatz von Wasserstoff an den Tankstellen maßgeblich sicherstellen könnte. Über diesen Weg könnte also der Markthochlauf der Wasserstofftankstelleninfrastruktur wirtschaftlich unterstützt wer-den.\r\nEs ist deshalb unbedingt notwendig, eine Steuerbefreiung im Energiesteuergesetz vorzuse-hen, wenn ein Einsatz als Kraftstoff erfolgt. Auch hier sollte Deutschland von der bereits jetzt bestehenden Möglichkeit Gebrauch machen, eine Ermächtigung (Ausnahmeregelung) nach Artikel 19 der Richtlinie 2003/96 zu beantragen (siehe dazu die obigen Ausführungen).\r\nForderung: Wasserstoff bei Einsatz im Verbrennungsmotor von der Energiesteuer be-freien\r\n3.\r\nZu Artikel 2 Nr. 24: Steuerentlastung bei Zahlungsausfall (§ 60 EnergieStG)\r\nMit identischem Wortlaut aus den Gesetzentwürfen der Jahre 2017, 2022 und 2024 sieht der jetzt vorgelegte Referentenentwurf erneut vor: „Die Steuerentlastung ist unionsrechtskonform zurückzuführen und im Energiesteuergesetz zu streichen. Den betroffenen Unternehmen bleibt es unbenommen, im Rahmen der allgemeinen Billigkeitsgrundsätze (§ 227 AO) Hilfe zu beanspruchen.“ Diese Aussagen sind nach wie vor unzutreffend. Die Mineralölwirt-schaft lehnt diese Änderung daher entschieden ab.\r\nBegründung:\r\na)\r\nBeibehaltung der Vorschrift durch den Gesetzgeber in den Jahren 2017, 2022 und 2024\r\nDas Bundesfinanzministerium macht mittlerweile den vierten Versuch, § 60 EnergieStG zu streichen. Und dies, obwohl der Finanzausschuss im Deutschen Bundestag schon zu dem Gesetzentwurf der Bundesregierung - Drucksachen 18/11493, 18/11927, 18/12181 Nr. 1.7 - Entwurf eines Zweiten Gesetzes zur Änderung des Energiesteuer- und des Stromsteuerge-setzes beschlossen hat: „Entsprechend dem Änderungsantrag des Bundesrates vom 31. März 2017 soll § 60 Energiesteuergesetz beibehalten werden.“2 Dem liegt eine sorgfältige, abgewogene, kluge Entscheidung des damaligen Gesetzgebers zugrunde, die die Argu-mente, auch der Branche, aufgenommen, geprüft und akzeptiert hat. Daran hat sich bis heute nichts geändert.\r\nb)\r\nFortbestand § 60 EnergieStG für den mittelständischen Mineralölhandel von ele-mentarer Bedeutung\r\n§ 60 EnergieStG regelt für Kraftstofflieferungen, und damit für hoch versteuerte Waren, einen Energiesteuerentlastungsanspruch des Mineralölhändlers wegen Zahlungsausfalls bei sei-nem Kunden. Der Händler kann hiernach unter sehr engen Voraussetzungen einen Anspruch auf Erstattung des Energiesteueranteils unter Abzug eines Selbstbehalts von 5.000 Euro gel-tend machen, wenn sein Kunde als Warenempfänger insolvent geworden ist. Der Fortbestand\r\n2 Drucksache 18/12580, S. 68\r\nUNITI - Bundesverband EnergieMittelstand e.V. | Jägerstraße 6 | 10117 Berlin Seite 4 von 8\r\nMEW - Mittelständische Energiewirtschaft Deutschland e.V. | Georgenstraße 23 | 10117 Berlin\r\nbft – Bundesverband Freier Tankstellen e.V. | Ippendorfer Allee 1d | 53127 Bonn\r\nen2x – Wirtschaftsverband Fuels und Energie e.V. | Georgenstraße 24 | 10117 Berlin\r\ndieser Vorschrift ist besonders für den mittelständischen Mineralölhandel von elementarer Bedeutung. Ihre Streichung hätte verheerende Folgen: Die Energiesteuer hat einen hohen Anteil am Verkaufspreis. Die Ausweitung der Warenkreditversicherung auf den Energiesteu-eranteil führt, wenn überhaupt machbar, zu existenziellen Wettbewerbsnachteilen gegenüber finanzkräftigeren Unternehmen im Energiebereich. Hingegen sind mögliche Steuerausfälle bei Beibehaltung der Vorschrift angesichts des gesamten Energiesteueraufkommens sehr gering.\r\nZwischenergebnis: Schon aus diesen Gründen ist die Beibehaltung – ungeachtet der Ausfüh-rungen zur Versorgungslage (siehe nachfolgenden Abschnitt) - zwingend erforderlich.\r\nc)\r\nGefährdung der Versorgungslage\r\nDie derzeitige Regelung ist vor allem für mittelständische Tankstellenbetreiber und Kraftstoff-lieferanten von Bedeutung, die einen wesentlichen Beitrag zum intensiven Wettbewerb auf dem deutschen Tankstellenmarkt und bei der Belieferung von Speditionen leisten. Die Rege-lung reduziert nicht nur deren wirtschaftlichen Schaden bei einer Insolvenz von Kunden, son-dern auch deren Aufwand für Versicherungen. In der Regel müssen sich mittelständische Tankstellenbetreiber und Kraftstofflieferanten zu Gunsten ihrer Vorlieferanten gegen einen Zahlungsausfall versichern. Seit der Einführung von § 60 Energiesteuergesetz im Jahre 1991 kann die Versicherungssumme auf den Warenwert, also ohne Energiesteuer, begrenzt wer-den. Diese Möglichkeit würde durch die Streichung der Vorschrift entfallen. Die Versicherung müsste zusätzlich zum Warenwert auch den Energiesteueranteil absichern, was die Versi-cherungsprämien stark erhöhen und viele Unternehmen überfordern würde.\r\nIn Zeiten hoher Energie- bzw. Kraftstoffpreise – sei es durch die Konflikte in dieser Welt, sei es durch die für den Klimaschutz unbedingt erforderliche Transformation der Branche - fällt es mittelständischen Mineralölhändlern zunehmend schwerer, ihre Versicherungsprämien zu bezahlen. Wenn in Krisenzeiten noch die Kosten für Versicherungen steigen, müssten viele Mineralölhändler Kunden aus dem Speditionsbereich ablehnen, weil das Risiko nicht versi-cherbar wäre. Dies würde einen erheblichen Schaden im Speditionsgewerbe zur Folge ha-ben. Es droht ein Zusammenbruch ganzer Lieferketten. Die wirtschaftlichen Folgen wären unabsehbar. Eine solche Änderung in wirtschaftlich schwierigen Zeiten, in denen die Mineral-ölwirtschaft ihren Beitrag zur Versorgungssicherheit leistet, ist völlig unverständlich. Der Vor-schlag gefährdet somit also auch die Versorgungslage in Deutschland.\r\nd)\r\nKein Verstoß gegen Europarecht\r\nEine Streichung der Norm ist unionsrechtlich nicht geboten. In Bezug auf die Konformität mit Gemeinschaftsrecht hat der EuGH ausdrücklich festgestellt, dass es den Mitglied-staaten offenstehe, eine solche Regelung zu erlassen (EuGH C-80/01 Rdn. 22). Die im Schrifttum geäußerten Zweifel an der Unionsrechtskonformität des § 60 EnergieStG hat der EuGH mit diesem Urteil klar und unmissverständlich beseitigt.\r\nDas Ministerium ist nach unseren Erkenntnissen der Auffassung, § 60 EnergieStG habe keine Rechtsgrundlage im Unionsrecht. Dies ist klar zu verneinen, da es einer solchen gar nicht bedarf: Der EuGH hat in seiner Begründung ausgeführt, dass das EU-Recht lediglich die Steuerentstehungstatbestände regele, nicht jedoch die Modalitäten der Steuererhebung und Einziehung. Deshalb sei es nicht zu beanstanden, dass die Entlastung im Falle eines Forde-rungsausfalls in den Mitgliedstaaten unterschiedlich gehandhabt werde.3\r\nAuch beim Bundesfinanzhof (BFH) kommt man zu der Auffassung, dass der § 60 Energies-teuergesetz mit dem Gemeinschaftsrecht vereinbar ist.4\r\nEU-beihilferechtlich ist § 60 EnergieStG ebenfalls nicht zu beanstanden. Zu diesem Ergebnis gelangt auch ein im Juni 2016 in Auftrag gegebenes Gutachten (Anlage). Es wurde dabei insbesondere die bei einer steuerrechtlichen Beihilfeprüfung entscheidende Selektivität der Maßnahme geprüft und explizit ausgeschlossen. Begründet wird dieses u.a. mit dem EuGH-Urteil vom 8. September 2011.5 Dort heißt es, dass eine selektive Begünstigung nicht vorliegt, wenn die Gruppe der Unternehmen, die eine bestimmte Entlastung enthält, identisch ist mit der Gruppe der Unternehmen, die die mit dieser Entlastung zu mildernde Belastung zu tragen gehabt hätte. Ebenso ist der bloße Verweis des § 60 EnergieStG auf § 2 Abs. 1 Nr. 1 - 4 EnergieStG nicht ausreichend, um den selektiven Charakter einer Regelung zu begründen.6\r\ne)\r\n§ 227 AO nicht zielführend\r\nDie vom BMF angeführte vermeintliche Alternative, die Rückerstattung der ausgefallenen Energiesteuer im Wege eines Billigkeitsantrags zu erhalten, scheidet in der Praxis aus. Die Zahlungsunfähigkeit des Kunden stellt gerade keinen Billigkeitstatbestand im Sinne der Ab-gabenordnung dar. Gerade deshalb wurde die Vorläufervorschrift zum § 60 EnergieStG im Mineralölsteuerrecht vor über 30 Jahren geschaffen. Durch die Streichung der Vorschrift würde der Gesetzgeber ausdrücklich dokumentieren, dass es sich nicht um eine Gesetzeslü-cke handelt, die er nicht gesehen hat und die daher im Wege der Billigkeit geschlossen wer-den müsste.\r\nForderung: § 60 EnergieStG unverändert beibehalten\r\n3 vgl. Jatzke in Bongartz/Jatzke Schröer-Schallenberg, EnergieStG StromStG Kommentar; Randnummer 5 zu § 60 EnergieStG\r\n4 z. B. BFH VII R 21/97 Rdn. 30 bis 32 und VII R 21/97 Rdn. 11\r\n5 Rechtssache. C-279/08 P\r\n6 EuGH-Urteil vom 15. November 2011, verb. Rechtssachen C-106/09 P und C-107/09P\r\nUNITI - Bundesverband EnergieMittelstand e.V. | Jägerstraße 6 | 10117 Berlin Seite 6 von 8\r\nMEW - Mittelständische Energiewirtschaft Deutschland e.V. | Georgenstraße 23 | 10117 Berlin\r\nbft – Bundesverband Freier Tankstellen e.V. | Ippendorfer Allee 1d | 53127 Bonn\r\nen2x – Wirtschaftsverband Fuels und Energie e.V. | Georgenstraße 24 | 10117 Berlin\r\n4.\r\nZu Artikel 2 Nr. 8: Änderung des Energiesteuergesetzes (§ 27 Schiffsbetriebsstoffe)\r\nIn § 27 Abs. 1 Energiesteuergesetz werden jetzt weitere Schiffsbetriebsstoffe aufgenom-men, die unmittelbar steuerbefreit in der gewerblichen Schifffahrt eingesetzt werden. Dies fördert den Ersatz fossiler Schiffsbetriebsstoffe durch erneuerbare Kraftstoffe und beseitigt eine im aktuellen Recht bestehende Wettbewerbsverzerrung.\r\nDie Regelung wird ausdrücklich begrüßt.\r\n5.\r\nZu Artikel 2: Änderung des Energiesteuergesetzes (§ 27 Luftfahrtbetriebsstoffe)\r\n§ 27 Absatz 2 EnergieStG sieht eine unmittelbare Steuerbefreiung für die Luftfahrt mit Aus-nahme der privaten nichtgewerblichen Luftfahrt lediglich für Flugbenzin der Unterposition 2710 1231 und für Flugturbinenkraftstoff der Unterposition 2710 1921 vor. Für alle anderen nachweislich versteuerten Luftfahrtbetriebsstoffe wird eine Steuerentlastung gem. § 52 Ener-gieStG auf Antrag gewährt.\r\n§ 27 Absatz 2 EnergieStG sollte für Flugbenzin der Unterposition 2710 1231 der Kombinierten Nomenklatur, dessen Research Oktanzahl den Wert von 100 nicht unterschreitet, Flugturbi-nenkraftstoff der Unterpositionen 2710 1225 und 2710 1921 der Kombinierten Nomenklatur und Sustainable Aviation Fuel, Synthetic Paraffinic Kerosene bzw. andere synthetische Blendkomponenten für Flugturbinenkraftstoff der Unterpositionen 2710 1921 und 2710 1925 der Kombinierten Nomenklatur gelten.\r\nForderung: Unmittelbare Steuerbefreiung gem. § 27 EnergieStG für den o.g. erweiter-ten Kreis von Energieerzeugnissen vorsehen.\r\n6.\r\nEnergiesteuerrechtliche Behandlung von LNG\r\nDer Einsatz von LNG als Kraftstoff hat, nicht nur für die Schifffahrt, erheblich an Bedeutung gewonnen. Folglich schreitet auch der Ausbau der LNG-Infrastruktur in Deutschland voran. Die Bundesregierung hat festgestellt, dass LNG eine zentrale Rolle im Energiemix in Deutsch-land einnimmt. Deshalb wurde schon 2019 eine Verordnung zur Verbesserung der Rahmen-bedingungen für den Aufbau der LNG-Infrastruktur in Deutschland verabschiedet.\r\nNach aktueller Rechtslage muss LNG jedoch versteuert werden, wenn es nicht leitungsge-bunden nach Deutschland eingeführt bzw. verbracht oder steuerfrei verwendet wird (z.B. als Schiffskraftstoff). Dies stellt nicht nur einen Wettbewerbsnachteil für Deutschland im Vergleich zu den anderen EU-Mitgliedstaaten dar. Lieferungen von LNG sind aktuell auch nur mit gro-ßem administrativem Aufwand möglich. Während der Verhandlungen über die Revision der Energiesteuerrichtlinie in den Ratsarbeits-gruppen in den Jahren 2011 bis 2015 war die Einbeziehung von LNG ins Aussetzungsverfah-ren bereits beschlossen, konnte jedoch nicht vollzogen werden, da die seinerzeitige EU-Kom-mission ihren damaligen Richtlinienvorschlag im Jahr 2015 zurückgezogen hat.\r\nSeit mittlerweile mehr als 14 Jahren versucht die Branche, LNG in das Steueraussetzungs-verfahren einzubeziehen. Jetzt erneut auf die – nicht sehr wahrscheinliche - Verabschiedung der Energiesteuerrichtlinie zu warten, erscheint nicht mehr sachgerecht. Deshalb muss eine nationale Regelung gefunden werden, die wie folgt aussehen könnte:\r\nDie Steuerentstehung für LNG sollte entsprechend der Regelung in § 23 Absatz 1 Nr. 1 Ener-gieStG daran geknüpft werden, dass LNG im Steuergebiet erstmals als Kraft- oder Heizstoff oder als Zusatz oder Verlängerungsmittel von Kraft- oder Heizstoffen abgegeben wird. Als Auffangtatbestand könnte dann entsprechend der Regelung in § 23 Absatz 1 Nr. 2 Energie-StG das Verwenden von LNG als Kraft- oder Heizstoff vorgesehen werden.\r\nDer Vorteil einer derartigen Regelung wäre darüber hinaus, dass Verbringungen von LNG in das Steuergebiet oder LNG-Einfuhren, die derzeit in den §§ 40 und 41 EnergieStG abgebildet werden, vergleichbar behandelt werden könnten. Energiesteuerschuldner wäre entsprechend der Regelung in § 23 Absatz 3 Nr. 1 EnergieStG der derjenige, der das LNG erstmalig als Kraft- oder Heizstoff abgibt, wenn dieser in Deutschland ansässig ist, andernfalls der Emp-fänger des LNG.7\r\nForderung: § 43 EnergieStG auf LNG erweitern und Entnahmefiktion für LNG in § 38 Absatz 1 Satz 3 EnergieStG streichen.\r\n7.\r\nZu Artikel 4 Nr. 7: Entnahmen zur Wartung, Reparatur oder Reinigung (§ 23 Ener-giesteuer-Durchführungsverordnung)\r\n§ 23 Absatz 2 der Energiesteuer-Durchführungsverordnung regelt, dass für bestimmte kurz-fristige betriebsbedingte Entnahmen von Energieerzeugnissen im Rahmen eines Herstel-lungsbetriebs oder Tanklagers keine Entfernung aus dem Steuerlager bzw. innerhalb des Steuerlagers vorliegt und die Energiesteuer gemäß § 8 Absatz 1 Energiesteuergesetz nicht entsteht.\r\n7 Hinweis: es sollte klargestellt werden, dass während der Lagerung des LNG grundsätzlich noch keine Bestimmung vorliegt.\r\nUNITI - Bundesverband EnergieMittelstand e.V. | Jägerstraße 6 | 10117 Berlin Seite 8 von 8\r\nMEW - Mittelständische Energiewirtschaft Deutschland e.V. | Georgenstraße 23 | 10117 Berlin\r\nbft – Bundesverband Freier Tankstellen e.V. | Ippendorfer Allee 1d | 53127 Bonn\r\nen2x – Wirtschaftsverband Fuels und Energie e.V. | Georgenstraße 24 | 10117 Berlin\r\nDiese Regelung wird mit dem vorliegenden Entwurf auf die Wartung, Reparatur und Reini-gung der Rohrleitungen sowie Lagerstätten ausgeweitet. Auch hierfür müssen Energieer-zeugnisse aus den Rohrleitungen und/oder Lagerstätten kurzfristig entnommen und anschlie-ßend unmittelbar wieder in eine zugelassene Lagestätte des Steuerlagers aufgenommen wer-den. Die Entnahme der Energieerzeugnisse erfolgt dabei weder zum Gebrauch noch zum Verbrauch innerhalb des Steuerlagers, sondern dient ausschließlich dem Zweck, betrieblich erforderliche Arbeiten an Rohrleitungen, Tanks und betrieblichen Anlagen sowie Umlagerun-gen von Energieerzeugnissen innerhalb des Steuerlagers durchführen zu können. Es handelt sich hierbei um Entnahmen, die aufgrund betrieblicher Erfordernisse getätigt werden müssen.\r\nDie Regelung wird grundsätzlich begrüßt. Unverständlich ist jedoch, warum der Steuerlagerin-haber die Durchführung dem Hauptzollamt in diesen Fällen vorab anzuzeigen hat. Nach § 23 Absatz 3 der EnergieStV hat der Steuerlagerinhaber in den Fällen des Absatzes 2 Aufzeich-nungen über die entnommenen und wieder aufgenommenen Energieerzeugnisse zu führen und die Wiederaufnahme in geeigneter Weise nachzuweisen. Das zuständige Hauptzollamt kann dazu Anordnungen treffen. Der Steuerlagerinhaber hat die Aufzeichnungen und Nach-weise dem zuständigen Hauptzollamt auf Verlangen vorzulegen. Zudem kann das zuständige Hauptzollamt auch hier weitere Anordnungen treffen. Folglich ist eine zusätzliche Anzeige-pflicht nicht erforderlich und baut Bürokratie auf statt ab. Sie kann sich im 24-Stundenbetrieb einer Raffinerie oder eines Tanklagers sogar als Hindernis erweisen, wenn schnelles Handeln gefragt ist.\r\nForderung: Vorabanzeige streichen\r\n8.\r\nZu Artikel 1: Änderung des Stromsteuergesetzes:\r\nDas Stromsteuerrecht wird insbesondere im Bereich der Elektromobilität modernisiert und an aktuelle Gegebenheiten sowie Bedürfnisse angepasst. Dazu gehört\r\n•\r\ndie Steuerentstehung und Bestimmung des Steuerschuldners am Ladepunkt\r\n•\r\ndas bidirektionale Laden\r\n•\r\ndie technologie-offene Erfassung der Stromspeicher sowie\r\n•\r\ndie Schaffung eines einheitlichen stromsteuerrechtlichen Anlagenbegriffs\r\nMit der Anpassung in § 9b StromStG erfolgt die Verstetigung der Steuerentlastung für Unter-nehmen des Produzierenden Gewerbes, indem der Entlastungssatz unbefristet auf 20 € je MWh festgelegt wird. Sowohl die Modernisierung als auch die Entlastung für die Wirtschaft werden ausdrücklich begrüßt. Gutachterliche Stellungnahme zur Beihilfekonformität von § 60 EnergieStG Abgegeben im Auftrag der MEW Mittelständische Energiewirtschaft Deutschland e.V., UNITI Bundesverband mittelständischer Mineralölunternehmen e.V. durch Rechtsanwälte Prof. Dr. Christoph Moench Dr. Ulrich Soltész Dr. Hendrik Marchal Dr. André Lippert 21. Juni 2016 Gleiss Lutz Hootz Hirsch PartmbB Rechtsanwälte, Steuerberater Sitz Stuttgart, AG Stuttgart PR 136 Friedrichstraße 71 10117 Berlin Ansprechpartner: Prof. Dr. Christoph Moench T 030 800 979-171 E christoph.moench@gleisslutz.com\r\n5493271707 2/37 INHALTSVERZEICHNIS A. ZUSAMMENFASSUNG.........................................................................................................4 B. SACHVERHALT UND FRAGESTELLUNG .......................................................................6 I. Die Norm des § 60 EnergieStG ...............................................................................................6 II. Anlass der gutachterlichen Stellungnahme und Fragestellung..............................................8 C. BEIHILFERECHTLICHE BEWERTUNG...........................................................................8 I. Keine Begünstigung durch § 60 EnergieStG..........................................................................9 1. Die „normalerweise“ zu tragende Steuerbelastung.........................................................10 1.1 Maßstab ..............................................................................................................10 1.2 § 60 EnergieStG als formelle Steuererhebungsvorschrift......................................11 2. Zwischenergebnis..........................................................................................................13 II. Keine Selektivität der Begünstigung - § 60 EnergieStG als konsequente Umsetzung des Referenzsystems der Abwälzbarkeit von indirekten Verbrauchsteuern.......................14 1. Erster Schritt: Definition des Referenzsystems...............................................................15 1.1 Maßstab: Enges Referenzsystem..........................................................................15 1.2 Referenzsystem hier: Abwälzbarkeit indirekter Verbrauchsteuern........................16 1.3 Zwischenergebnis................................................................................................18 2. Zweiter Schritt: Identifizierung der Steuermaßnahme und mögliche Abweichung ..........18 2.1 Identifizierung der Maßnahme.............................................................................19 2.2 § 60 EnergieStG schon keine Abweichung vom Referenzsystem .........................19 2.2.1 Systemkonformität des § 60 EnergieStG....................................................19 2.2.2 Vergleichbare Risikoverteilungen bei anderen Steuerarten .........................21 2.3 Keine Unterscheidung zwischen Wirtschaftsteilnehmern in vergleichbarer Lage....................................................................................................................21 2.3.1 Keine Ungleichbehandlung durch die Norm selbst .....................................22 a) Sondersituation der Mineralölwirtschaft...........................................22 b) Verschärfung der Sondersituation bei Wegfall des § 60 EnergieStG......................................................................................24 2.3.2 Keine Ungleichbehandlung durch die konkrete Anwendung möglich .........26 2.3.3 Ergänzend: Abschaffung von § 60 wäre Ungleichbehandlung gegenüber Bunker- und Flugkraftstoffen....................................................28 2.4 Zwischenergebnis................................................................................................29 3. Dritter Schritt: Rechtfertigung aus der Natur und dem inneren Aufbau des Steuersystems................................................................................................................30 3.1 § 60 EnergieStG als Mechanismus zur Erreichung eines dem Steuersystem inhärenten Ziels...................................................................................................31 3.2 Kohärenz und Verhältnismäßigkeit der Regelung ................................................31 3.2.1 Kohärenz des § 60 EnergieStG in der praktischen Durchführung................32 3.2.2 Verhältnismäßigkeit des § 60 EnergieStG..................................................34 a) Erlass nach § 227 AO kein milderes Mittel ......................................34 b) Keine Überkompensation möglich ...................................................35 c) Beschränkung auf hoch versteuerte Kraftstoffe ................................36 3.3 Zwischenergebnis................................................................................................37 III. Ergebnis.................................................................................................................................37\r\n5493271707 4/37 A. ZUSAMMENFASSUNG 1. § 60 EnergieStG ist aus mehreren Gründen keine unzulässige Beihilfe. Die Norm erfüllt mehre-re wesentliche Merkmale des Beihilfentatbestands des Art. 107 AEUV nicht. 2. Es liegt bereits keine Begünstigung vor, weil § 60 EnergieStG von keiner Belastung befreit, die die Mineralölwirtschaft normalerweise tragen müsste. § 60 EnergieStG findet seine Grundlage im System der indirekten Verbrauchsbesteuerung. Die Regelung dient dazu, die unerwünschten Folgen der indirekten Steuererhebungspraxis im deutschen Verbrauchsteuersystem zu korrigie-ren. Die Notwendigkeit für die Regelung des § 60 EnergieStG entsteht daher aus der Systematik der indirekten Verbrauchsbesteuerung als Steuererhebungstechnik, sodass die Norm als formel-le Steuererhebungsvorschrift zu qualifizieren ist. Sie befreit den Mineralölhandel allein von unangemessenen Sonderbelastungen, die dadurch entstehen, dass er aus verwaltungsökonomi-schen Gründen als „Inkassostelle des Fiskus“ eingesetzt wird. 3. Darüber hinaus weist § 60 EnergieStG keine Selektivität der Begünstigung auf: 3.1 Die Norm ist schon keine Abweichung vom vorab zu definierenden Referenzsystem; dieses Re-ferenzsystem ist im vorliegenden Fall gekennzeichnet durch die Möglichkeit der Abwälzbarkeit indirekter Verbrauchsteuern vom Marktteilnehmer, der mit versteuerten Energieerzeugnissen handelt („Verkäufer“ i. S. von § 60 EnergieStG) auf den Warenempfänger (i. S. von § 60 Ener-gieStG). § 60 EnergieStG gestaltet dies systemkonform im Bereich der Mineralölbesteuerung aus: Unter bestimmten, kumulativen und eng auszulegenden Voraussetzungen werden die Ver-käufer von versteuerten Otto- und Dieselkraftstoffen davor geschützt, dass sie aufgrund des fi-nanziellen Ausfalls des Warenempfängers die Steuerbelastung nicht mehr weitergeben können. 3.2 Aber selbst wenn § 60 EnergieStG als Abweichung vom Referenzsystem zu verstehen wäre, lä-ge eine Ungleichbehandlung mit anderen Wirtschaftsteilnehmern, als Voraussetzung für die Annahme einer selektiven Begünstigung, nicht vor. Wie der Bundesfinanzhof bereits 1998 be-stätigt hat, befinden sich die Mineralölunternehmen und die Unternehmen, die mit anderen ver-brauchsbesteuerten Produkten handeln, schon nicht in einer vergleichbaren Lage. Dies ergibt sich vor allem aus der Sondersituation des Mineralölhandels, die neben der hohen steuerlichen Belastung der Mineralölprodukte, der marktüblichen, großen Liefermengen auch durch die ge-ringen Margen des Mineralölhandels gekennzeichnet ist. Vor diesem Hintergrund sind Mineral-ölhändler auf Finanzierungsgeschäfte angewiesen, bei denen die Ware u. a. durch Warenkredit-versicherungen abgesichert wird. Hinzu kommen u. U. zusätzliche Sicherheitsleistungen in Form von Vorausleistungen oder Sicherheitszuschlägen, beispielsweise als Bankbürgschaft oder Bankgarantie. Ein Wegfall des § 60 EnergieStG führt zu einer erheblichen Verteuerung der Fi-nanzierungsgeschäfte, die angesichts der bestehenden Wettbewerbssituation im Mineralölhan-del, die durch geringe Margen gekennzeichnet ist, kaum aufgefangen werden kann. 3.3 Die Selektivität der Begünstigung ergibt sich insbesondere auch nicht daraus, dass § 60 Ener-gieStG nur auf die in § 2 Abs. 1 Nr. 1 bis 4 EnergieStG genannten hochversteuerten Energie-erzeugnisse (Otto- und Dieselkraftstoffe) verweist. Zum einen kann schon nach der gefestig-ten Rechtsprechung des EuGH allein aus der Regelungstechnik nicht auf den selektiven Charak-ter einer Maßnahme geschlossen werden. Zudem ist der Handel mit den Produkten des § 2 Abs. 1 Nr. 1 – 4 EnergieStG nicht mit dem Handel mit sonstigen Mineralölprodukten vergleich-bar. Nur die in § 2 Abs. 1 Nr. 1 bis 4 EnergieStG genannten Energieerzeugnisse sind hochver-steuert und werden aufgrund der Besonderheiten des Marktes in sehr hohen Liefermengen ge-handelt. Dies gilt nicht für alle anderen in § 2 EnergieStG genannten Produkte, die entweder ei-nem sehr geringen Steuersatz unterliegen, von Steuerermäßigungen in § 2 Abs. 2 und Abs. 3 EnergieStG profitieren oder generell in sehr viel geringeren Mengen abgesetzt werden. Insoweit ergibt sich aus der einschlägigen Rechtsprechung sowohl des EuG als auch des EuGH, dass eine derartige Beschränkung auf eine bestimmte Anzahl von Unternehmen bei einer Regelung nicht ausreicht, um die Selektivität der Maßnahme anzunehmen. Dies gilt insbesondere dann, wenn die Gruppe von Unternehmen, die eine bestimmte Entlastung erhält, identisch ist mit der Grup-pe derjenigen Unternehmen, die die mit dieser Entlastung zu mildernde Belastung zu tragen ge-habt hätte. 3.4 Auch in der konkreten Anwendung des § 60 EnergieStG ist eine selektive Begünstigung nicht möglich, weil die Norm als gebundener Anspruch ausgestaltet ist. Nach ständiger Rechtspre-chung und Praxis sind vor allem Ermessensvorschriften beihilferechtlich bedenklich, weil sie im Einzelfall selektive Begünstigungen zulassen. 3.5 Hinzu kommt schließlich: Gerade erst durch die Abschaffung des § 60 EnergieStG droht eine Ungleichbehandlung mit anderen Wirtschaftsteilnehmern. Dann bestünde mit § 27 EnergieStG eine nachteilige Behandlung gegenüber gleichen Mineralölprodukten (Kraftstoffen) im Bereich der gewerblichen Schiff- und Luftfahrt 4. Schließlich wäre § 60 EnergieStG auch durch die Natur und den inneren Aufbau des Steuersys-tems gerechtfertigt. 4.1 Die Norm ist ein dem Steuersystem selbst inhärenter Mechanismus zur Erreichung des entspre-chenden Ziels, nämlich der Abwälzbarkeit indirekter Verbrauchsteuern. Sie ist kohärent, denn sie steht in ihrer praktischen Durchführung mit der generellen Struktur des Steuersystems im Einklang. Nur das finale Ausfallrisiko soll dem Steuergläubiger zufallen. Das stellt § 60 Ener-gieStG durch enge, kumulative Tatbestandsmerkmale sicher. Durch die hohen Anforderungen innerhalb des Tatbestandes wird zugleich sichergestellt, dass der Erstattungsanspruch lediglich die besonderen Belastungen der Mineralölwirtschaft kompensiert. Der Gesetzgeber hat diesem Gedanken insbesondere durch den echten Selbstbehalt in Höhe von EUR 5.000 (§ 60 Abs. 1 Nr. 1 EnergieStG) Rechnung getragen. Sie ist zudem beschränkt auf den Energiesteuerausfall bei hoch versteuerten Kraftstoffen, nicht aber auf andere Energieerzeugnisse mit ermäßigten Steuersätzen. 4.2 Schließlich ist § 60 EnergieStG auch verhältnismäßig: Insbesondere ist zum einen § 227 AO als Billigkeitsvorschrift im Ermessen der Behörde kein milderes Mittel zur Erreichung des glei-chen Ziels. Zum anderen stellt die in § 60 Abs. 3 EnergieStG enthaltene auflösende Bedingung sicher, dass eine Überkompensation ausgeschlossen ist. Letztlich findet § 60 EnergieStG nur bei\r\n5493271707 6/37 hoch versteuerten Energieerzeugnissen Anwendung, die auch nicht anderen ermäßigten Steuers-ätzen unterliegen. B. SACHVERHALT UND FRAGESTELLUNG Nach einem Überblick über § 60 EnergieStG (nachfolgend I.) stellen wir den Anlass der gut-achterlichen Stellungnahme und die Fragestellung dar (nachfolgend II.). I. Die Norm des § 60 EnergieStG Bereits 1991 wurde die Ermächtigung zu einer Verordnungsregelung in das Mineralölsteuerge-setz aufgenommen,1 nach der dem Verkäufer von versteuerten Energieerzeugnissen gemäß § 2 Abs. 1 Nr. 1 bis 4 EnergieStG (im Folgenden auch: Otto- und Dieselkraftstoffen) die im Ver-kaufspreis enthaltene Steuer erstattet wird, wenn die gesetzgeberisch als Regelfall betrachtete Abwälzung aufgrund der Insolvenz des Warenempfängers scheitert. Auf dieser Grundlage wur-de § 53 Mineralölsteuer-Durchführungsverordnung (im Folgenden: MinöStV) erlassen, der auf der Ermächtigungsgrundlage des § 31 Abs. 3 Nr. 4 MinöStG beruht.2 § 53 MinöStV ist der di-rekte Vorläufer des jetzigen § 60 EnergieStG; er entsprach inhaltlich der jetzigen Regelung. § 60 EnergieStG hat folgenden Wortlaut: „(1) Eine Steuerentlastung wird auf Antrag dem Verkäufer von nachweislich nach § 2 Abs. 1 Nr. 1 bis 4 versteuerten Energieerzeugnissen für die im Verkaufspreis enthaltene Steuer gewährt, die beim Warenempfänger wegen Zahlungsunfähigkeit ausfällt, wenn 1. der Steuerbetrag bei Eintritt der Zahlungsunfähigkeit 5.000 Euro über-steigt, 2. keine Anhaltspunkte dafür vorliegen, dass die Zahlungsunfähigkeit im Einvernehmen mit dem Verkäufer herbeigeführt worden ist, 1 Vgl. Art. 3 Nr. 3 lit. c des Gesetzes zur Einführung eines befristeten Solidaritätszuschlags und zur Ände-rung von Verbrauchsteuer- und anderen Gesetzen (Solidaritätsgesetz) vom 24. Juni 1991, BGBl. I S. 1318, 1320. Mit Wirkung ab dem 1. Juli 1991 wurde die Mineralölsteuer insbesondere wie folgt erhöht: Unverbleites Benzin um 0,22 DM/l von 0,60 DM/l auf 0,82 DM/l; verbleites Benzin um 0,25 DM/l von 0,67 DM/l auf 0,92 DM/l; Dieselkraftstoff um 0,10 DM/l von 0,44 DM/l auf 0,54 DM/l. Vgl. dazu Deut-scher Bundestag, Beschlussempfehlung und Bericht des Finanzausschusses (7. Ausschuss), Entwurf eines Gesetzes zur Einführung eines befristeten Solidaritätszuschlags und zur Änderung von Verbrauchsteuer- und anderen Gesetzen (Solidaritätsgesetz) vom 11. Mai 1991, BT-Drs. 12/561, S. 13. 2 Vorgänger dieser Regelung war der im Wesentlichen inhaltsgleiche § 39 b der Verordnung zur Durchfüh-rung des Mineralölsteuergesetzes i. d. F. von Art. 1 Nr. 12 der Verordnung zur Änderung von Verordnun-gen zur Durchführung des Mineralölsteuergesetzes vom 28. Juni 1991 (BGBl I, 1400). Überwachung der Außenstände, rechtzeitiger Mahnung bei Zahlungsverzug unter Fristsetzung und gerichtlicher Verfolgung des Anspruchs nicht zu ver-meiden war, 4. Verkäufer und Warenempfänger nicht wirtschaftlich miteinander verbun-den sind; sie gelten auch als verbunden, wenn sie Teilhaber oder Gesell-schafter desselben Unternehmens oder Angehörige im Sinne des § 15 der Abgabenordnung sind oder wenn Verkäufer oder Warenempfänger der Lei-tung des Geschäftsbetriebs des jeweils anderen angehören. (2) Die Steuerentlastung hängt davon ab, dass sie bis zum Ablauf des Jahres, das dem Jahr folgt, in dem die Zahlungsunfähigkeit des Warenempfängers eingetreten ist, schriftlich beantragt wird. Dem Antrag sind beizufügen: 1. Unterlagen über die Beschaffenheit, Herkunft und Versteuerung des Mi-neralöls, 2. Nachweise über den Verkauf an den Warenempfänger, 3. Nachweise über die eingetretene Zahlungsunfähigkeit des Warenempfän-gers. (3) Die Steuerentlastung erfolgt unter der auflösenden Bedingung einer nachträg-lichen Leistung des Warenempfängers. Der Verkäufer hat dem Hauptzollamt nach-trägliche Leistungen des Warenempfängers unverzüglich anzuzeigen. Führt die Leistung nicht zum Erlöschen der Forderung des Verkäufers, vermindert sich die Erstattung oder Vergütung um den Teil der Teilleistung, der dem Steueranteil an der ausgefallenen Forderung entspricht. Das Hauptzollamt kann anordnen, dass der Verkäufer seine Forderung gegen den Warenempfänger in Höhe des ausgefal-lenen Steuerbetrages an die Bundesrepublik Deutschland (Bundesfinanzverwal-tung) abtritt.“ § 60 EnergieStG ist für alle Marktteilnehmer, die mit versteuerten Energieerzeugnissen handeln („Verkäufer“ i. S. v. § 60 EnergieStG) und diese an den Warenempfänger (i. S. von § 60 Ener-gieStG) weitergeben, von grundlegender Bedeutung. Die Norm weist das Risiko des Steueraus-falls unter Berücksichtigung eines Selbstbehalts dem Steuergläubiger (Fiskus) zu. Die Norm sieht eine Steuerentlastung im Bereich der Energiesteuern vor. Nach § 45 EnergieStG umfasst eine Steuerentlastung den Erlass, die Erstattung und die Vergütung einer entstandenen Steuer. Eine Entlastung sieht § 60 EnergieStG für den Fall vor, dass ein Verkäufer von Energie-erzeugnissen gemäß § 2 Abs. 1 Nr. 1 bis 4 EnergieStG aufgrund eines Zahlungsausfalls des Wa-renempfängers die Energiesteuer nicht abwälzen kann. Das Risiko, dass er bei einer Insolvenz des Warenempfängers den Kaufpreis der Energieerzeugnisse nicht erhält, trägt er aber weiter-hin. Damit die Steuerentlastung nach § 60 EnergieStG greift, darf der Zahlungsausfall u.a. trotz Eigentumsvorbehalts, Mahnung und gerichtlicher Geltendmachung nicht zu verhindern gewesen sein. Weitere, in § 60 EnergieStG genannte Voraussetzungen müssen ebenfalls vorliegen. Der Anwendungsbereich der Norm erfasst alle Verkäufer von versteuerten Otto- und Dieselkraft-stoffen, also sowohl Raffineure wie auch unabhängige Import-, Groß- und Zwischenhändler, die\r\n5493271707 8/37 die Erzeugnisse an Warenempfänger (z. B. Mineralölhändler, Tankstellen und Verbraucher) weitergeben. Diese Verkäufer handeln mit versteuerten Otto- und Dieselkraftstoffen, d. h. die Kraftstoffe befinden sich zum Zeitpunkt der Lieferung im freien Verkehr. II. Anlass der gutachterlichen Stellungnahme und Fragestellung Nach einem Diskussionsentwurf der Bundesregierung zur Änderung des Energie- und Stromsteuergesetzes3 ist geplant, § 60 EnergieStG abzuschaffen. Dies wird knapp wie folgt be-gründet: „Die Steuerentlastung ist unionsrechtskonform zurückzuführen und im Energies-teuergesetz zu streichen. Den betroffenen Unternehmen bleibt es damit unbenom-men, im Rahmen der allgemeinen Billigkeitsgrundsätze (§ 227 AO) Hilfe zu bean-spruchen.“4 Der Europäische Gerichtshof (EuGH) hat die Vereinbarkeit von § 53 MinöStV bzw. § 60 Ener-gieStG mit Unionsrecht anlässlich einer Entscheidung zu einer Steuerentlastung durch die fran-zösischen Behörden bestätigt.5 Ergänzend dazu haben der Verband der Mittelständischen Ener-giewirtschaft (MEW) und der Bundesverband mittelständischer Mineralölunternehmen e.V. (UNITI) Gleiss Lutz Hootz Hirsch PartmbB Rechtsanwälte, Steuerberater („Gleiss Lutz“ oder „wir“), beauftragt, die Beihilfenkonformität der Regelung des § 60 EnergieStG festzustellen. Dazu prüfen wir die Regelung des § 60 EnergieStG auf die Vereinbarkeit mit den einzelnen Tatbestandsmerkmalen des Art. 107 AEUV. C. BEIHILFERECHTLICHE BEWERTUNG Gemäß Art. 107 Abs. 1 AEUV sind staatliche oder aus staatlichen Mitteln gewährte Beihilfen gleich welcher Art, die durch die Begünstigung bestimmter Unternehmen oder Produktions-zweige den Wettbewerb verfälschen oder zu verfälschen drohen und den Handel zwischen Mit-gliedstaaten beeinträchtigen, mit dem Binnenmarkt unvereinbar. Die Kommission und die Rechtsprechung des Gerichts der Europäischen Union (EuG) sowie des EuGH haben daraus sieben Kriterien formuliert, die in ständiger Praxis und Rechtsprechung geprüft werden: ─ Zurechenbarkeit der Maßnahme an den Staat, ─ Zuwendung staatlicher Mittel, 3 Entwurf eines Zweiten Gesetzes zur Änderung des Energiesteuer- und des Stromsteuergesetzes, Diskus-sionsentwurf der Bundesregierung, Bearbeitungsstand: 22. April 2016, 8:56 Uhr (hier: DiskE). 4 DiskE, S. 63. 5 EuGH, Beschluss vom 22. November 2001 – C-80/01, Michel –, juris, Rn. 20. Zuwendungsempfänger ist ein Unternehmen oder ein bestimmter Produktions-zweig, ─ Zuwendungsempfänger erhält einen wirtschaftlichen Vorteil („Begünstigung“), ─ Selektivität der Begünstigung, ─ Zuwendung verfälscht den Wettbewerb, ─ Zuwendung beeinträchtigt den zwischenstaatlichen Handel. Bei steuerlichen Maßnahmen konzentriert sich die Prüfung in der Regel auf die Frage der Be-günstigung und deren Selektivität. Vor diesem Hintergrund prüfen wir auch vorliegend eine mögliche Begünstigung durch § 60 EnergieStG (nachfolgend I.) sowie deren Selektivität (nach-folgend II.). I. Keine Begünstigung durch § 60 EnergieStG § 60 EnergieStG ist keine beihilferechtlich relevante, steuerliche Begünstigung. Grundsätzlich kann eine Begünstigung nicht nur in einer positiven Gewährung einer Leistung bestehen, son-dern auch in der Befreiung von einer Abgaben- oder Steuerlast,6 z. B. durch Steuerbefrei-ungstatbestände.7 Bei einer solchen so genannten Verschonungssubvention kann eine Beihilfe nach der Rechtsprechung der Unionsgerichte dann vorliegen, wenn Unternehmen von einer fi-nanziellen Belastung befreit werden, die sie „regelmäßig“ bzw. „normalerweise zu tragen ha-ben“.8 Bei § 60 EnergieStG handelt es sich jedoch nicht um eine beihilferechtlich relevante Ausnahme von der „normalerweise“ zu tragenden Steuerlast (nachfolgend 1.), sodass im Ergeb-nis auch keine nach Art. 107 AEUV zu rechtfertigende Begünstigung vorliegt (nachfolgend 2.). 6 Für den Fall der Steuerbefreiung: EuGH, Urteil vom 15. Juni 2006 – C-393/04 und C-41/05, Air Liquide Industries Belgium –, juris, Rn 30; vgl. aus jüngerer Zeit: EuGH, Urteil vom 18. Juli 2013 – C-6/12, P Oy –, juris, Rn. 18; EuGH, Urteil vom 04. Juni 2015 – C-5/14, Kernkraftwerke Lippe-Ems –, juris, Rn. 71. Vgl. dazu ergänzend auch EuG, Urteil vom 10. Mai 2016 – Rs. T-47/15, EEG 2012. 7 EuGH, Urteil vom 03. März 2005 – C-172/03, Heiser –, juris, Rn. 6; Communication from the Commis-sion, Commission Notice on the notion of State aid as referred to in Article 107 (1) TFEU, 19. Mai 2016, Rn. 51. Diese Mitteilung ersetzt u. a. die Mitteilung der Kommission über die Anwendung der Vorschrif-ten über staatliche Beihilfen auf Maßnahmen im Bereich der direkten Unternehmensbesteuerung, ABlEG C 1998, 384/3, Rn. 9. 8 Jüngst: EuG, Urteil vom 10. Mai 2016 – T-47/15, Deutschland/Kommission –, juris, Rn. 49; EuGH, Urteil vom 08. November 2001 – C-143/99, Adria-Wien Pipeline und Wietersdorfer & Peggauer Zementwerke –, juris, Rn. 38; bestätigt etwa in EuGH, Urteil vom 03. März 2005 – C-172/03, Heiser –, juris, Rn. 36; EuGH, Urteil vom 23. März 2006 – C-237/04, Enirisorse –, juris, Rn. 42; außerdem die soeben genannten Entscheidungen sowie Soltész/Hellstern, EuZW 2013, 489 (491).\r\n5493271707 10/37 1. Die „normalerweise“ zu tragende Steuerbelastung Maßgeblich für die Beurteilung der Frage, ob eine Vorschrift eine beihilferechtlich rechtferti-gungsbedürftige Ausnahme von der normalerweise zu tragenden Steuerlast darstellt, ist die Un-terscheidung zwischen formellen Steuererhebungsvorschriften und materiell begünstigen-den Steuerbefreiungstatbeständen (nachfolgend 1.1). Unter Zugrundelegung dieses Maßstabs handelt es sich bei § 60 EnergieStG um eine formelle Steuererhebungsvorschrift, die dem Sys-tem des Verbrauchsteuerrechts entspricht (nachfolgend 1.2). 1.1 Maßstab Beihilferechtlich relevante steuerrechtliche Begünstigungen sind Befreiungen von finanziellen Lasten, die durch nationale Steuergesetze auferlegt werden und die ein Unternehmen „norma-lerweise“ zu tragen hat. Allerdings ist nicht jede Ausnahmevorschrift von der steuerlichen Nor-malsituation eine beihilferechtlich zu rechtfertigende Begünstigung.9 Zu unterscheiden ist viel-mehr zwischen lediglich formellen, rechtstechnischen Steuererhebungsvorschriften und be-günstigenden Steuerbefreiungen, wobei erstere im Gegensatz zu letzteren von der Kommissi-on als nicht beihilferelevant eingestuft werden.10 Die Abgaben- und Steuerlasten, die ein Unternehmen oder Produktionszweig normalerweise zu tragen hat, ergeben sich im Wesentlichen aus den materiellen Steuervorschriften, die das ma-terielle Besteuerungsziel der Steuer bestimmen. Dafür hat der Gesetzgeber zunächst im Rahmen des materiellen Steuerrechts den zu besteuernden Sachverhalt zu identifizieren. Der Fiskus setzt für die Besteuerung bspw. an dem Einkommen einer natürlichen oder juristischen Person (Ein-kommen- und Körperschaftsteuer), an das Vermögen (Erbschaftsteuer und Grundsteuer) sowie an Vorgänge des Rechtsverkehrs, insbesondere die Lieferung von Gegenständen und die Er-bringung von Dienstleistungen (bspw. Umsatzsteuer sowie Grunderwerbsteuer) an. Zudem gibt es die – im vorliegenden Zusammenhang relevanten – Verbrauchsteuern.11 Ver-brauchsteuern dienen der steuerlichen Belastung der Aufwendungen von Verbrauchern (Steu-erträger) für den Verbrauch bestimmter Güter. Da Verbrauchsteuern die in der Einkommens-verwendung zu Tage tretende Leistungsfähigkeit der Verbraucher abschöpfen soll, sollen sie wirtschaftlich den Verbraucher belasten.12 9 Sutter, Das EG-Beihilfenverbot und sein Durchführungsverbot in Steuersachen, 2005, S. 104. 10 Communication from the Commission, Commission Notice on the notion of State aid as referred to in Ar-ticle 107 (1) TFEU, 19. Mai 2016, Rn. 177; Mitteilung der Kommission über die Anwendung der Vor-schriften über staatliche Beihilfen auf Maßnahmen im Bereich der direkten Unternehmensbesteuerung, ABlEG Nr. C 1998 384/3, Rn. 13. 11 Übersicht bei BMF, Steuern von A bis Z, 2013, S. 26. 12 Hille/Gallert, ZfZ 2009, 253 (254). die verfahrenstechnische Gestaltung der Steuererhebung betreffen, d. h. eine Antwort auf die Frage geben, wie das materielle Besteuerungsziel formal umgesetzt wird. Diese formalen Steuerhebungsvorschriften gestalten das Steuererhebungsverfahren in dessen äußeren Ablauf und beziehen sich auf die formale Abwicklung des Steuerschuldverhältnisses. Sie knüpfen ge-rade nicht an materielle, steuerrechtliche Gesichtspunkte wie die Beschaffenheit des zu besteu-ernden Produkts oder den Steuersatz an. Innerhalb von Massengeschäften wäre die Steuereintreibung beim Verbraucher durch den Fis-kus mit hohem Aufwand verbunden, sodass der Gesetzgeber die Verbrauchsteuern üblicher-weise als indirekte Steuern ausgestaltet. Zur Besteuerung des Verbrauchs zieht der Staat dann nicht jeden einzelnen Verbraucher heran, sondern verlagert die Besteuerung auf eine vorgela-gerte Stufe. Steuerschuldner sind in dieser Ausgestaltung nicht der materiell final zu belastende Verbraucher (sog. Steuerträger), sondern der Hersteller oder der Tanklagerbetreiber bzw. der Händler (jeweils als Steuerlagerinhaber). Es ist damit ein Kennzeichen der indirekten Steuer, dass die Person, die die Steuer schuldet (hier der Verkäufer), und die Person, die die Steuer wirtschaftlich trägt (Verbraucher), auseinanderfallen.13 Für den Staat als Steuergläubiger bringt dies den verwaltungsökonomischen Vorteil, dass er nur auf wenige Steuerschuldner zugreifen muss. Der durch den Fiskus eingesetzte Steuerschuldner ist in dem System der indirekten Ver-brauchsteuer nur die „Inkassostelle“14; die Steuerbelastung soll für diese Inkassostelle sowie für nachfolgende Zwischenhändler nur ein Durchlaufposten bis zum tatsächlichen Warenempfänger und somit bis zum Verbraucher sein. In der Gestaltung der formellen Steuererhebungsvorschriften sind die Mitgliedstaaten unions-rechtlich weitgehend frei. Dies hat der EuGH anlässlich einer Steuerentlastung durch die fran-zösischen Behörden, die mit den in § 53 MinöStV bzw. § 60 EnergieStG geregelten Sachverhal-ten vergleichbar war, entschieden: Durch die Vorgängerrichtlinie zur jetzigen Verbrauchsteuer-systemrichtlinie (Richtlinie 92/12/EWG) sei nicht beabsichtigt gewesen, „die Modalitäten der Erhebung und Einziehung der Verbrauchsteuer durch die Mitgliedstaaten [zu] harmonisie-ren.“15 1.2 § 60 EnergieStG als formelle Steuererhebungsvorschrift Vor diesem Hintergrund handelt es sich bei § 60 EnergieStG nicht um einen materiellen Steuer-befreiungstatbestand, sondern um eine formelle Steuererhebungsvorschrift. Dies hat der Bun-desfinanzhof (BFH) bereits in einem Grundsatzurteil aus dem Jahr 1998 zu der in § 53 MinöStV enthaltenen Vorläufernorm festgestellt: 13 Zum System der Verbrauchsteuer siehe auch: BVerfG, Urteil vom 10. Mai 1962 – 1 BvL 31/58 –, juris, Rn. 69 ff.; BMF, Steuern von A bis Z, 2013, S. 59. 14 Hille/Gallert, ZfZ 2009, 253 (254); Jarsomek, ZfZ 1998, 11 (12); mit dem Begriff des Inkassos außerdem der BFH, Urteil vom 01. Dezember 1998 – VII R 21/97 –, BFHE 187, 177 –, juris, Rn. 34. 15 EuGH, Beschluss vom 22. November 2001 – C-80/01, Michel –, juris, Rn. 20.\r\n5493271707 12/37 „Die vorliegende Erstattungsregelung ist aber ihrer Natur nach keine allgemeine Steuer-befreiungsregelung […], sondern lediglich eine Regelung innerhalb des Erhebungsver-fahrens betreffend die Verteilung des Steuerrisikos bei Forderungsausfällen durch Insol-venz des Abnehmers.“16 § 60 EnergieStG findet seine Grundlage im System der indirekten Verbrauchsbesteuerung. Die Regelung dient dazu, die unerwünschten Folgen der indirekten Steuererhebungspraxis im deut-schen Verbrauchsteuerrecht zu korrigieren. Sie gibt dem Verkäufer einen Entlastungsanspruch für den Fall, dass er aufgrund der Zahlungsunfähigkeit des Warenempfängers die Steuerlast nicht abwälzen kann und mithin eine sachgerechte Verbrauchsbesteuerung unmöglich ist. Das Risiko der fehlenden Abwälzbarkeit im Fall der Insolvenz des Warenempfängers weist § 60 EnergieStG – systemgerecht – dem Steuergläubiger zu. In den Worten des BFH: „Daher ist es im Grunde konsequent, wenn das Risiko des Steuerausfalls in den Fällen des § 53 MinöStV, wenn auch nur in einem bestimmten Umfang, dem Fis-kus als Steuergläubiger zugewiesen wird, weil der Mineralölhandel lediglich mit dem Inkasso beauftragt ist, während der Verbraucher als eigentlicher Adressat mit der Steuer belastet werden soll (vgl. Jatzke, a.a.O., S. 263, unter Bezugnahme auf die Gesetzesbegründung in BTDrucks 12/561, S. 16).“ [Hervorhebung d. Verf.]17 Durch § 60 EnergieStG wird der Mineralölhandel daher nicht von einer Belastung frei, die er normalerweise zu tragen hat; die Regelung befreit den Mineralölhandel allein von unangemes-senen Sonderbelastungen, die dadurch entstehen, dass er aus verwaltungsökonomischen Grün-den als Inkassostelle des Fiskus eingesetzt wird. Darüber hinausgehend trifft der § 60 Energie-StG keine Regelung. Zum einen entfällt der Entlastungsanspruch, wenn der Warenempfänger nachträglich wieder leistungsfähig wird; auf die Steuerforderung wird also nicht dauerhaft ver-zichtet. Zum anderen trägt der Verkäufer auch weiterhin das Insolvenzrisiko für seine Kauf-preisforderung. § 60 EnergieStG ist somit selbst eine Regelung innerhalb des formalen Erhe-bungsverfahrens der indirekten Besteuerung.18 Den formalen Charakter des § 60 EnergieStG zeigt auch eine Kontrollüberlegung: Könnte eine Vorschrift entfallen, ohne dass dadurch das materielle Besteuerungsziel gestört würde, handelt es sich um eine Vorschrift der Steuererhebungstechnik.19 Die materiell gewollte Verbrauchsbe-steuerung im Energiesteuergesetz würde sich durch einen Wegfall des § 60 EnergieStG nicht ändern. Anders als bei materiellen Steuerbefreiungen, die beispielsweise an eine bestimmte Verwendung anknüpfen, betrifft die Regelung des § 60 EnergieStG nur eine Frage der generel-len Erhebung. Sie dient lediglich dazu, dessen inhärente Härten auszugleichen. 16 BFH, Urteil vom 01. Dezember 1998 – VII R 21/97 –, BFHE 187, 177 –, juris, Rn. 31. 17 BFH, Urteil vom 01. Dezember 1998 – VII R 21/97 –, BFHE 187, 177 –, juris, Rn. 34. 18 BFH, Urteil vom 01. Dezember 1998 – VII R 21/97 –, BFHE 187, 177 –, juris, Rn. 31. Das zeigt sich auch in der gesetzgeberischen Intention: BT-Drs. 12/561, S. 16. 19 Lang, Systematisierung der Steuervergünstigungen, 1974, S. 125. Die Einordnung von § 60 EnergieStG – bzw. seiner Vorläufernorm – als formale Steuererhe-bungsvorschrift wurde vom BFH noch auf ein weiteres Argument gestützt: Denn nur weil es sich bei dem damaligen § 53 MinöStV um eine formale Steuererhebungsvorschrift handelte, be-durfte es zu dessen Erlass, anders als für einen echten Steuerbefreiungstatbestand, keiner Er-mächtigung durch den Rat nach Art. 8 der damals geltenden Mineralölsteuer-Strukturrichtlinie (dem entspricht der heutige Art. 19 Energiesteuer-Richtlinie).20 Die Tatsache, dass diese Vor-schrift ohne eine entsprechende Ermächtigung erlassen werden konnte, und dass dies vom Ver-brauchsteuerausschuss gebilligt wurde, zeigt demnach, dass die Einordnung als bloße Steuerer-hebungsvorschrift auch gemeinschafts- bzw. unionsrechtlich nicht zu beanstanden ist.21 Auch die Regelung von Steuerentlastungs- und -befreiungstatbeständen in der Verbrauchsteu-errichtlinie22 steht der Kategorisierung des § 60 EnergieStG als formale Steuererhebungsvor-schrift nicht entgegen. Die dort in Art. 11 und 12 vorgesehenen Entlastungs- und Befreiungstat-bestände knüpfen ausschließlich an materielle Gesichtspunkte bzw. an die Vermeidung von Steuerhinterziehung und Missbrauch an. Für Steuerentlastungstatbestände, die nicht an die ma-terielle Steuerpflichtigkeit, sondern nur an das formelle Erhebungsverfahren anknüpfen, enthält die Richtlinie hingegen keine Vorgaben, da hier gerade ein mitgliedstaatlicher Gestaltungsspiel-raum (Art. 9 Abs. 2 Verbrauchsteuersystemrichtlinie) besteht.23 Nur durch eine solche Ausle-gung lässt sich das systematische Verhältnis von Art. 11 und 12 der Richtlinie einerseits und Art. 9 Abs. 2 anderseits widerspruchsfrei auflösen. 2. Zwischenergebnis § 60 EnergieStG ist keine beihilferechtlich relevante, steuerliche Begünstigung. Die Norm be-freit nicht von einer finanziellen Belastung, die die Mineralölunternehmen regelmäßig bzw. normalerweise zu tragen haben. Die Norm fügt sich vielmehr in die Systematik der indirekten Verbrauchsbesteuerung ein. Sie befreit den Mineralölhandel von unangemessenen Sonderbelas-tungen, die dadurch entstehen, dass er aus verwaltungsökonomischen Gründen als „Inkassostel-le des Fiskus“ eingesetzt wird. Die Norm ist damit lediglich eine formelle Steuererhebungsvor-schrift. 20 BFH, Urteil vom 01. Dezember 1998 – VII R 21/97 –, BFHE 187, 177 –, juris, Rn. 31. 21 BFH, Urteil vom 01. Dezember 1998 – VII R 21/97 –, BFHE 187, 177 –, juris, Rn. 32. In diesem Sinne auch EuGH, Beschluss vom 22. November 2001 – C-80/01, Michel –, juris, Rn. 20. 22 Richtlinie 2008/118/EG des Rates v. 16.12.2008 über das allgemeine Verbrauchsteuersystem und zur Aufhebung der Richtlinie 92/12/EWG (hier: Verbrauchsteuersystemrichtlinie). 23 BFH, Urteil vom 01. Dezember 1998 – VII R 21/97 –, BFHE 187, 177 –, juris, Rn. 30.\r\n5493271707 14/37 II. Keine Selektivität der Begünstigung - § 60 EnergieStG als konsequente Umsetzung des Re-ferenzsystems der Abwälzbarkeit von indirekten Verbrauchsteuern Darüber hinaus fehlt es § 60 EnergieStG an der Selektivität. Eine aus staatlichen Mitteln ge-währte Begünstigung ist nur dann eine Beihilfe im Sinne von Art. 107 AEUV, wenn eine „Be-günstigung bestimmter Unternehmen oder Produktionszweige“ im Sinne des Art. 107 Abs. 1 AEUV vorliegt.24 Bei der Prüfung der Selektivität gehen die Kommission,25 das EuG26 und der EuGH27 bei steuer-rechtlichen Sachverhalten in einem dreistufigen Verfahren vor:28 ─ Sie definieren auf der ersten Stufe das Referenzsystem, innerhalb dessen sich die zu untersuchende Regelung bewegt. ─ Auf einer zweiten Stufe ist die fragliche Steuermaßnahme zu identifizieren und zu prüfen, ob diese vom allgemeinen, zuvor definierten (Referenz-)System insofern abweicht, als sie Unterscheidungen zwischen Wirtschaftsteilnehmern einführt, die sich bezüglich der mit der betreffenden Regelung verfolgten Ziele in einer ver-gleichbaren Situation befinden. ─ Ist dies der Fall, ist auf der dritten Stufe zu untersuchen, ob die Differenzierung durch das Wesen oder die allgemeinen Zwecke des Systems, zu dem sie gehört, ge-rechtfertigt ist. Nach diesem Muster definieren wir zunächst das Referenzsystem, innerhalb dessen sich § 60 EnergieStG bewegt („erster Schritt“, nachfolgend 1.). Sodann identifizieren wir – auf der zwei-ten Stufe – § 60 EnergieStG als die fragliche Steuermaßnahme, die allerdings gerade nicht vom zuvor beschrieben allgemeinen Referenzsystem abweicht („zweiter Schritt“, nachfolgend 2.). Darüber hinaus – aufgrund der gutachterlichen Vollständigkeit – zeigen wir auf, dass die Rege-lung selbst bei Annahme einer Abweichung durch die Natur und den inneren Aufbau des rele-vanten Systems gerechtfertigt ist („dritter Schritt“, nachfolgend 3.). 24 Vgl. z. B. EuGH, Urteil vom 18. Juli 2013 – C-6/12, P Oy –, juris, Rn. 17. 25 Communication from the Commission, Commission Notice on the notion of State aid as referred to in Ar-ticle 107 (1) TFEU, 19. Mai 2016, Rn. 138 ff.; Mitteilung der Kommission über die Anwendung der Vor-schriften über staatliche Beihilfen auf Maßnahmen im Bereich der direkten Unternehmensbesteuerung, ABlEG C 1998, 384/3, Rn. 16. 26 EuG, Urteil vom 04. Februar 2016 – T-620/11, GFKL/Kommission –, juris, Rn. 100 f. 27 EuGH, Urteil vom 18. Juli 2013 – C-6/12, P Oy –, juris, Rn. 19 ff.; EuGH, Urteil vom 15. November 2011 – C-106/09 P und C-107/09 P, Gibraltar/ Kommission –, juris, Rn. 36. 28 EuG, Urteil vom 04. Februar 2016 – T-620/11, GFKL/Kommission –, juris, Rn. 100f.; EuG, Urteil vom 25. November 2014 – T-512/11, Ryanair/Kommission –, juris, Rn. 80. Siehe dazu in der Literatur: Barto-sch, BB 2016, 855 (856); Eilers/Schmitz, ISR 2015, 211 (212); Musil, FR 2014, 953 (954); Ismer/Karch, IStR 2014, 130 (132). Mit einem zweistufigen Vorgehen dagegen: Grube, Der Einfluss des unionsrechtli-chen Beihilfenverbotes auf das deutsche Steuerrecht, 2014, S. 52. 1. Erster Schritt: Definition des Referenzsystems In einem ersten Schritt ist das Referenzsystem zu bestimmen, was grundsätzlich eng zu erfolgen hat (nachfolgend 1.1). Im vorliegenden Fall ist das Referenzsystem durch die Möglichkeit der Abwälzbarkeit der indirekten Verbrauchsteuern beschrieben (nachfolgend 1.2). 1.1 Maßstab: Enges Referenzsystem Um die Beihilfekonformität des § 60 EnergieStG untersuchen zu können, muss zunächst das Referenzsystem gebildet werden, an dem in einem zweiten Schritt die identifizierte Maßnahme gemessen wird. Das Referenzsystem ist die „allgemeine oder ‚normale‘“29 Steuerregelung, zu der die in einem zweiten Schritt zu identifizierende spezifische Maßnahme gehört.30 Die Praxis der Kommission sowie die Rechtsprechung des EuG und des EuGH bilden – soweit ersicht-lich – den Referenzrahmen induktiv, gehen also von der zu untersuchenden Ausnahmeregelung aus. Dieses Vorgehen zeigt sich in jüngeren Entscheidungen: ─ Das EuG hat in seinem Urteil zur sog. Sanierungsklausel (§ 8c Abs. 1a KStG) vom Februar 2016 eine Ausnahmevorschrift als Referenzsystem angesehen.31 Die beihilferechtlich relevante Vorschrift befand sich im zugrundeliegenden Regel-Ausnahme-Verhältnis erst auf dritter Stufe: Zunächst gilt, dass für alle Kapitalge-sellschaften ein unbegrenzter Verlustvortrag möglich ist. Auf der zweiten Stufe ist der Verlustvortrag durch § 8c Abs. 1 KStG32 bei einem Anteilseignerwechsel von mehr als 25% der Anteile ausgeschlossen. Die Sanierungsklausel erlaubte demge-genüber – auf der dritten Stufe – dem angeschlagenen Unternehmen ihre Verluste aus der Vergangenheit auch bei einem höher prozentigen Anteilseignerwechsel ge-gen zukünftige Gewinne zu verrechnen. Bei der beihilferechtlichen Überprüfung dieser Regelung stellte die Kommission33 – gebilligt durch das EuG – auf § 8c Abs. 1 KStG als Referenzsystem ab, d.h. auf die zweite Stufe, wonach bei einem Anteilseignerwechsel eine Verlustverrechnung grundsätzlich ausgeschlossen ist. Auf das darüberstehende steuerliche Prinzip des grundsätzlich möglichen Verlust-vortrages kam es in der Kommissionsentscheidung nicht an. 29 EuG, Urteil vom 04. Februar 2016 – T-620/11, GFKL/Kommission –, juris, Rn. 100. 30 Dazu werden zum Teil unterschiedliche methodische Vorgehensweisen erörtert, die von einer mikrosys-tematischen bzw. kleinräumig-induktiven bis hin zu einer makrosystematischen bzw. global-deduktiven Methode reichen. Dazu: Musil, FR 2014, 953 (954); Ismer/Karch, IStR 2014, 130 (132f.); vgl. für ein weitgefasstes Referenzsystem: Hackemann/Sydow, IStR 2013, 786 (789). 31 EuG, Urteil vom 04. Februar 2016 – T-620/11, GFKL/Kommission –, juris, Rn. 115. 32 Diese Regelung wird derzeit selbst verfassungsrechtlich überprüft durch das Bundesverfassungsgericht (Az.: 2 BvL 6/11). 33 ABlEU 2011, L-235/26.\r\n5493271707 16/37 ─ Der Rechtssache P Oy lag eine vergleichbare Regelung des finnischen Steuer-rechts zugrunde.34 Der EuGH ging zwar nicht ausdrücklich auf das Referenzsys-tem ein, weil das vorlegende Gericht keine ausreichenden Informationen dazu übermittelt hatte. In der weiteren Prüfung ging der EuGH aber davon aus, dass – vergleichbar mit der Auffassung der Kommission zur deutschen Regelung – das Verbot des Verlustvortrags das maßgebliche Referenzsystem sei. ─ Der EuGH unternahm auch in der Entscheidung zur Kernbrennstoffsteuer keinen weiten Systemvergleich. Die Begünstigung fällt bei sämtlichen nicht unter das Kernbrennstoffsteuergesetz fallenden Kraftwerksbetreibern an, weil sie die Sonder-steuer nicht tragen müssen. Um das Referenzsystem zum Vergleich dieses Vorteils zu bilden, zog der EuGH nicht das Gesamtsystem der Energiebesteuerung heran, sondern das enge System der Kernbrennstoffbesteuerung. Der EuGH stellte die Einzigartigkeit dieser Besteuerung und ihre Zwecke heraus und ließ die Selektivität hieran scheitern.35 ─ Diese Herangehensweise zur Bildung des Referenzsystems teilt auch die Kommis-sion in ihrer jüngst veröffentlichen Bekanntmachung zum EU-Beihilfebegriff. Ihr lässt sich entnehmen, dass die Steuererhebung auf bestimmte Produkte ein ei-genes Referenzsystem bilden kann. An einem solchen engen Referenzsystem ist eine zu beurteilende Vorschrift zu messen.36 Für Steuern bedeutet dies: Das Referenzsystem ergibt sich innerhalb der Besteuerungssystema-tik, deren Teil die zu beurteilende Maßnahme ist. Nur dieser Bereich ist auf einen selektiven Vorteil hin zu untersuchen; auf einen umfassenden Systemvergleich kommt es nicht an.37 Anzu-setzen ist bei der rechtstatsächlichen Wirkung der Maßnahme; die Rechtstechnik der Regelung ist unerheblich. 1.2 Referenzsystem hier: Abwälzbarkeit indirekter Verbrauchsteuern Im vorliegenden Fall ist das Referenzsystem die Abwälzbarkeit im Rahmen der indirekten Ver-brauchsbesteuerung von Energieprodukten. Die Mineralölsteuer ist eine indirekte Verbrauchs-teuer, die durch die Abwälzbarkeit der Steuerlast vom gesetzlichen Steuerschuldner auf den wirtschaftlichen Steuerträger geprägt ist. 34 EuGH, Urteil vom 18. Juli 2013 – C-6/12, P Oy –, juris, Rn. 19ff.; mit dieser Auffassung auch: Is-mer/Karch, IStR 2014, 130 (134). 35 EuGH, Urteil vom 04. Juni 2015 – C-5/14 –, juris, Rn. 79; siehe zum ganzen auch: Kahl/Bews, NVwZ 2015, 1081. 36 Communication from the Commission, Commission Notice on the notion of State aid as referred to in Ar-ticle 107 (1) TFEU, 19.05.2016, Rn. 134. 37 Frenz, EWS 2015, 194 (195); Linn, in: Birnstiel/Bungenberg/Heinrich, 2013, Art. 107, Rn. 578. Das System der indirekten Verbrauchsbesteuerung erfordert die rechtliche Möglichkeit der Ab-wälzbarkeit der Steuerbelastung vom Steuerschuldner auf den Steuerträger.38 Das stützt sich auf den Systemgedanken der Verbrauchsteuer, die wirtschaftlich vom Verbraucher getragen werden soll und zur Vereinfachung beim Verkäufer anfällt.39 Innerhalb der Rechtsprechung wird die Abwälzbarkeit daher als Kernelement der Verbrauch-steuern aufgefasst.40 Der BFH spricht bei der Abwälzbarkeit in unterschiedlichen Entscheidun-gen von dem „Systemgedanke[n] der Verbrauchsteuer“41. Auch für das Bundesverfassungsge-richt gehört die Abwälzbarkeit auf den Verbraucher „grundsätzlich zum Wesen der Verbrauchs-teuer“42. Für die Ausgestaltung der Abwälzbarkeit reicht es nach der Rechtsprechung aus, dass der Ge-setzgeber die Möglichkeit der Abwälzung einräumt. Der Gesetzgeber muss keine rechtliche Gewähr dafür bieten, dass der Steuerschuldner die Steuer in jedem Fall auf den wirtschaftlichen Steuerträger abwälzen kann.43 Damit gibt die Rechtsprechung aber nur die Mindestanforderun-gen an die Abwälzbarkeit vor, damit eine Steuer letztlich als Verbrauchsteuer definiert werden kann. Über diese Mindestanforderung hinaus ist der Gesetzgeber frei in der Ausgestaltung der Erhebungsmodalitäten und kann – der inneren Logik und Sachgerechtigkeit des jeweils zu ver-steuernden Verbrauches folgend44 – die Abwälzbarkeit gesetzlich unterschiedlich stark vor-zeichnen. Dem Gesetzgeber steht insoweit ein Spielraum zur Verfügung, um unterschiedliche Sachverhalte sachgerecht zu erfassen.45 38 BVerfG, Beschluss vom 04. Februar 2009 – 1 BvL 8/05 –, BVerfGE 123, 1-39, BStBl II 2009, 1035 –, juris, Rn. 93; so schon die Begründung zum Finanzverfassungsgesetz vom 23. Dezember 1955, BT-Drs. II/480, S. 107; Jatzke, System des deutschen Verbrauchsteuerrechts, 1997, S. 65. 39 BFH, Urteil vom 17. Dezember 2013 – VII R 8/12 –, BFHE 244, 184 –, juris, Rn. 22; BFH, Urteil vom 17. Dezember 1974 – VII R 56/72 –, BFHE 115, 2, BStBl II 1975, 462 –, juris, Rn. 16. 40 BFH, Beschluss vom 30. März 2015 – VII B 30/14 –, juris, Rn. 13; BVerfG, Beschluss vom 28. Januar 1970 – 1 BvL 4/67 –, BVerfGE 27, 375-390 –, juris, Rn. 45; für die Anerkennung der Abwälzbarkeit durch die europäische Rechtsprechung: EuG, Urteil vom 25. November 2014 – T-512/11, Rya-nair/Kommission –, juris, Rn. 83. 41 BFH, Beschluss vom 30. März 2015 – VII B 30/14 –, juris, Rn. 13; BFH, Urteil vom 17. Dezember 2013 – VII R 8/12 –, BFHE 244, 184 –, juris, Rn. 23; BFH, Urteil vom 10. November 2009 – VII R 39/08 –, BFHE 227, 546 –, juris, Rn. 22. 42 BVerfG, Beschluss vom 28. Januar 1970 – 1 BvL 4/67 –, BVerfGE 27, 375-390 –, juris, Rn. 45; vgl. auch: BVerfG, Beschluss vom 01. April 1971 – 1 BvL 22/67 –, BVerfGE 31, 8-32 –, juris, Rn. 31; BVerfG, Urteil vom 10. Mai 1962 – 1 BvL 31/58 –, BVerfGE 14, 76-105 –, juris, Rn. 69. 43 BVerfG, Beschluss vom 28. Januar 1970 – 1 BvL 4/67 –, BVerfGE 27, 375-390, juris –, Rn. 45. 44 Zur unterschiedlichen Behandlung der Verbrauchsteuern gerade auch im Zusammenhang mit § 60 Ener-gieStG: BFH, Urteil vom 17. Dezember 2013 – VII R 8/12 –, BFHE 244, 184 –, juris, Rn. 22 ff.; BFH, Beschluss vom 30. März 2015 – VII B 30/14 –, juris, Rn. 13. 45 BFH, Urteil vom 01. Dezember 1998 – VII R 21/97 –, BFHE 187, 177 –, juris, Rn. 35.\r\n5493271707 18/37 Dem folgt in großen Teilen auch die Literatur: Nach der finanzwissenschaftlichen Definition der Verbrauchsteuer ist diese eine „Steuer auf die Einkommensverwendung, bei der aus der Höhe des konsumtiv verwendeten Einkommens auf die wirtschaftliche Leistungsfähigkeit des Steuer-schuldners geschlossen wird.“46 Die Zurückverlagerung der Steuererhebung auf möglichst zentralisierte Produktions- und Handelsstufen hat „ausschließlich steuertechnische Bedeutung, ohne dass durch diese Erhebungsform der die vom Gesetzgeber gewollte Belastung des Ver-brauchers in Abrede gestellt wird.“47 Jatzke schreibt dazu: „Die vom Gesetzgeber beabsichtigte steuerliche Belastung des Verbrauchers er-fordert eine Ausgestaltung des Verbrauchsteuersystems, die eine Abwälzung der Steuer auf den eigentlichen Belastungsträger ermöglicht und den mit dem Inkasso beauftragten Steuerschuldner von jeglicher steuerlichen Inanspruchnahme frei-stellt. Die Möglichkeit der Weitergabe der steuerlichen Belastung an den Konsu-menten ist damit wesentlicher Bestandteil des steuertechnischen Prinzips.“48 1.3 Zwischenergebnis § 60 EnergieStG regelt einen Teilaspekt der Steuerabwälzung. Denkt man sich die Regelung des § 60 EnergieStG weg, so bleibt es bei dem Systemgedanken der Abwälzbarkeit der indirekten Verbrauchsteuer auf Energieprodukte. Die Abwälzbarkeit der Steuerbelastung bildet das maß-gebliche Referenzsystem. 2. Zweiter Schritt: Identifizierung der Steuermaßnahme und mögliche Abweichung Nach ständiger Rechtsprechung des EuG49 und des EuGH50 sowie der Praxis der Kommission51 muss die identifizierte Maßnahme – damit eine selektive Vorteilsgewährung bejaht werden kann – derart vom allgemeinen System abweichen, dass sie Unterscheidungen zwischen Wirtschafts-teilnehmern einführt, die sich im Hinblick auf das mit der betreffenden Regelung verfolgte Ziel in einer vergleichbaren tatsächlichen und rechtlichen Situation befinden. Vor diesem Hintergrund ist § 60 EnergieStG als die zu beurteilende Maßnahme zu identifizieren (nachfolgend 2.1). Die Norm ist schon keine Abweichung vom Referenzsystem, sondern setzt 46 Vgl. Förster, Die Verbrauchsteuern: Geschichte, Systematik, finanzverfassungsrechtliche Vorgaben, 1989, S. 100; siehe außerdem: Hille/Gallert, ZfZ 2009, 253 (254f.). 47 So Jatzke, System des deutschen Verbrauchsteuerrechts, 1997, S. 67. 48 Jatzke, System des deutschen Verbrauchsteuerrechts, 1997, S. 66. 49 EuG, Urteil vom 04. Februar 2016 – T-620/11, GFKL/Kommission –, juris, Rn. 100. 50 EuGH, Urteil vom 18. Juli 2013 – C-6/12, P Oy –, juris. 51 Communication from the Commission, Commission Notice on the notion of State aid as referred to in Ar-ticle 107 (1) TFEU, 19. Mai 2016, Rn. 138 ff.; Mitteilung der Kommission über die Anwendung der Vor-schriften über staatliche Beihilfen auf Maßnahmen im Bereich der direkten Unternehmensbesteuerung, ABlEG C 1998, 384/3, Rn. 16. dieses konsequent um (nachfolgend 2.2). Sie führt zudem nicht zu einer Ungleichbehandlung verschiedener Wirtschaftsteilnehmer in ähnlicher Situation (nachfolgend 2.3). 2.1 Identifizierung der Maßnahme Die steuerliche Maßnahme, die vor dem Hintergrund des beschriebenen Referenzsystems zu bewerten ist, ist § 60 EnergieStG. Die Regelung gewährt eine Steuerentlastung allein für dieje-nigen Fälle, in denen ohne vorwerfbare Versäumnisse des Verkäufers die im System der indi-rekten Verbrauchsteuer gesetzlich beabsichtigte Abwälzung der Steuerlast auf den Warenemp-fänger nicht gelingt. In diesem Fall wird dem Verkäufer von versteuerten Otto- und Dieselkraft-stoffen ein Entlastungsanspruch unter Berücksichtigung eines Selbstbehalts gewährt. Nach § 60 EnergieStG wird der Verkäufer nur dann auf Antrag von der Energiesteuer entlastet, wenn: ─ der durch die Zahlungsunfähigkeit des Warenempfängers nicht mehr abwälzbare Steuerbetrag die Summe von EUR 5.000 übersteigt, ─ es an Anhaltspunkten für eine einvernehmliche Herbeiführung der Zahlungsunfä-higkeit fehlt, ─ ein Eigentumsvorbehalt vereinbart wurde, der Verkäufer die Außenstände laufend überwacht, nach nicht rechtzeitiger Zahlung unter Fristsetzung gemahnt und den Anspruch schließlich gerichtlich verfolgt hat, sowie ─ Verkäufer und Warenempfänger nicht wirtschaftlich miteinander verbunden sind. Diese Tatbestandsmerkmale müssen kumulativ erfüllt sein, damit der Anspruch besteht. 2.2 § 60 EnergieStG schon keine Abweichung vom Referenzsystem § 60 EnergieStG entspricht dem System der Abwälzbarkeit bei der indirekten Verbrauchsbe-steuerung und setzt dieses systemgerecht im Bereich der Mineralölbesteuerung um. Die Norm ist somit keine Abweichung vom Referenzsystem (nachfolgend 2.2.1). Eine dem § 60 Energie-StG vergleichbare Risikoverteilung findet sich auch bei anderen Steuerarten (nachfolgend 2.2.2). 2.2.1 Systemkonformität des § 60 EnergieStG Mit § 60 EnergieStG wird das Risiko des Zahlungsausfalls des Warenempfängers unter be-stimmten Voraussetzungen auf den Fiskus als Steuergläubiger verlagert. Die Norm ist Ausdruck der Wertung des Gesetzgebers, dass der Verkäufer von versteuerten Energieerzeugnissen nach § 2 Abs. 1 Nr. 1 bis 4 EnergieStG dieses Risiko nicht alleine tragen muss. Mit der Regelung des\r\n5493271707 20/37 § 60 EnergieStG wird die Möglichkeit der Abwälzbarkeit systemkonform im Bereich der Mine-ralölbesteuerung ausgestaltet.52 Die Verkäufer von versteuerten Otto- und Dieselkraftstoffen werden davor geschützt, dass sie aufgrund des Zahlungsausfalls des Warenempfängers die Steuerbelastung nicht mehr weiterge-ben können. Unter bestimmten Voraussetzungen muss damit der Fiskus als Steuergläubiger das Risiko des Steuerausfalls tragen. Das entspricht der allgemeinen Risikoverteilung, wonach der Gläubiger das Risiko trägt, dass der Schuldner ausfällt und er die Forderung bei ihm nicht ein-treiben kann. Die Vorgängerregelung des § 60 EnergieStG, § 53 MinöStV, beruhte auf der Verordnungser-mächtigung des § 11 Abs. 3 MinöStG. In der Beschlussempfehlung des Finanzausschusses heißt es hierzu: „Bezüglich der Änderungen des Mineralölsteuergesetzes schlägt der Ausschuß zusätzlich die Einfügung einer Verordnungsermächtigung zur Regelung der Erstattung oder Vergü-tung bei Forderungsausfällen im Handel mit versteuerten Mineralölen vor. Die Regelung zielt darauf ab, das Risiko des Steuerausfalls unter Berücksichtigung eines angemessenen Selbstbehalts sachentsprechend dem Steuergläubiger zuzuweisen. Der Mineralölhandel wird steuertechnisch mit der Mineralölsteuer belastet, die der Handel über den Verkaufs-preis bis zum Verbraucher als den eigentlichen Adressat der Mineralölsteuer als Ver-brauchsteuer weitergibt. Bei einem Ausfall der Forderung verbleibt nach der derzeitigen Rechtslage eine Steuerbelastung beim Händler, deren teilweise Beseitigung mittels Ver-gütung oder Erstattung der Steuer durch den Fiskus erfolgen soll.“53 Die Systemkonformität des § 53 Abs. 1 MinöStV hat in der Folge auch der BFH bestätigt: „[…] der Gesetzgeber [hat] die getroffene Entlastungsregelung mit dem System-gedanken der Verbrauchsbesteuerung begründet […], wonach die Steuer letztlich die in der Einkommensverwendung liegende Leistungsfähigkeit desjenigen treffen will, der die Ware ge- oder verbraucht, nicht aber den Hersteller oder Händler, der nur aus Zweckmäßigkeitsgründen als Steuerschuldner in die Steuererhebung eingeschaltet ist. Daher ist es im Grunde konsequent, wenn das Risiko des Steuer-ausfalls in den Fällen des § 53 MinöStV, wenn auch nur in einem bestimmten Um-fang, dem Fiskus als Steuergläubiger zugewiesen wird, weil der Mineralölhandel lediglich mit dem Inkasso beauftragt ist, während der Verbraucher als eigentlicher Adressat mit der Steuer belastet werden soll […].“54 52 Soyk, in: Friedrich/Meißner, Energiesteuern, § 60 EnergieStG, Rn. 5; ähnlich Hey/Hoffsümmer, UVR 2007, 55 (64) sowie Hille/Gallert, ZfZ 2009, 253 (254 f.) m. w. N. 53 Deutscher Bundestag, Beschlussempfehlung und Bericht des Finanzausschusses (7. Ausschuss), Entwurf eines Gesetzes zur Einführung eines befristeten Solidaritätszuschlags und zur Änderung von Verbrauchs-teuer- und anderen Gesetzen (Solidaritätsgesetz) vom 11. Mai 1991, BT-Drs. 12/561, S. 16. 54 BFH, Urteil vom 01. Dezember 1998 – VII R 21/97 –, BFHE 187, 177 –, juris, Rn. 34; siehe auch: BFH, Urteil vom 10. November 2009 – VII R 39/08 –, BFHE 227, 546 –, juris, Rn. 22. Nach der Auffassung des BFH ist die Norm Ausdruck einer gesetzgeberisch zulässigen Ent-scheidung über die Risikoverteilung innerhalb des Systems der Verbrauchsbesteuerung.55 2.2.2 Vergleichbare Risikoverteilungen bei anderen Steuerarten Die dargestellte Risikoverteilung findet sich auch bei anderen indirekten Steuern wieder; auch dort gibt es Bestimmungen, nach denen die Steuerschuld reduziert wird, wenn die Abwälzung auf den Steuerträger ganz oder teilweise scheitert. So enthält für die Umsatzsteuer § 17 Abs. 1 und Abs. 2 Nr. 1 UStG eine Bestimmung, die vom Regelungsgehalt dem § 60 EnergieStG sehr ähnlich ist. Nach § 17 Abs. 1 und Abs. 2 Nr. 1 UStG mindert sich die Bemessungsgrundlage für die Umsatzsteuer, wenn das vereinbarte Ent-gelt für eine umsatzsteuerpflichtige Leistung uneinbringlich geworden ist. Allgemein ist Unein-bringbarkeit gegeben, wenn der Anspruch auf Entrichtung des Entgelts nicht erfüllt wird und bei objektiver Betrachtung damit zu rechnen ist, dass der Leistende die Entgeltforderung (ganz oder teilweise) jedenfalls auf absehbare Zeit rechtlich oder tatsächlich nicht durchsetzen kann. Insbesondere für den Fall, dass über das Vermögen eines Leistungsempfängers das Insolvenz-verfahren eröffnet wird, ist anerkannt, dass hinsichtlich der noch nicht gezahlten Entgelte in vol-ler Höhe und unabhängig von einer späteren Insolvenzquote Uneinbringbarkeit eintritt.56 Die Regelung des § 17 Abs. 1 und Abs. 2 Nr. 1 UStG setzt daher ebenso wie § 60 EnergieStG an der Abwälzbarkeit als Wesenselement der indirekten Verbrauchsbesteuerung an und führt zu einer Minderung der Steuerbelastung des leistenden Unternehmers, wenn er die Umsatzsteuer aufgrund der Insolvenz des Leistungsempfängers (und eigentlichen Steuerträgers) nicht abwäl-zen kann. 2.3 Keine Unterscheidung zwischenWirtschaftsteilnehmern in vergleichbarer Lage Eine selektive Vorteilsgewährung dürfte nur dann bejaht werden, wenn die zu beurteilende Maßnahme – hier: § 60 EnergieStG – derart vom allgemeinen System abweicht, dass sie Unter-scheidungen zwischen vergleichbaren Wirtschaftsteilnehmern einführt, mithin also eine Un-gleichbehandlung entsteht. Eine solche Ungleichbehandlung ist vorliegend auch dann nicht gegeben, wenn man – entgegen der vorangehenden Darstellung (siehe oben 2.2) – § 60 EnergieStG als Abweichung vom Refe-renzsystem versteht. Eine Ungleichbehandlung innerhalb des Systems der indirekten Ver-brauchsbesteuerung ergibt sich nämlich weder aus der Norm selbst (nachfolgend 2.3.1) noch durch die konkrete Anwendung der Norm (nachfolgend 0). Im Gegenteil: Erst die Abschaffung des § 60 EnergieStG führt zu einer nicht zulässigen Ungleichbehandlung (nachfolgend 2.3.3). 55 BFH, Urteil vom 01. Dezember 1998 – VII R 21/97 –, BFHE 187, 177 –, juris, Rn. 35. 56 BFH, Urteil vom 09. Dezember 2010 – V R 22/10 –, BFHE 232, 301, BStBl II 2011, 996 –, juris, Rn. 24; Abschn. 17.1 Abs. 16 UStAE; Korn, UStG, 14. Aufl. (2015), § 17, Rn. 68.\r\n5493271707 22/37 2.3.1 Keine Ungleichbehandlung durch die Norm selbst Die Mineralölwirtschaft sieht sich erheblichen wirtschaftlichen Risiken ausgesetzt, die sich bei anderen Verbrauchsteuern (wie z. B. der Tabak-, Kaffee- oder Branntweinsteuer) innerhalb des Systems der indirekten Verbrauchsbesteuerung weder in tatsächlicher noch in rechtlicher Hin-sicht wiederfinden lassen. Dies liegt vor allem daran, dass das Energiesteueraufkommen auf Kraftstoffe mit großem Abstand ein Vielfaches des jeweiligen Verbrauchsteueraufkommens für andere Waren beträgt,57 so dass sich das Ausfallrisiko für die nur als Inkassostelle fungierenden Mineralölhändler dementsprechend erhöht. Mehrfach hat der BFH diese besondere Stellung hervorgehoben und einen „Vergleich der wirtschaftlichen Lage der betroffenen Personengrup-pen (…) von vornherein [als] untauglich erachtet“.58 Die Sondersituation der Mineralölwirt-schaft (nachfolgend a)) würde sich bei Wegfall des § 60 EnergieStG verschärfen (nachfolgend b)). a) Sondersituation der Mineralölwirtschaft Die Sondersituation der Mineralölwirtschaft ist durch drei Umstände gekennzeichnet, nämlich durch marktüblich hohe Liefermengen (nachfolgend aa)), geringe Margen (nach-folgend bb)) und die spezifisch hohe steuerliche Belastung der Mineralölprodukte (nach-folgend cc)). aa) Die Liefermengen innerhalb des Mineralölhandels sind verglichen mit anderen verbrauchsteuerpflichtigen Waren deutlich höher. Der Gesamtwert pro Warenliefe-rung liegt in der Regel mindestens bei einem fünfstelligen Betrag im Tankstellen-bereich (im Großhandel sogar im sechs- bis siebenstelligen Bereich), sodass diese Warenlieferungen in aller Regel nicht vollständig vorab finanziert werden können. Die Mineralölhändler sind daher auf die Finanzierungsgeschäfte angewiesen, bei denen mittels Warenkreditlimits der Vorlieferanten, ergänzt durch Warenkreditver-sicherungen die Ware abgesichert wird. Im Fall der Zahlungsunfähigkeit muss der warenkreditversicherte Vorlieferant einen Eigenanteil von 15-30 % des Wertes der abgesicherten Waren selbst tragen. Aktuell liegt die Höhe der durch den Versicher-ten zu erbringenden Leistung bei 0,7-2 ‰ des genutzten Warenkreditlimits. Sofern die Versicherungsdeckung nicht ausreicht, wird in der Regel versucht, zusätzliche bzw. alternative Sicherheitsleistungen in Form von Vorausleistungen, Barkautio-nen, Bankbürgschaften oder Bankgarantien zu erwirken. Die Kosten für die Stel-lung einer solchen Sicherheit liegen in der Regel ebenfalls bei 1-3 % p. a. des ga-rantierten Betrags. Häufig ist eine solche Sicherheitenstellung aber aufgrund man- 57 Verglichen mit dem gesamten Energiesteueraufkommen (ohne Strom- und Kernbrennstoffsteuern) macht die Tabaksteuer nur ca. 1/3, die Branntweinsteuer ca. 1/20, die Kaffeesteuer ca. 1/40, die Schaumwein-steuer ca. 1/100 und die Alkopopsteuer sogar nur ca. 1/2000 aus. 58 BFH, Urteil vom 01. Dezember 1998 – VII R 21/97 –, BFHE 187, 177 –, juris, Rn. 36. gelnder Bereitschaft der Banken oder hoher Kostenforderungen potentieller Bürg-schafts-/Garantiegeberinnen auch gar nicht möglich. bb) Die Margen (Roherträge abzüglich Frachten) sind im Bereich der Mineralölwirt-schaft gering. Außerhalb wirtschaftlicher Krisenzeiten wird im Mineralölhandel von einer Marge zwischen etwa EUR 0,50 und 0,80 pro 100 Liter Kraftstoff ausge-gangen. Mit Wegfall des § 60 EnergieStG wäre – im Bereich des Propregeschäfts (Eigenhandel) der Mineralölhändler – mit einem weiteren Sinken der Margen um mindestens 10 % zu rechnen. Im Tankstellenbereich liegen die Margen bei ca. 1 ct/Liter, also unterhalb der Kosten der Warenkreditversicherung. cc) Gleichzeitig lastet auf den Mineralölprodukten ein sehr hoher Steueranteil. Der Energiesteueranteil beträgt heute bei Dieselkraftstoff ca. 44 % und bei Ottokraft-stoff 62 %. Dieser hohe Steueranteil wurde erstmalig durch das Solidaritätsgesetz eingeführt.59 In der Folge wurde mit dem Gesetz zum Einstieg in die ökologische Steuerreform vom 24. März 199960 die Mineralölsteuer für verbleites und unver-bleites Benzin sowie für Dieselkraftstoff einheitlich um weitere 0,06 DM/Liter er-höht.61 Mit dem Gesetz zur Fortführung der ökologischen Steuerreform vom 16. Dezember 199962 sind die Regelsätze der Steuern auf Mineralöl, das als Kraft-stoff genutzt wird, erneut stufenweise, d. h. am 1. Januar 2000, am 1. Januar 2001, am 1. Januar 2002 und am 1. Januar 2003 jeweils um 0,06 DM/Liter heraufgesetzt worden.63 Aufgrund der hohen Besteuerung stellte der BFH bereits 1998 fest, dass die Belas-tung für die Verkäufer von versteuerten Otto- und Dieselkraftstoffen drastisch ge-stiegen sei – diese Situation gilt heute aufgrund der aktuell noch höheren Steuersät-ze erst recht: 59 Vgl. dazu Deutscher Bundestag, Beschlussempfehlung und Bericht des Finanzausschusses (7. Aus-schuss), Entwurf eines Gesetzes zur Einführung eines befristeten Solidaritätszuschlags und zur Änderung von Verbrauchsteuer- und anderen Gesetzen (Solidaritätsgesetz) vom 11. Mai 1991, BT-Drs. 12/561, S. 13. Im Rahmen des Solidaritätsgesetzes wurde der Steueranteil für unverbleites Benzin um 0,22 DM/l von 0,60 DM/l auf 0,82 DM/l, für verbleites Benzin um 0,25 DM/l von 0,67 DM/l auf 0,92 DM/l und für Dieselkraftstoff um 0,10 DM/l von 0,44 DM/l auf 0,54 DM/l erhöht. 60 Gesetz zum Einstieg in die ökologische Steuerreform vom 24. März 1999, BGBl. I S. 378. 61 Deutscher Bundestag, Gesetzentwurf der Fraktionen SPD und BÜNDNIS 90/DIE GRÜNEN, Entwurf eines Gesetzes zum Einstieg in die ökologische Steuerreform vom 17. November 1998, BT-Drs. 14/40, S. 13. 62 Gesetz zur Fortführung der ökologischen Steuerreform vom 16. Dezember 1999, BGBl. I S. 2432. 63 Deutscher Bundestag, Gesetzentwurf der Bundesregierung, Entwurf eines Gesetzes zur Fortführung der ökologischen Steuerreform vom 29. September 1999, BT-Drs. 14/1668, S. 1.\r\n5493271707 24/37 „Der relativ hohe Anstieg der Steuer, die aufgrund der gegenwärtigen politischen Vorgaben weiter steigen wird und die bei den genannten Mineralölprodukten schon mehr als 50 % des jeweiligen Warenwerts ausmacht, mag dem Finanzausschuß Veranlassung gegeben haben, die Entlastungsregelung gerade im Solidaritätsgesetz zusammen mit den drastisch erhöhten Steuersätzen einzuführen, um so dem betroffe-nen Mineralölhandel jedenfalls einen Teil des nunmehr erheblich ge-steigerten finanziellen Risikos bei Zahlungsausfall der Abnehmer aus-zugleichen. Die Klägerin weist in diesem Zusammenhang zutreffend darauf hin, daß die neue Erstattungsregelung lediglich als gewisse Kompensation der zusätzlichen Mehrbelastung des Mineralölhandels durch nunmehr höhere Kosten für die Forderungseintreibung und das bei höheren Beträgen gesteigerte Insolvenzrisiko der Abnehmer anzu-sehen ist.“64 b) Verschärfung der Sondersituation bei Wegfall des § 60 EnergieStG Der Wegfall der Entlastungsmöglichkeit des § 60 EnergieStG würde die jetzt geregelte, sachgerechte Risikoverteilung umkehren und zu einer überproportionalen Belastung für die Verkäufer führen. Die Höhe der Warenkreditlimits bei den Vorlieferanten, die Höhe der Versicherungssumme für die Warenkreditversicherung sowie die Höhe der zusätzli-chen Finanzierungskosten hängen von der Bonität des Warenempfängers ab, welche sich nach dem Ausfallrisiko und der Schadenssumme im Ausfallsfall berechnet. Der hohe Steueranteil musste bisher für die Liefermengen nicht mitversichert werden. Entfiele § 60 EnergieStG, würde die Steuer bei der Kalkulation der Warenkreditlimits, der Wa-renkreditversicherungen und der zusätzlichen Finanzierungskosten eingepreist. Der Versicherungseigenanteil stiege an bzw. es würden höhere Sicherheiten verlangt. Die Li-quidität und der Handlungsspielraum der Mineralölvertriebe und Tankstellen reduzierte sich erheblich, da nur noch vergleichsweise geringe Warenmengen – abgesichert finan-ziert – beschafft werden könnten. Für viele Mineralölhändler dürfte es künftig nicht mehr möglich sein, alle Lieferbeziehungen über Warenkreditversicherungen abzusichern. Das Risiko kann sich für den Mineralölhandel aufgrund der konjunkturel-len Gesamtentwicklung und der Veränderung wirtschaftlicher Rahmenbe-dingungen für einzelne Wirtschaftsbereiche jederzeit noch deutlich verschär-fen. So sind verschiedene Kundengruppen der Mineralölhändler – z. B. Spe-ditionsbetriebe oder bestimmte Bereiche des Baugewerbes – in wirtschaftli-chen Krisen besonders anfällig für Insolvenzen. Für diese Gruppen werden z. T. in Krisenzeiten keine Warenkreditversicherung angeboten. Da der Mi-neralölhandel gegenüber diesen Kunden alternativ auch keine Erhöhung der Sicherheiten durchsetzen kann, verlagert sich das Risiko des Zahlungsaus-falls einseitig auf die Händler. Würde nunmehr auch § 60 EnergieStG entfal-len, wäre den Händlern auch die letzte subsidiäre Möglichkeit einer Abfede-rung des Risikos genommen. 64 BFH, Urteil vom 01. Dezember 1998 – VII R 21/97 –, BFHE 187, 177 –, juris, Rn. 38. Die Verschärfung der Sondersituation der Mineralölwirtschaft lässt sich an Beispielrech-nungen für eine durchschnittliche Tankstelle (nachfolgend aa)), für das Propregeschäft mittelständischer Mineralölhändler als Dauerlieferung (nachfolgend bb)) sowie für den Fall einer einmaligen Gewerbekundenbelieferung (nachfolgend cc)) verdeutlichen: aa) Eine Beispielrechnung für eine durchschnittliche Tankstelle zeigt die besondere Belastung durch den Wegfall des § 60 EnergieStG: Der durchschnittliche Kraft-stoffabsatz einer kleineren oder mittleren Tankstelle liegt bei ca. 3.000.000 Li-ter/Jahr, d.h. 250.000 Liter/Monat. Dieselkraftstoff macht dabei ca. 1/3, d.h. 83.333 Liter/Monat, Ottokraftstoff ca. 2/3, d.h. 166.666 Liter/Monat aus. Bisher ist ausschließlich der reineWarenwert abzusichern, weil der Steueranteil bei einem Zahlungsausfall des Warenempfängers nicht zu leisten ist. Der Warenwert liegt bei EUR 0,38 für einen Liter Dieselkraftstoff und EUR 0,41 für einen Liter Ottokraftstoff. Die zu besichernde Warensumme liegt für einen durchschnittlichen Monatsabsatz von 250.000 Litern bei EUR 66.667 (bei einem unterstellten, markt-üblichen Zahlungsziel von 20 Tagen, also 2/3 der Monatsmenge). Fällt nun § 60 EnergieStG weg, erhöht sich die zu besichernde Warensumme um den dann ebenfalls mitzuversichernden Steueranteil. Für Dieselkraftstoff sind dies 0,38 EUR/Liter Warenwert plus 0,4704 EUR/Liter Energiesteuer; für Ottokraftstoff 0,41 EUR/Liter Warenwert plus 0,6545 EUR/Liter Energiesteuer. Die zu besi-cherndeWarensumme liegt für einen durchschnittlichen Monatsabsatz von 250.000 Litern bei EUR 165.522 (ebenfalls bei einem Zahlungsziel von 20 Tagen, d.h. 2/3 der Monatsmenge). bb) Im sog. Propregeschäft des Mineralölhandels lässt sich am typischen Beispiels-fall einer Dauerlieferbeziehung zu einem Großkunden (z. B. Betriebstankstelle ei-ner Spedition) die Erhöhung der Prämie der Warenkreditsicherheit einerseits und die Verringerung der Marge durch Wegfall des § 60 EnergieStG andererseits ver-deutlichen. Bei einem Jahresbrutto-Warenwert von unterstellt EUR 1.570.608 (52 Lieferungen à 36.000 Liter Diesel zum Brutto-Preis von 83,90 EUR/100 Liter) be-läuft sich die Jahresprämie der Warenkreditversicherung (unterstellt 1,5 ‰) ohne Energiesteueranteil auf EUR 1.035,03; mit Energiesteueranteil (also bei Wegfall des § 60 EnergieStG) auf EUR 2.355,91. Die Differenz beträgt mithin EUR 1.320,88. Die Versicherungsprämie würde bei Wegfall des § 60 EnergieStG um 128 % steigen. Gleichzeitig sinkt die Marge spürbar. Bei unterstellt fünf Liefe-rungen bis zur Zahlungsunfähigkeit des Kunden zu den zuvor genannten Konditio-nen (verbunden mit einem marktüblichen Zahlungsziel von 30 Tagen) beläuft sich die Gesamtforderung des Mineralölhändlers inkl. Energiesteuer und Umsatzsteuer auf EUR 179.713,80. Der Energiesteueranteil daran beträgt (bei 47,04 EUR/100 Liter entsprechend § 2 Abs. 1 Nr. 4b EnergieStG) EUR 84.672, die Marge aber nur EUR 1.080, abzgl. anteiliger Warenkreditversicherung über den Energiesteueran-teil (EUR 127), wenn eine Marge im mittleren Bereich von 0,60 EUR/100 Liter un-\r\n5493271707 26/37 terstellt wird. Der Energiesteueranteil entspricht damit dem mehr als 78-fachen der Marge. Da auch die um 128 % erhöhten Kosten der Warenkreditversicherung (sie-he zuvor) aus der Marge zu zahlen sind, verringert sich diese um etwa 12 % auf ca. 0,53 EUR/100 Liter. Konnte dann der Warenempfänger zudem keine Warenkredit-versicherung abschließen (siehe dazu eingangs unter b)), müsste der Händler mehr als das 140-fache der Menge zusätzlich verkaufen, um einen Vollverlust bzw. das 78-fache der Menge, nur um den Energiesteueranteil auszugleichen – angesichts des harten Wettbewerbs auf dem Mineralölmarkt ein nicht zu realisierendes Ziel. cc) Bei der einmaligen Belieferung einer Betriebstankstelle (bspw. einer Spedition oder eines landwirtschaftlichen Betriebes) werden ca. 22.700 l Diesel angeliefert. Der Brutto-Warenwert inkl. Energiesteuer und Umsatzsteuer beträgt EUR 23.688,40. Allein der Energiesteueranteil von diesem Bruttowarenwert be-trägt EUR 10.678,08. Die durchschnittliche Marge der Lieferung liegt (legt man EUR 0,60 pro 100 Liter zugrunde) bei EUR 136,20. Dabei zeigt sich, dass der Energiesteueranteil dem 78,4-fachen der durchschnittlichen Marge entspricht. Bei dem Zahlungsausfall eines solchen Beispielskunden ohneWarenkreditversicherung muss der Verkäufer das 146-fache der Menge (ohne Umsatzsteueranteil) verkau-fen, um den Vollverlust auszugleichen bzw. das ca. 80-fache der Menge, nur um den Energiesteueranteil auszugleichen. c) Insbesondere: Keine Ungleichbehandlung zugunsten hochversteuerter Otto- und Diesel-kraftstoffe Eine Ungleichbehandlung ergibt sich auch nicht durch den Verweis auf hochversteuerte Otto- und Dieselkraftstoffe nach § 2 Abs. 1 Nr. 1 bis 4 EnergieStG. Nach der Rechtspre-chung des EuG reicht es zur Feststellung der Selektivität der Maßnahme durch eine Un-gleichbehandlung nicht aus, auf eine mögliche Beschränkung auf eine bestimmte Anzahl von Unternehmen innerhalb der Norm abzustellen.65 Den vermeintlichen Begünstigungen sind die Belastungen der jeweiligen Gruppe gegenüberzustellen. Eine selektive Begünsti-gung liegt dann nicht vor, wenn eine Gruppe von Unternehmen, die eine bestimmte Ent-lastung erhält, identisch ist mit der Gruppe derjenigen Unternehmen, die die mit dieser Entlastung zu mildernde Belastung zu tragen hat.66 „Auch die Tatsache, dass die Zahl der betreffenden Unternehmen möglich-erweise […] beschränkt ist, reicht als solche nicht zum Nachweis der Selek-tivität der Maßnahme aus. Diese Gruppe von Unternehmen entspricht näm-lich, auch wenn man sie als beschränkt betrachtet, allen jenen Unternehmen, die sich in einer bestimmten tatsächlichen und rechtlichen Situation befin-den, die unter Berücksichtigung des verfolgten Zwecks nicht mit der Situati- 65 EuG, Urteil vom 10. April 2008 – T-233/04, Niederlande/Kommission –, juris, Rn. 95. 66 EuGH, Urteil vom 08. September 2011, C-279/08 P, Niederlande/Kommission –, juris, Rn. 62. on vergleichbar ist, in der sich Unternehmen befinden, die ihr nicht angehö-ren.“67 Es ist daher die Wirkung der Norm zu betrachten. Die Regelungstechnik des § 60 EnergieStG ist für die Feststellung einer Ungleichbehandlung nicht entscheidend. Der EuGH stellte diesbezüglich fest, dass nicht die „verwendeten Techniken“ in einer staatli-chen Maßnahme ausschlaggebend sind, sondern es vielmehr auf die „Wirkungen der frag-lichen […] Norm“ ankommt.68 Dabei zeigt sich, dass der Handel mit den Produkten des § 2 Abs. 1 Nr. 1 – 4 EnergieStG nicht vergleichbar ist mit dem Handel mit sonstigen Mineralölprodukten. Der Verweis in § 60 EnergieStG auf § 2 Abs. 1 Nr. 1 bis 4 Energie-StG erfasst die hochversteuerten Energieerzeugnisse. Diese Produkte profitieren nicht von einem niedrigeren Steuersatz (wie z. B. etwa Heizöl) oder von der Steuerermäßigung nach § 2 Abs. 2 und Abs. 3 EnergieStG. Sie werden zudem üblicherweise in hohen Men-gen gehandelt – anders als beispielsweise die in § 2 Abs. 1 Nr. 6 EnergieStG genannten Schmieröle. An diese besondere Belastung der hochversteuerten Produkte in § 2 Abs. 1 Nr. 1 bis 4 EnergieStG knüpft § 60 EnergieStG an. 2.3.2 Keine Ungleichbehandlung durch die konkrete Anwendung möglich § 60 EnergieStG lässt auch in der konkreten Anwendung keine selektive Begünstigung zu, weil er als gebundener Anspruch ausgestaltet ist. Liegen die eben aufgezeigten Tatbestands-merkmale vor, besteht ein Rechtsanspruch auf die Steuerentlastung. Es handelt sich mithin um eine gebundene Entscheidung. Bei einer gebundenen Entscheidung tritt die Rechtsfolge gewissermaßen automatisch mit dem Vorliegen der Tatbestandsmerkmale ein. Einen eigenen Gestaltungsspielraum hat die Verwal-tung bei der Anwendung einer gebundenen Norm nicht mehr. Bei gebundenen Entscheidungen ist die Normverknüpfung durch die Formulierungen „ist“, „muss“ oder „hat“ gekennzeichnet. Eine Ermessensvorschrift hingegen eröffnet der Verwaltung einen eigenen, gerichtlich nur ein-geschränkt überprüfbaren Spielraum. Ermessensentscheidungen sind anhand der Formulierung „kann“, eingeschränkt auch „soll“ und „in der Regel“ zu erkennen. Diese Unterscheidung hat Auswirkungen auf die beihilferechtliche Beurteilung. Die Ermessens-spielräume sind Einfallstore für Einzel- und Sonderbehandlungen sowie die Berücksichtigung von Billigkeitserwägungen.69 Beihilferechtlich sind sie bedenklich, weil die Spielräume die Möglichkeit zu einer selektiven Begünstigung im Einzelfall eröffnen. Das EuG, der EuGH und die Kommission gehen daher zutreffend davon aus, dass eine Ermessensentscheidung der 67 EuG, Urteil vom 10. April 2008 – T-233/04, Niederlande/Kommission –, juris, Rn. 95. 68 EuGH, Urteil vom 15. November 2011 – C-106/09 P und C-107/09 P, Gibraltar/Kommission –, juris, Rn. 87 f. 69 Siehe zur Beurteilung von weiten und unklaren Tatbestandsmerkmalen als Beihilfe: Communication from the Commission, Commission Notice on the notion of State aid as referred to in Article 107(1) TFEU, 19.05.2016, Rn. 123f.\r\n5493271707 28/37 Verwaltung die selektive Wirkung einer Vergünstigung indiziert.70 Das gilt – nach einem aktu-ellen Urteil des EuGH71 – zumindest dann, wenn die Ermessensentscheidung mit einem Vorteil verbunden ist. Nach dieser Rechtsprechung muss die Grundaussage, wonach eine Ermessens-entscheidung eine selektive Begünstigung indiziert, dahingehend ergänzt werden, dass eine se-lektive Begünstigung vorliegt, wenn einer Ermessensentscheidung ein Vorteil folgt. Das gilt vor allem dann, wenn die Ermessensausübung nicht nach objektivierten Kriterien erfolgt.72 Dieser Linie folgt der EuGH auch bei steuerlichen Maßnahmen. In der Entscheidung P Oy hat er deutlich gemacht, dass ein der Behörde eingeräumtes Ermessen, welches ihr ermöglicht, die Begünstigten, die Bedingungen oder die Maßnahmen zu bestimmen, keine Maßnahme allge-meiner Art und mithin eine Begünstigung ist.73 Gerade weite Ermessenstatbestände, die nicht auf objektive Kriterien entsprechend dem Ziel der Regelung beschränkt sind, stehen der Beihil-fekonformität entgegen.74 Auch die Kommission lehnt eine in das freie Ermessen gestellte Be-handlung von Unternehmen in steuerrechtlichen Fragen als selektive Beihilfe ab,75 wie auch die kürzlich veröffentlichte Mitteilung zur Auslegung der beihilferechtlichen Tatbestände deutlich macht.76 Nach § 60 EnergieStG ist die Steuerentlastung denjenigen Unternehmen, für die die Tatbe-standsvoraussetzungen des § 60 EnergieStG erfüllt sind, zwingend zu gewähren. § 60 Energie-StG ist somit ein gebundener Anspruch und belässt der Behörde keinen Ermessensspielraum. Dies bestätigt die Qualifizierung der Norm als nicht-selektiv. 2.3.3 Ergänzend: Abschaffung von § 60 EnergieStG wäre Ungleichbehandlung gegenüber Bun-ker- und Flugkraftstoffen Eine mögliche Ungleichbehandlung zu anderen Wirtschaftsbeteiligten in vergleichbarer rechtli-cher oder tatsächlicher Lage entstünde allerdings dann, wenn § 60 EnergieStG abgeschafft wür- 70 EuGH, Urteil vom 18. Juli 2013 – C-6/12, P Oy –, juris, Rn. 25; Ismer/Karch, IStR 2014, 130 (131); Grube, Der Einfluss des unionsrechtlichen Beihilfenverbotes auf das deutsche Steuerrecht, 2014, S. 45. 71 EuGH, Urteil vom 04. Juni 2015 – C-15/14 P; zur Einordnung der Entscheidung siehe auch Soltész, EuZW 2016, 87 (90). 72 Siehe zur Bedeutung objektiver, nicht-diskriminierender Kriterien das Diskussionspapier der Kommission zur Auslegung des Beihilfetatbestandes: Communication from the Commission, Commission Notice on the notion of State aid as referred to in Article 107(1) TFEU, 19.05.2016, Rn. 125. 73 EuGH, Urteil vom 18. Juli 2013 – C-6/12, P Oy –, juris, Rn. 25. 74 EuGH, Urteil vom 18. Juli 2013 – C-6/12, P Oy –, juris, Rn. 26. 75 Communication from the Commission, Commission Notice on the notion of State aid as referred to in Ar-ticle 107(1) TFEU, 19.05.2016, Rn. 123ff.; Mitteilung der Kommission über die Anwendung der Vor-schriften über staatliche Beihilfen auf Maßnahmen im Bereich der direkten Unternehmensbesteuerung, ABlEG C 1998, 384/3, Rn. 22. 76 Communication from the Commission, Commission Notice on the notion of State aid as referred to in Ar-de. Denn in dieser Situation bestünde eine nachteilige Behandlung gegenüber gleichen Mineral-ölprodukten (Kraftstoffen) im Bereich der gewerblichen Schiff- und Luftfahrt. Nach § 27 EnergieStG sind Kraftstoffe, die zum Antrieb von Schiffen und Flugzeugen für ge-werbliche Zwecke genutzt werden, von der Steuer befreit. Die Norm geht auf Art. 14 Abs. 1 b), c) und Art. 15 Abs. 2 f), j) der Richtlinie 2003/96/EG zurück und erfasst die gleichen Mineral-ölprodukte, die auch sonst im Mineralölhandel gehandelt werden, wie sich an der angeführten Nomenklatur zeigt. Der Handel mit Bunker-77 und Flugkraftstoffen ist zum Handel mit Otto- und Dieselkraftstoffen im Straßenverkehr deshalb in einer vergleichbaren tatsächlichen Situati-on. Die Steuerbefreiung für die sog. Bunker- und Flugkraftstoffe wirkt sich auf dieWarenfinanzie-rungsgeschäfte in gleicher Weise aus, wie bei dem Handel mit sonstigen Mineralölprodukten. Bei einem Warengeschäft mit steuerfreien Bunker- und Flugkraftstoffen müssen die Steuern in die Finanzierung und Absicherung der Finanzierung nicht eingestellt werden, weil sie eben ge-rade nicht anfallen. In der jetzigen Rechtslage passt sich § 60 EnergieStG in diese Systematik ein und führt zu einer Gleichbehandlung sonstiger Mineralölhändler gegenüber Händlern von Bunker- und Flugkraftstoffen. Der Verkäufer kann im Regelfall des Referenzsystems die Steu-erbelastung auf den Warenempfänger abwälzen. Im Fall der fehlenden Abwälzbarkeit infolge der Zahlungsunfähigkeit des Warenempfängers werden auch diese Verkäufer nicht mit der Steuer belastet, sodass der Steueranteil in die Warenfinanzierung nicht eingestellt wird. Die wirtschaftlichen Handlungsspielräume bei der Warenfinanzierung sowie die Belastungen durch den Zahlungsausfall des Warenempfängers sind in beiden Fällen, in der jetzigen Situation unter Geltung des § 60 EnergieStG vergleichbar. Mit einem Wegfall des § 60 EnergieStG entstünde aber eine Sondersituation für den Handel mit Otto- und Dieselkraftstoffen. Für gleiche Produkte gäbe es einen steuerfreien Handel für sog. Bunker- und Flugkraftstoffe zum Einsatz in der gewerblichen Schiff- und Luftfahrt und einen vollversteuerten sonstigen Handel. Die Ungleichbehandlung würde sich wesentlich auf den Handel von Otto- und Dieselkraftstoffen auswirken: Nur die Händler dieser hoch versteuerten Energieerzeugnisse müssten bei der Warenfinanzierung die Steuerbelastung berücksichtigen, während dies für Händler der steuerfreien Bunker- und Flugkraftstoffen nicht notwendig wäre. 2.4 Zwischenergebnis § 60 EnergieStG ist schon keine Abweichung vom vorab definierten Referenzsystem. Dieses Referenzsystem ist im vorliegenden Fall gekennzeichnet durch die Möglichkeit der Abwälzbar-keit indirekter Verbrauchsteuern vom Steuerschuldner auf den Steuerträger. § 60 EnergieStG gestaltet dies systemkonform im Bereich der Mineralölbesteuerung aus: Unter bestimmten, ku-mulativen und eng auszulegenden Voraussetzungen werden die Verkäufer davor geschützt, dass 77 Der Abschnitt 2.3.3 bezieht sich ausschließlich auf jene gasölbasierten Bunkerkraftstoffqualitäten, die un-ter § 2 Abs. 1 Nr. 4 EnergieStG aufgelistet werden.\r\n5493271707 30/37 sie aufgrund des Zahlungsausfalls des Warenempfängers die Steuerbelastung nicht mehr an den wirtschaftlichen Steuerträger weitergeben können. Aber selbst wenn § 60 EnergieStG als Abweichung vom Referenzsystem zu verstehen wäre, lä-ge eine Ungleichbehandlung mit anderen Wirtschaftsteilnehmern, als Voraussetzung für die Annahme einer selektiven Begünstigung, nicht vor. Wie der BFH bereits 1998 bestätigt hat, be-finden sich die Mineralölunternehmen und die Unternehmen, die mit anderen verbrauchsbesteu-erten Produkten handeln, schon nicht in einer vergleichbaren Lage. Dies ergibt sich vor allem aus der Sondersituation des Mineralölhandels, die zum einen durch die marktüblich hohen Lie-fermengen und zum anderen durch die hohe steuerliche Belastung der Mineralölprodukte ge-kennzeichnet ist. Auch in der konkreten Anwendung des § 60 EnergieStG ist eine selektive Begünstigung nicht möglich, weil die Norm als gebundener Anspruch ausgestaltet ist. Nach ständiger Rechtspre-chung und Praxis sind vor allem Ermessensvorschriften beihilferechtlich bedenklich, weil sie im Einzelfall selektive Begünstigungen zulassen. Hinzu kommt: Gerade durch die Abschaffung des § 60 EnergieStG droht eine Ungleichbehand-lung mit anderen Wirtschaftsteilnehmern. Dann bestünde mit § 27 EnergieStG eine Privilegie-rung für diejenigen, die Mineralölprodukte im Bereich der Schiff- und Luftfahrt handeln. 3. Dritter Schritt: Rechtfertigung aus der Natur und dem inneren Aufbau des Steuersystems Selbst wenn man § 60 EnergieStG als eine selektiv begünstigende Ausnahmevorschrift zum System der Verbrauchsteuern ansieht, ist die Regelung durch die Beschaffenheit des Steuersys-tems gerechtfertigt. Eine Rechtfertigung kann sich nach der Rechtsprechung der Unionsgerichte insbesondere dann ergeben, wenn die Begünstigung in „der Natur oder dem inneren Aufbau des Systems“78 begründet ist. Dazu muss der Mitgliedstaat den Nachweis führen, dass die Ausnah-me „unmittelbar auf den Grund- oder Leitprinzipien seines Steuersystems beruht“79. Nach der Rechtsprechung des EuGH setzt die Rechtfertigung einer steuerlichen Ausnahmevor-schrift aus der Natur und dem inneren Aufbau des Steuersystems zunächst voraus, dass der mit ihr verfolgte Zweck innerhalb der Logik des Steuersystems liegt.80 Mit anderen Worten: Die 78 EuGH, Urteil vom 02. Juli 1974 – C-173/73 –, juris, Rn. 33; EuGH, Urteil vom 08. November 2001 – C-143/99, Adria-Wien Pipeline und Wietersdorfer & Peggauer Zementwerke –, juris, Rn. 42; EuGH, Urteil vom 14. April 2005 – C-128/03 und C-129/03, C-128/03, C-129/03 –, juris, Rn. 39; EuGH, Urteil vom 29. April 2004 – C-159/01 –, juris, Rn. 42; EuGH, Urteil vom 08. September 2011 – C-78/08 bis C-80/08 –, juris, Rn. 64; EuG, Urteil vom 25. November 2014 – T-512/11, Ryanair/Kommission –, juris, Rn. 80f. 79 EuGH, Urteil vom 18. Juli 2013 – C-6/12, P Oy –, juris, Rn. 22; EuG, Urteil vom 25. November 2014 – T-512/11, Ryanair/Kommission –, juris, Rn. 80f.; Communication from the Commission, Commission Notice on the notion of State aid as referred to in Article 107 (1) TFEU, 19. Mai 2016, Rn. 138; Mittei-lung der Kommission über die Anwendung der Vorschriften über staatliche Beihilfen auf Maßnahmen im Bereich der direkten Unternehmensbesteuerung, ABlEG C 1998, 384/3, Rn. 16. 80 EuGH, Urteil vom 08. September 2011 – C-78/08 bis C-80/08, Paint Graphos u.a. –, juris, Rn. 74. rung bestimmter Wirtschaftszweige) verfolgen, sondern muss gerade zur besseren Verwirkli-chung der im Steuersystem selbst angelegten Zwecke dienen. Darüber hinaus muss die zu rechtfertigende Maßnahme auch in der Durchführung mit der Struk-tur des Steuersystems kohärent sein und mit dem Grundsatz der Verhältnismäßigkeit in Ein-klang stehen. Die Regelung darf – wie generell im Rahmen einer Rechtfertigung – nicht über die Grenzen des Erforderlichen hinausgehen und das verfolgte Ziel darf nicht durch weniger weitreichende Maßnahmen zu erreichen sein. Vor diesem Hintergrund ist die Vorschrift des § 60 EnergieStG – sofern sie als selektive Be-günstigung angesehen wird – auch gerechtfertigt. Die Regelung ist ein dem Steuersystem selbst inhärenter Mechanismus zur Erreichung des entsprechenden Ziels (nachfolgend 3.1). Die Rege-lung ist zudem kohärent und verhältnismäßig (nachfolgend 3.2). 3.1 § 60 EnergieStG als Mechanismus zur Erreichung eines dem Steuersystem inhärenten Ziels § 60 EnergieStG dient einem innerhalb des Steuersystems selbst gelegenen, systeminhärenten Ziel. Er ist – würde man ihn als Abweichung vom System begreifen – aufgrund der Natur und des inneren Aufbaus des Steuersystems gerechtfertigt. Wie bereits dargestellt, dient § 60 EnergieStG dazu, die im System des deutschen Verbrauch-steuerrechts angelegte Abwälzbarkeit der Steuerlast auf den Warenempfänger sicherzustellen. Die Regelung dient nicht der materiellen Begünstigung eines bestimmten Wirtschaftszweiges, sondern sie befreit den Mineralölhandel allein von den unbilligen Härten, die dadurch entstehen, dass er aus verwaltungsökonomischen Gründen als Inkassostelle des Fiskus eingesetzt wird. In-sofern ermöglicht sie erst, die mit dieser Erhebungsmethode bezweckte Effizienz der Steuerer-hebung in zumutbarer und somit verfassungskonformer Weise zu erreichen und verfolgt damit ein unmittelbar in der Logik des Verbrauchsteuersystems selbst angelegtes Ziel. 3.2 Kohärenz und Verhältnismäßigkeit der Regelung Die Rechtfertigung einer Steuerbegünstigung durch die Natur und den allgemeinen Aufbau ei-nes Steuersystems setzt nach der Rechtsprechung des EuGH sowie des EuG ferner voraus, dass sie kohärent durchgeführt wird und zudem mit dem Grundsatz der Verhältnismäßigkeit im Ein-klang steht.81 § 60 EnergieStG erfüllt sowohl das Kriterium der Kohärenz (nachfolgend 3.2.1) wie auch das der Verhältnismäßigkeit (nachfolgend 3.2.2). 81 EuG, Urteil vom 04. Februar 2016 – T-287/11, Heitkamp Bau Holding –, juris, Rn. 160 unter Bezugnah-me auf EuGH, Urteil vom 08. September 2011 – C-78/08 bis C-80/08, Paint Graphos u.a. –, juris, Rn. 73 ff.\r\n5493271707 32/37 3.2.1 Kohärenz des § 60 EnergieStG in der praktischen Durchführung Das unionsrechtliche Erfordernis der Kohärenz verlangt unter anderem, dass eine bestimmte Begünstigung auch in ihrer praktischen Durchführung mit der generellen Struktur des Steuer-systems eines Mitgliedsstaats im Einklang stehen muss.82 Es obliegt dabei dem jeweiligen Mit-gliedstaat, geeignete Kontroll- und Überwachungsverfahren zu schaffen und zur Anwendung zu bringen, um die Kohärenz steuerlicher Sonderregelungen mit dem Grundgedanken und dem all-gemeinen Aufbau des Referenzsystems auch in der praktischen Durchführung zu gewährleis-ten.83 Die Vorschrift des § 60 EnergieStG steht auch im Hinblick auf ihre praktische Durchführung mit der Systematik des deutschen Verbrauchsteuerrechts im Einklang. Der Gesetzgeber hat den Entlastungsanspruch unter enge materielle und verfahrensrechtliche Voraussetzungen gestellt. Der Verkäufer von versteuerten Otto- und Dieselkraftstoffen muss das Risiko des Ausfalls des Steuerträgers nur bei kumulativem Vorliegen der zahlreichen Voraussetzungen, die im Tatbe-stand aufgeführt sind, nicht tragen. Durch diese hohen Anforderungen wird sichergestellt, dass der Entlastungsanspruch lediglich die besonderen Belastungen der Mineralölwirtschaft kompensiert. So besteht der Entlastungsan-spruch nach § 60 Abs. 1 Nr. 1 EnergieStG beispielsweise erst, sobald der Steuerbetrag bei Ein-tritt der Zahlungsunfähigkeit einen Selbstbehalt von EUR 5.000 übersteigt. Nach der Wertung des Gesetzgebers wird der Sondersituation der Mineralölwirtschaft, die durch marktüblich hohe Liefermengen und die hohe steuerliche Belastung der Mineralölprodukte gekennzeichnet ist (siehe dazu bereits oben, 2.3.1) dadurch Rechnung getragen, dass der Verkäufer das Risiko des Ausfalls des Steuerträgers einen EUR 5.000 übersteigenden Betrag nicht mehr tragen muss.84 Es handelt sich – wie die Rechtsprechung klargestellt hat85 – um einen echten Selbstbehalt; entlas-tungsfähig ist nur die ausgefallene Mineralölsteuer, die den Steuerbetrag von EUR 5.000 über-steigt. Hinzu kommt: Die Voraussetzungen des § 60 EnergieStG werden von Rechtsprechung und Pra-xis auch in der tatsächlichen Anwendung sehr restriktiv ausgelegt. Zum Teil wird sogar kriti-siert, dass diese Auslegung „nahezu abstruse Anforderungen an die einzelnen Tatbestands-merkmale des § 60 EnergieStG“86 schafft. Dies verdeutlicht: Nur unter bestimmten engen Vo-raussetzungen wird der Verkäufer von versteuerten Otto- und Dieselkraftstoffen von dem Risiko der fehlenden Abwälzbarkeit entlastet. 82 EuG, Urteil vom 04. Februar 2016 – T-287/11, Heitkamp Bau Holding –, juris, Rn. 160. 83 EuGH, Urteil vom 08. September 2011 – C-78/08 bis C-80/08, Paint Graphos u.a. –, juris, Rn. 74. 84 Hille/Gallert, ZfZ 2009, 253 (259) 85 BFH, Urteil vom 01. Dezember 1998 – VII R 21/97 –, BFHE 187, 177. 86 Stein/Thoms, BB 2015, 1876 (1883); siehe auch Hille/Gallert, ZfZ 2009, 253 (254): „sehr restriktiv ge-Die enge Auslegung der Tatbestandsmerkmale zeigt sich – beispielhaft – insbesondere an der dritten Voraussetzung des § 60 Abs. 1 EnergieStG, die eine sachgerechte Anspruchssicherung und Rechtsverfolgung verlangt. So kommt es beispielsweise nicht darauf an, dass der Verkäufer die von § 60 Ener-gieStG geforderten Sicherungs- und Rechtsverfolgungsmaßnahmen selbst für Er-folg versprechend hält oder sie den wirtschaftlichen Ausfall der Zahlungsforderung hätten verhindern können; maßgeblich ist in einer formalistischen Betrachtungs-weise vielmehr allein, dass er ihnen unabhängig von den Besonderheiten des Ein-zelfalls objektiv tatsächlich nachkommt.87 Der durch die Norm zwingend vorge-schriebene Eigentumsvorbehalt ist etwa auch dann zu vereinbaren, wenn er für das jeweilige Geschäft schon im Vorhinein als „absolut untaugliches“ Sicherungs-instrument erscheint.88 Eine ordnungsgemäße Überwachung der Außenstände ist nur dann gegeben, wenn „ein im kaufmännischen Geschäftsverkehr übliches ord-nungsgemäßes betriebliches Buchführungs- und Rechnungswesen“89 vorgehalten wird. Kommt es wiederholt zu Rücklastschriften, sind weitere Kaufpreissicherun-gen zu treffen oder ist die Lieferung einzustellen; sonst kann eine Steuerentlastung später nicht verlangt werden.90 Auch bei sonstigen Anzeichen von Zahlungs-schwierigkeiten ist rechtzeitig eine Liefersperre zu verhängen oder eine andere ef-fektive Sicherungsmaßnahme zu treffen.91 Im Regelfall muss nach dem Mahn- und Rechtsverfolgungsverhalten des Verkäufers sichergestellt sein, dass die Forderung spätestens etwa zwei Monate nach der Belieferung klageweise geltend gemacht wird.92 Im Einzelfall kann sogar eine noch frühere Reaktion des Verkäufers not-wendig werden.93 Bei Personengesellschaften ist die gerichtliche Verfolgung des Anspruchs auch auf die persönlich haftenden Gesellschafter zu erstrecken.94 Auch eine sich etwaig anschließende Zwangsvollstreckung muss stets „nachhaltig“ erfol-gen und darf nicht nach einem ersten Vollstreckungsversuch eingestellt werden.95 87 Siehe etwa BFH, Urteil vom 17. Dezember 1998 – VII R 148/97 –, juris, Rn. 25 f.; BFH, Urteil vom 02. Februar 1999 – VII R 18/98 –, juris, Rn. 13. 88 Vgl. Soyk, in: Friedrich/Meißner, Energiesteuern Kommentar, § 60 EnergieStG, Rn. 35; im Anschluss an FG Hamburg, Urteil vom 21. Oktober 2005 – IV 130/04 –, juris, Rn. 18. 89 BFH, Urteil vom 02. Februar 1999 – VII B 247/98 –, juris, Rn. 11. 90 BFH, Urteil vom 17. Januar 2006 – VII R 42/04 –, juris, Rn. 16. 91 Vgl. BFH, Urteil vom 09. August 2002 – VII B 311/01 –, juris, Rn. 8; BFH, Urteil vom 17. Januar 2006 – VII R 42/04 –, juris, Rn. 10 ff.; FG Hamburg, Urteil vom 02. Oktober 2009 – 4 K 107/09 –, juris, Rn. 23 ff.; FG Hamburg, Urteil vom 17. Januar 2014 – 4 K 87/13 –, juris, Rn. 23 ff.; vgl. auch BFH, Urteil vom 17. Januar 2006 – VII R 42/04 –, juris, Rn. 10 ff. 92 BFH, Beschluss vom 21. Mai 2001 –VII B 53/00 –, juris, Rn. 15; BFH, Beschluss vom 01. Juni 2001 – VII B 232/00 –, juris, Rn. 15; FG Berlin-Brandenburg, Urteil vom 26. Januar 2010, 1 K 615/06, Rn. 15; relativierend BFH, Urteil vom 01. Juli 2008 – VII R 31/07 –, juris, Rn. 11, und BFH, Beschluss vom 14. Dezember 2010 – VII B 144/10 –, juris, Rn. 8. 93 Siehe BFH, Beschluss vom 14. Dezember 2010 – VII B 144/10 –, juris, Rn. 8; Hille/Gallert, ZfZ 2009, 253 (257); Soyk, in: Friedrich/Meißner, Energiesteuern Kommentar, § 60 EnergieStG, Rn. 42. 94 BFH, Beschluss vom 09. November.2010 – VII B 153/10 –, juris, Rn. 6 m. w. N. 95 FG Hamburg, Urteil vom 03. April 2009 – 4 K 217/08 –, juris, Rn. 23 ff.\r\n5493271707 34/37 Ist ein Insolvenzantrag gestellt, hat der Verkäufer grundsätzlich trotzdem noch auf den Erlass eines Mahnbescheides hinzuwirken und darf also nicht die gerichtliche Verfolgung des Anspruchs von vornherein einstellen.96 Ist das Insolvenzverfahren über das Vermögen des Warenempfängers bereits eröffnet, wird der Mineralöl-händler seiner Pflicht zur gerichtlichen Verfolgung des Anspruchs nur dann ge-recht, wenn er diesen innerhalb der Frist des § 28 Abs. 1 InsO zur Insolvenztabelle anmeldet.97 3.2.2 Verhältnismäßigkeit des § 60 EnergieStG Die Regelung des § 60 EnergieStG ist auch verhältnismäßig. Das Erfordernis der Verhältnis-mäßigkeit setzt voraus, dass die zu beurteilende steuerliche Maßnahme nicht über die Grenzen des Erforderlichen hinausgeht, also das verfolgte Ziel durch weniger weitreichende Maßnahmen nicht erreicht werden könnte.98 Eine solche weniger weitrechende Maßnahme als § 60 Energie-StG zur Sicherstellung einer systemgerechten Verteilung des Insolvenzrisikos ist nicht ersicht-lich: a) Erlass nach § 227 AO kein milderes Mittel § 227 AO ist kein milderes Mittel, mit dem das Ziel des § 60 EnergieStG gleichermaßen erreicht werden könnte. Insofern geht auch der Verweis des BMF in der Begründung des DiskE auf § 227 AO (siehe dazu oben, B.II) fehl. § 227 Satz 1 AO lautet wie folgt: „Die Finanzbehörden können Ansprüche aus dem Steuerschuldverhältnis ganz oder zum Teil erlassen, wenn deren Einziehung nach Lage des einzel-nen Falls unbillig wäre; unter den gleichen Voraussetzungen können bereits entrichtete Beträge erstattet oder angerechnet werden.“ Anders als die Regelung des§ 60 EnergieStG ist § 227 AO als sog. Koppelungsvorschrift konzipiert, die auf der Tatbestandsseite einen unbestimmten Rechtsbegriff und auf der Rechtsfolgenseite eine Ermessenermächtigung enthält. Damit räumt § 227 AO der Ver-waltung in der Einzelfallentscheidung einen weiten Spielraum ein, der gerichtlich auch nur eingeschränkt überprüfbar ist. Der Tatbestand belässt der Verwaltung einen so weiten Spielraum, dass eine selektive Begünstigung durch die Anwendung dieser Vorschrift indiziert wird (siehe dazu bereits oben, 3.2.1). Insofern wäre eine Anwendung des § 227 AO auf die bisher von § 60 Ener-gieStG geregelte Konstellation beihilfenrechtlich noch problematischer und könnte schon deshalb kein milderes Mittel zur Erreichung des Ziels sein. 96 Vgl. BFH, Urteil vom 08. August 2006 – VII R 15/06 –, juris, Rn. 16 ff.; FG München, Urteil vom 13. September 2012 – 14 K 723/11 –, juris, Rn. 19 m. w. N. 97 BFH, Urteil vom 11. Januar 2011 – VII R 11/10 –, juris, Rn. 10 ff. 98 EuG, Urteil vom 04. Februar 2016 – T-287/11, Heitkamp Bau Holding –, juris, Rn. 160. Hinzu kommt, dass § 227 AO in den typischerweise von § 60 EnergieStG erfassten Kons-tellationen gar nicht zur Anwendung kommen kann. Denn im Falle durchgehandelter ver-steuerter Mineralöle, die vom Händler bereits versteuert eingekauft und danach weiter-verkauft werden, besteht zwischen dem Steuergläubiger („Finanzbehörden“) und dem Händler kein Steuerschuldverhältnis, das § 227 AO tatbestandlich voraussetzt.99 Darüber hinaus wird auch in der tatsächlichen Anwendung § 227 AO kein milderes Mittel sein, um die Ziele des § 60 EnergieStG zu erreichen. War die Steuerverwaltung in der Vergangenheit bereits mehr als nur zurückhaltend, in ganz besonderen Einzelfällen aus Gründen der Billigkeit auf die Steuereinziehung zu verzichten, so würde ein möglicher Wegfall des § 60 EnergieStG gerade dazu führen, die von § 60 EnergieStG erfassten Fallgestaltungen nicht als Billigkeitserwägungen im Rahmen von § 227 AO anzuerken-nen. b) Keine Überkompensation möglich Schließlich stellt die in § 60 Abs. 3 EnergieStG enthaltene auflösende Bedingung sicher, dass es im Rahmen der Steuerentlastung nach § 60 Abs. 1 EnergieStG nicht zu einer Überkompensation kommt. Nach § 60 Abs. 3 EnergieStG führt eine nachträgliche Leis-tung des Warenempfängers zu einem rückwirkenden Wegfall des Entlastungsanspruchs. Liegen die Tatbestandsmerkmale des § 60 EnergieStG nachträglich nicht mehr vor, wird der Rückforderungsanspruch des Staates nach § 37 Abs. 2 AO ausgelöst. Hinzu kommt: Der Verkäufer muss auch nachträglich erlangte Leistungen des Warenempfängers in der Höhe, in der er sie erlangt hat, an den Steuergläubiger abführen (§ 60 Abs. 3 Satz 3 Ener-gieStG). Dies bedeutet, dass für diese Leistungen, die im Rahmen des Insolvenzverfah-rens an den Verkäufer erbracht werden, ein Rückforderungsanspruch des Steuergläubi-gers in der Höhe des entsprechenden Steueranteils entsteht.100 Somit ist gesetzlich garan-tiert, dass die von der Regelung betroffenen Mineralölunternehmen in keiner denkbaren Konstellation eine Bereicherung einbehalten können. Einen vergleichbaren Mechanismus gibt es im Übrigen auch bei der vergleichbaren Rege-lung des § 17 Abs. 2 Nr. 1 UStG: Nach § 17 Abs. 2 Nr. 1 Satz 2 UStG ist die Umsatz-steuer erneut und zu Lasten des leistenden Unternehmers zu berichtigen, wenn – nach ur-sprünglicher Uneinbringlichkeit – der leistende Unternehmer das Entgelt doch noch ganz 99 BFH, Urteil vom 19. Oktober 1982 – VII R 45/80 –, juris, Rn. 16 ff.; BFH, Urteil vom 05. Februar 1985 – VII R 70/82 –, juris, Rn. 10 ff.; Teichner, in: Teichner/Alexander/Reiche, Mineralöl- und Erdgassteuer, Stromsteuer, Mineralölzoll (13. EL Stand: 30.9.2001), § 31 MinöStG, Rn. 13; Soyk, in: Fried-rich/Meißner/Soyk, Energiesteuern, (EL 38 Stand: 2015) § 60 EnergieStG, Rn. 4. 100 Teichner, in: Teichner/Alexander/Reiche, Mineralöl- und Erdgassteuer, Stromsteuer, Mineralölzoll (13. EL Stand: 30.9.2001), § 31 MinöStG, Rn. 19; Soyk, in: Friedrich/Meißner/Soyk, Energiesteuern, (EL 38 Stand: 2015) § 60 EnergieStG, Rn. 64; Möhlenkamp, in: Möhlenkamp/Milewski, EnergieStG/StromStG, 2012, § 60 EnergieStG, Rn. 34.\r\n5493271707 36/37 oder teilweise vereinnahmt, beispielsweise, weil der Leistungsempfänger das Entgelt für die Leistung nachträglich ganz oder teilweise zahlt. c) Beschränkung auf hoch versteuerte Kraftstoffe Der Anwendungsbereich des § 60 EnergieStG ist darüber hinaus auf hoch versteuerte Kraftstoffe beschränkt. Die Norm ist auch aus diesem Grund verhältnismäßig. Gemäß § 60 Abs. 1 EnergieStG wird die Steuerentlastung nur für Benzin nach § 2 Abs. 1 Nr. 1 und 2 EnergieStG,101 für mittelschwere Öle nach § 2 Abs. 1 Nr. 3 EnergieStG102 sowie für Gasöle nach § 2 Abs. 1 Nr. 4 EnergieStG103 gewährt. Die Steuersätze für diese Ener-gieerzeugnisse bewegen sich in einem Rahmen von EUR 470,40 bis EUR 721,00 pro 1.000 Liter. Für andere, als die in § 2 Abs. 1 Nr. 1 bis 4 EnergieStG aufgeführten Energieerzeugnisse, wie etwa die in § 2 Abs. 2 EnergieStG genannten Erd- oder Flüssiggase, ist zwar eine Steuerentlastung (nach § 60 EnergieStG oder anderen Normen) ausgeschlossen.104 Diese Energieerzeugnisse profitieren jedoch von einer Steuerermäßigung nach § 2 Abs. 2 und 3 EnergieStG. So beträgt gemäß § 2 Abs. 2 Nr. 1 EnergieStG der ermäßigte Steuersatz für 1 MWh Erdgas und 1 MWh gasförmige Kohlenwasserstoffe EUR 13,90 und für 1.000 kg Flüssiggase unvermischt mit anderen Energieerzeugnissen gemäß § 2 Abs. 2 Nr. 2 Ener-gieStG EUR 180,32. In § 2 Abs. 3 EnergieStG sind weiter reduzierte Steuersätze für klassische Heizstoffe auf-geführt, wenn diese zum Verheizen oder zum Antrieb von Gasturbinen und Verbren-nungsmotoren in bestimmten begünstigten Anlagen verwendet oder zu diesen Zwecken abgegeben werden. Während also der Steuersatz gemäß § 2 Abs. 1 Nr. 4b EnergieStG für 1.000 Liter Dieselkraftstoff EUR 470,40 beträgt, liegt der reduzierte Steuersatz gemäß § 2 Abs. 3 Satz 1 Nr. 1 b EnergieStG für 1.000 Liter leichtes Heizöl bei EUR 61,35. Der Steuersatz für den chemisch gleichen Dieselkraftstoff ist damit fast 8-fach höher als der ermäßigte Steuersatz für Heizöl. 101 Für 1000 Liter Benzin der Unterposition 2710 11 41 bis 2710 11 49 der Kombinierten Nomenklatur (KN) mit einem Schwefelgehalt von mehr als 10 mg/kg gilt hier ein Steuersatz von EUR 669,80 und für Benzin mit einem Schwefelgehalt von höchstens 10 mg/kg gilt ein Steuersatz von EUR 654,50. Für 1000 Liter Benzin der Unterposition 2710 11 31, 2710 11 51 und 2710 11 59 der KN beträgt der Steuersatz EUR 721,00. 102 Der Steuersatz beträgt für mittelschwere Öle der Unterposition 2710 19 21 und 2710 19 25 der KN EUR 654,50 für 1.000 Liter. 103 Der Steuersatz liegt für Gasöle der Unterposition 2710 19 41 bis 2710 1949 der KN bei EUR 485,70 für 1.000 Liter mit einem Schwefelgehalt von mehr als 10 mg/kg und bei EUR 470,40 für 1.000 Liter mit ei-nem Schwefelgehalt von höchstens 10 mg/kg. 104 Möhlenkamp, in: Möhlenkamp/Milewski, EnergieStG/StromStG, 2012, § 60 EnergieStG, Rn. 9."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-08-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019202","regulatoryProjectTitle":"Viertes Gesetz zur Änderung mautrechtlicher Vorschriften","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/54/0b/605712/Stellungnahme-Gutachten-SG2508220005.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":"Berlin, 19.08.2025\r\nzum Referentenentwurf eines Vierten Gesetzes zur Änderung mautrechtlicher Vorschriften\r\n2\r\nAn das Bundesministerium für Verkehr\r\nReferat StV 10 Lkw-Maut, Nutzerfinanzierung\r\nBundesministerium für Verkehr\r\nInvalidenstraße 44\r\n10115 Berlin\r\nSehr geehrte Damen und Herren,\r\nhiermit nehmen wir als UNITI Bundesverband EnergieMittelstand e.V. (nachfolgend „UNITI“) Stellung zum Referentenentwurf eines Vierten Gesetzes zur Änderung mautrechtlicher Vorschriften.\r\nKeine Streichung bei Wasserstoff-Optionen vornehmen\r\nIn Artikel 1 der Änderung des Bundesfernstraßenmautgesetzes ist vorgesehen, dass in § 1 Absatz 2 die Sätze 4 und 5 gestrichen werden sollen.\r\nAbsätze 4 und 5 lauten:\r\n„Als emissionsfreie Fahrzeuge gelten auch solche Fahrzeuge mit Verbrennungsmotor, deren Primärenergieträger für die Bereitstellung der Antriebsenergie in der reinen chemischen Verbrennungsreaktion kein Kohlenstoffdioxid erzeugt. Kohlenstoffdioxid-Anteile im Abgas, die aus der Verbrennung technischer Hilfsstoffe entstehen, werden in dieser Klassifizierung nicht berücksichtigt.“\r\nDie aktuelle Gesetzeslage bedeutete bisher, dass als „emissionsfrei“ nicht nur batterieelektrische und Brennstoffzellenfahrzeuge galten, sondern auch bestimmte Verbrenner, wenn der Energieträger bei der Verbrennung kein CO₂ freisetzt. Auch geringe CO₂-Anteile aus Hilfsstoffen waren unschädlich, sodass solche Fahrzeuge mautfrei gestellt oder begünstigt werden konnten. Somit konnten bislang Lkw mit Wasserstoff-Verbrennungsmotoren als emissionsfreie Fahrzeuge eingestuft und von der Maut befreit werden.\r\nDurch eine Streichung des § 1 Absatz 2 Sätze 4 und 5 entfiele diese Möglichkeit, ohne dass dafür ein plausibler Grund erkennbar wäre. Wir sehen die Streichung daher kritisch und fordern dazu auf, diese nicht vorzunehmen. Teilautomatisierung der Maut per App ist zu begrüßen\r\nZu begrüßen ist die vorgesehene Möglichkeit, die Maut künftig auch \"teilautomatisch\" via App bezahlen zu können. Es gibt zahlreiche Gründe, aus denen heute die Maut manuell beglichen werden muss. Dazu gehören z.B. Fahrten zur Überführung nicht zugelassenen Fahrzeuge, Fahrten bei Ausfall der verbauten On-Board Unit oder der Einsatz von Fahrzeugen, die nur ausnahmsweise auf Autobahnen und Bundesstraßen unterwegs sind und für die ein Einbau einer On-Board Unit wirtschaftlich nicht darstellbar ist.\r\nWürde die Möglichkeit bestehen, dass der Fahrer in diesen Fällen die Mautzahlung eigenständig per App starten könnte, würde das den Verwaltungsaufwand in den betroffenen Unternehmen deutlich reduzieren.\r\nBefreiung nicht-fossiler Kraftstoffe vom Mautteilsatz für „Kosten infolge verkehrsbedingter CO2-Emissionen“\r\nMit der CO₂-Kostenkomponente soll die bestehende Mautregulierung ein Preissignal für klimafreundliche Antriebe setzen, um die CO2-Emissionsbilanz des Straßengüterverkehrs nachhaltig und sofort zu verbessern. Derzeit profitieren jedoch allein lokal „emissionsfreie“ Antriebe von einer Befreiung von der CO2-Kostenkomponente (Klasse 5 gem. Anlage 11 Nr. 4a), da diese Fahrzeuge nach § 1 Absatz 2 Nr. 7 BFernMG vollständig mautbefreit sind. Die Nutzung ausschließlich erneuerbarer, nicht-fossiler Kraftstoffe in Lkw werden dagegen nicht berücksichtigt. Daraus ergibt sich eine inkonsistente Situation: Ein E-Lkw, der mit fossilem Netzstrom geladen wird, wird mautbefreit gestellt während ein hochmoderner Diesel-Lkw, der vollständig mit HVO100 betankt ist, sämtliche Kostenbestandteile inklusive des CO2-Mautteilsatzes zu tragen hat. Diese Regelung vergibt Chancen zur unmittelbaren Treibhausgasminderung im Bestand und wirkt als Hemmnis für die Nutzung nicht-fossiler Kraftstoffe. Dabei tragen solche Kraftstoffe nachweislich zum Klimaschutz bei, da sie über ihren Lebenszyklus hinweg eine weitgehende oder vollständige Treibhausgasneutralität erreichen. Jeder Lkw, der anstelle konventioneller Kraftstoffe (z. B. B7-Diesel mit bis zu 7 % Biodiesel) komplett auf fossilfreie Alternativen wie beispielsweise HVO100, B100 oder künftig E-Diesel umstellt, senkt die Netto-CO₂-Emissionen des Güterverkehrs signifikant.\r\nDaher sollte die Bundesregierung regeln, dass Fahrzeuge über 3,5 Tonnen zulässiger Gesamtmasse, die ausschließlich mit nicht-fossilen Kraftstoffen betrieben werden, der CO2-Emissionsklasse 5 zugeordnet werden. Unter nicht-fossilen Kraftstoffen sind biogene und strombasierte Kraftstoffe aus erneuerbaren Energien gemäß Richtlinie (EU) 2018/2001 in der Fassung der Richtlinie (EU) 2023/2413 zu verstehen.\r\nWir appellieren an die Bundesregierung, sich auf EU-Ebene für die entsprechende Klarstellung und notwendige Anpassung der Eurovignetten-Richtlinie (Richtlinie (EU) 2022/362 vom 24. Februar 2022) einzusetzen. Ein Änderungsverfahren ist bereits für Herbst 2025 absehbar.\r\n4\r\nKontakt\r\nFür Fragen stehen wir gern zur Verfügung.\r\nDipl.-Ing., Dipl.-WirtschIng. (FH)\r\nDirk Arne Kuhrt\r\nGeschäftsführer\r\nE-Mail: kuehn@uniti.de\r\nTel.: +49 (0)30/755 414-300\r\nDipl. Verw.Wiss. Dominik Hellriegel\r\nLeiter Politik\r\nE-Mail: hellriegel@uniti.de\r\nTel.: +49 (0)30/755 414-416\r\nRA Markus Robrecht\r\nLeiter Recht\r\nE-Mail: robrecht@uniti.de\r\nTel.: +49 (0)30/755-414-406\r\nÜber UNITI\r\nDer UNITI Bundesverband EnergieMittelstand e.V. repräsentiert in Deutschland rund 90 Prozent\r\ndes mittelständischen Energiehandels und bündelt die Kompetenzen bei Kraftstoffen,\r\nBrennstoffen sowie Schmierstoffen. Täglich frequentieren über 4,3 Millionen Kunden die ca. 8.600\r\nStraßentankstellen der UNITI-Mitgliedsunternehmen, welche ca. 62 Prozent des\r\nStraßentankstellenmarktes ausmachen. Mit etwa 3.700 freien Tankstellen sind bei UNITI zudem\r\nfast 70 Prozent der freien Tankstellen organisiert. Überdies versorgen die UNITI-Mitglieder etwa\r\n20 Millionen Menschen mit Wärme. Die Verbandsmitglieder decken rund 80 Prozent des\r\nGesamtmarktes für flüssige und feste Brennstoffe ab. Ebenso zählen mit einem Marktanteil von\r\nüber 50 Prozent die meisten unabhängigen mittelständischen Schmierstoffhersteller und\r\nSchmierstoffhändler in Deutschland zum Verband. Die rund 1.000 Mitgliedsfirmen von UNITI\r\nerzielen einen jährlichen Gesamtumsatz von etwa 95 Milliarden Euro und beschäftigen rund\r\n100.000 Arbeitnehmer in Deutschland.\r\nLobbyregister-Nr. im Lobbyregister beim Deutschen Bundestag: R002822"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Verkehr (BMV)","shortTitle":"BMV","url":"https://bmdv.bund.de/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-08-19"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019729","regulatoryProjectTitle":"Gesetz zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2022/2557 und zur Stärkung der Resilienz kritischer Anlagen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/5d/8d/617321/Stellungnahme-Gutachten-SG2509230009.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":"Berlin, 04.09.2025\r\nZum Entwurf eines Gesetzes des Bundesministeriums des Innern zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2022/2557 und zur Stärkung der Resilienz von Betreibern kritischer Anlagen\r\n2\r\nBundesministerium des Innern\r\nAlt-Moabit 140\r\n10557 Berlin\r\nSehr geehrte Damen und Herren,\r\nhiermit nehmen wir die Gelegenheit wahr, im Rahmen der Verbändeanhörung zum Entwurf eines Gesetzes des Bundesministeriums des Innern zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2022/2557 und zur Stärkung der Resilienz von Betreibern kritischer Anlagen (Stand 27.08.2025), nachfolgend E-KRITIS-DachG, nach 2023 und 2024 erneut Stellung zu nehmen. Für die bisherige Einbindung als mittelständischer Handelsverband danken wir.\r\nUNITI und seine Mitglieder unterstützen grundsätzlich die Stärkung der Resilienz kritischer Anlagen und wichtiger und besonders wichtiger Einrichtungen mit Blick auf physische Maßnahmen und IT-Sicherheitsmaßnahmen.\r\nWir hatten bereits in unseren Stellungnahmen zu vorherigen Referentenentwürfen des KRITIS-DachG im Jahr 2023 und 2024 moniert, dass das Bundesministerium des Innern (hinfort BMI) im eigenen Betreiben die Geltung des Gesetzes deutlich ausweiten kann, indem es per Rechtsverordnung Schwellenwerte festlegt (§ 5 Absatz 1 Satz 2 E-KRITIS-DachG). Zusätzlich soll durch § 5 Absatz 3 E-KRITIS-DachG die Möglichkeit geschaffen werden, dass eine Anlage im Einzelfall auch ohne die Voraussetzungen der Rechtsverordnung zu erfüllen, als „Anlage für die Erbringung einer kritischen Dienstleistung“ durch das BMI festgestellt werden kann.\r\nDie in § 5 Absatz 1 Satz 2 E-KRITIS-DachG zur Bestimmung der Erheblichkeit heranzuziehenden Schwellenwerte sind vielfältig, allerdings werden nach wie vor keine branchenspezifische Schwellenwerte benannt oder auf andere bestehende Regularien verwiesen. So werden beispielsweise in der derzeitigen Verordnung zur Bestimmung kritischer Infrastrukturen nach dem BSI-Gesetz (BSI-Kritisverordnung - BSI-KritisV) spezifische Regularien u. a. in der Form von Schwellenwerten getroffen. Wir plädieren daher dafür, dass das Gesetz entweder auf diese Verordnungen verweisen oder deren Definitionen übernommen werden sollten. Sonst macht es der geplante § 5 Absatz 1 und Absatz 3 E-KRITIS-DachG für die möglichen Betroffenen nicht vorhersehbar, ob sie mit den Anlagen in den Anwendungsbereich des Gesetzes fallen werden.\r\nNach der derzeitigen Verordnung zur Bestimmung Kritischer Infrastrukturen nach dem BSI-Gesetz (BSI-Kritisverordnung - BSI-KritisV) wird für die Berechnungsformel zur Ermittlung der Schwellenwerte von dem Regelschwellenwert von 500.000 zu versorgenden Personen ausgegangen, Anhang 1 Teil 2. Dieser Regelschwellenwert wurde zutreffend in § 5 Absatz 2 E-KRITIS-DachG übernommen. Nach Anhang 1 Teil 2 Ziffer 11 ergibt sich gemäß dieser Berechnungsformel für Tankstellen eine (verteilte) Kraftstoffmenge von 420.000 t/Jahr. Aus unserer Sicht ist es zwingend erforderlich, diesen Schwellenwert für die Anlagenkategorien 3.3 auch in das KRITIS-DachG bzw. zumindest aber in die zu erlassende Rechtsverordnung entsprechend aufzunehmen. Eine Verringerung der verteilten 3\r\nKraftstoffmenge würde zu einer sinnlosen Erweiterung des Anwendungsbereichs des E-KRITIS-DachG auch auf kleinere und mittlere Unternehmen (KMU) führen. Aus diesem Grund lehnen wir eine Reduzierung der Schwellenwerte strikt ab und sollten in jedem Fall so ausgestaltet sein, dass kleinere und mittlere Unternehmen (KMU) von dem Anwendungsbereich ausgeschlossen bleiben.\r\nDenn gerade mittelständische Betriebe, die bislang nicht in den Anwendungsbereich der aktuell geltenden KRITIS-Regelungen im BSIG und der KRITIS-VO fallen und sich dementsprechend noch nicht mit den bisher geltenden Vorgaben auseinandersetzen mussten, gilt, dass diese sich nunmehr frühzeitig mit den neuen Vorgaben befassen und die weiteren Entwicklungen genau beobachten müssen. Würden die künftigen Schwellenwerte KMU einbeziehen, kämen eine Vielzahl von neuen Vorgaben auf Betreiber kritischer Anlagen zu. Erfahrungsgemäß ist die Umsetzung von Maßnahmen im Bereich der Informations-, IT- oder Cyber-Sicherheit regelmäßig mit erheblichen Aufwänden verbunden, bedarf einer langfristigen Planung und führt daher zu einem erheblichen zusätzlichen finanziellen und administrativen Aufwand. Die Mitgliedschaft von UNITI setzt sich überwiegend aus KMU zusammen, die diese Aufwände zu tragen hätten.\r\nDie Umsetzung der folgenden Maßnahmen würde die Kapazitäten unserer mittelständischen Mitglieder deutlich überstrapazieren und den auch von der neuen Bundesregierung angekündigten Bürokratieabbau konterkarieren:\r\n•\r\n§ 8 des KRITIS Dach-Gesetzes „Registrierung der kritischen Anlage, Geltungszeitpunkt“,\r\n•\r\n§ 12 des KRITIS Dach-Gesetzes „Risikoanalysen und Risikobewertungen der Betreiber kritischer Anlagen“,\r\n•\r\n§ 13 des KRITIS Dach-Gesetzes „Resilienzmaßnahmen der Betreiber kritischer Anlagen; Resilienzplan“. Die Betreiber kritischer Anlagen sind verpflichtet, Maßnahmen zu treffen, die erforderlich sind, um das Auftreten von Vorfällen zu verhindern, einen physischen Schutz der Liegenschaft und kritischen Anlagen zu gewährleisten, auf Vorfälle zu reagieren, sie abzuwehren und die Folgen zu begrenzen, nach Vorfällen die Wiederherstellung der kritischen Dienstleistung zu gewährleisten.\r\n•\r\n§ 18 des KRITIS Dach-Gesetzes „Meldewesen für Vorfälle“\r\n•\r\nNeu hinzukommend § 5d Energiewirtschaftsgesetz: „Nachweise und behördliche Anordnungen zu Resilienzpflichten nach dem KRITIS-Dachgesetz; Festlegungskompetenz“\r\nFür Fragen stehen wir sehr gern zur Verfügung.\r\n4\r\nKontakt\r\nRA Elmar Kühn\r\nHauptgeschäftsführer\r\nE-Mail: kuehn@uniti.de\r\nTel.: +49 (0)30/755 414-300\r\nDipl. Verw.Wiss\r\nDominik Hellriegel\r\nLeiter Politik\r\nE-Mail: hellriegel@uniti.de\r\nTel.: +49 (0)30/755 414-416\r\nÜber UNITI\r\nDer UNITI Bundesverband EnergieMittelstand e.V. repräsentiert in Deutschland rund 90 Prozent des mittelständischen Energiehandels und bündelt die Kompetenzen bei Kraftstoffen, Brennstoffen sowie Schmierstoffen. Täglich frequentieren über 4,3 Millionen Kunden die ca. 8.600 Straßentankstellen der UNITI-Mitgliedsunternehmen, welche ca. 62 Prozent des Straßentankstellenmarktes ausmachen. Mit etwa 3.700 freien Tankstellen sind bei UNITI zudem fast 70 Prozent der freien Tankstellen organisiert. Überdies versorgen die UNITI-Mitglieder etwa 20 Millionen Menschen mit Wärme. Die Verbandsmitglieder decken rund 80 Prozent des Gesamtmarktes für flüssige und feste Brennstoffe ab. Ebenso zählen mit einem Marktanteil von über 50 Prozent die meisten unabhängigen mittelständischen Schmierstoffhersteller und Schmierstoffhändler in Deutschland zum Verband. Die rund 1.000 Mitgliedsfirmen von UNITI erzielen einen jährlichen Gesamtumsatz von etwa 95 Milliarden Euro und beschäftigen rund 100.000 Arbeitnehmer in Deutschland.\r\nLobbyregister-Nr. R002822"},"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":"2025-09-04"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020957","regulatoryProjectTitle":"Gesetz zur Modernisierung der nationalen Umsetzung von Ökodesign, Energieverbrauchskennzeichnung und weiterer Regelungen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/06/09/645295/Stellungnahme-Gutachten-SG2511280017.pdf","pdfPageCount":8,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"zu dem Entwurf eines Gesetzes zur Modernisierung der nationalen Umsetzung von Ökodesign, Energieverbrauchskennzeichnung und weiterer Regelungen\r\n2\r\nBundesministerium für Wirtschaft und Energie\r\nReferat IVE2\r\nScharnhorststraße 34-37\r\n10115 Berlin\r\nSehr geehrte Damen und Herren,\r\nhiermit nehmen wir als UNITI Bundesverband EnergieMittelstand e.V. (nachfolgend „UNITI“) Stellung zum Referentenentwurf eines Gesetzes zur Modernisierung der nationalen Umsetzung von Ökodesign, Energieverbrauchskennzeichnung und weiterer Regelungen.\r\nInsbesondere nehmen wir Stellung zu den geplanten Änderungen des\r\n•\r\nEnergieverbrauchskennzeichnungsgesetzes (Artikel 2),\r\n•\r\nGesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen (Artikel 3) und\r\n•\r\nMineralöldatengesetzes (Artikel 7).\r\n• Die neu verwendete Definition der „Zapfstelle“ im Energieverbrauchskennzeichnungsgesetz (EnVKG) führt zu mehr Bürokratie für Tankstellen und sollte angepasst werden.\r\n• Die Änderung des 47k Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen (GWB) wird strikt abgelehnt.\r\n• Zu den Änderungen des Mineralöldatengesetzes:\r\no Die Ausweitung der Datenberichtspflichten für kleine und mittlere Unternehmen sollte aufwandsarm erfüllbar gemacht werden.\r\no Nicht-fossile Kraft- und Brennstoffe sollten zukünftig statistisch erfassbar werden.\r\no Die Weitergabe von Daten an Dritte im Mineralöldatengesetz sollte für die Unternehmen nachvollziehbar gestaltet sein.\r\nUnsere Kernpunkte\r\nZu Artikel 2: Erweiterung des Anwendungsbereiches bei Tankstellen im Energieverbrauchskennzeichnungsgesetz abwenden\r\nDurch die Umstellung von Definitionen wird im vorliegenden Entwurf zur Änderung des Energieverbrauchskennzeichnungsgesetzes (EnVKG) eine Erweiterung des Anwendungsbereiches für die Anbringung des Energiekostenvergleiches bei Tankstellen durchgeführt. In Artikel 2 Ziffer 4 wird im neuen § 2 (16) EnVKG die Definition „Zapfstelle“ aus der Verordnung (EU) 2023/1804 übernommen und ersetzt den bisherigen Begriff „Mehrproduktzapfsäule“. Das hat weitreichende Folgen. Artikel 2 Nummer 56 der Verordnung (EU) 2023/1804 definiert:\r\n„Zapfstelle“ bezeichnet eine Betankungseinrichtung für die Abgabe flüssiger oder gasförmiger Kraftstoffe über eine ortsfeste oder mobile Anlage, an der zur selben Zeit nur ein Fahrzeug, ein Zug, ein Schiff oder ein Luftfahrzeug betankt werden kann;\r\nDem gegenüber besteht bei einer Mehrproduktzapfsäule die Möglichkeit, mehrere (meistens zwei) Fahrzeuge parallel zu betanken. Die an vielen Tankstellen üblichen Geräte, bei dem ein Fahrzeug jeweils rechts und links betankt werden kann, zählen bisher als eine Mehrproduktzapfsäule. Fortan würden diese Geräte als zwei Zapfstellen gezählt werden.\r\nMit der Verpflichtung von Tankstellenbetreibern in § 3 (4) EnVKG neu, bei mehr als sechs Zapfstellen anstelle von sechs Mehrproduktzapfsäulen einen Energiekostenvergleich anzubringen, wird damit der Anforderungsbereich weitreichend vergrößert. Mit dieser Änderung wären auch kleine Tankstellenbetreiber mit drei Mehrproduktzapfsäulen plus einer Erdgaszapfstelle oder Betreiber von vier Mehrproduktzapfsäulen zur Umsetzung verpflichtet. Dies bedeutet einen neuen und quartalsweise wiederkehrenden Erfüllungswand bürokratischer Pflichten.\r\nDes Weiteren liegt die Zielstellung der Verordnung (EU) 2023/1804, aus welcher die Definition „Zapfstelle“ übernommen wurde, nicht auf dem kompletten Tankstellenmarkt oder Straßenverkehr. Mit der Verordnung über den Aufbau der Infrastruktur für alternative Kraftstoffe und zur Aufhebung der Richtlinie 2014/94/EU sollen vielmehr Lade- und Tankmöglichkeiten für alternative Kraftstoffe entlang des TEN-V-Kernnetzes beschleunigt und sichergestellt werden. Eine Übernahme der Definition für den kompletten Tankstellenmarkt ist aus unserer Sicht hier nicht angebracht.\r\nAus diesen Gründen plädieren wir als UNITI für eine Beibehaltung des Begriffes „Mehrproduktzapfsäule“ im Energieverbrauchskennzeichnungsgesetz. Sollte der Gesetzgeber zur Vereinheitlichung von Definitionen bei der in Verordnung (EU) 2023/1804 dargestellten Bestimmung verbleiben wollen, sollte zum Beibehalt des gleichen Anwendungsbereiches die notwendige Anzahl an Zapfstellen zur Pflicht zum Anbringen des Energiekostenvergleichs auf mehr als 12 Zapfstellen erhöht werden.\r\n4\r\nZu Artikel 3: Änderung von § 47k des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen (GWB) schränkt Markttransparenz ein und widerspricht Datenstrategien\r\nArtikel 3 Ziffer 1 im Gesetz zur Modernisierung der nationalen Umsetzung von Ökodesign, Energieverbrauchskennzeichnung und weiterer Regelungen, welches zu einer Änderung des § 47k Absatz 5 GWB führen würde, wird von UNITI klar abgelehnt.\r\nIn § 47k Absatz 5 GWB ist derzeit folgendes geregelt: „Die Markttransparenzstelle für Kraftstoffe wird nach Maßgabe der Rechtsverordnung nach Absatz 8 ermächtigt, die nach Absatz 2 erhobenen Preisdaten elektronisch an Anbieter von Verbraucher-Informationsdiensten zum Zweck der Verbraucherinformation weiterzugeben.“ Diese Praxis hat sich durch die Nutzung des Verbraucher-inforationsdienstes (VID) in der Vergangenheit bewährt und schafft eine Vielzahl von Möglichkeiten für die Verbraucherinnen und Verbraucher.\r\nMit der Gesetzesänderung durch den Zusatz „ausschließlich“ will der Gesetzgeber wohl die Datenweitergabe an Dienstleister unterbinden, welche aus Sicht der Markttransparenzstelle für Kraftstoffe nicht der Verbraucherinformation dienen. Die Begründung des Referentenentwurfs (Seite 63f RefE) adressiert dabei besonders Unternehmen und Vereinigungen der Mineralölwirtschaft:\r\n„Hintergrund sind u.a. Anfragen von Informationsdienstleistern auf Zulassung als Verbraucher-Informationsdienst, die offensichtlich Preisdaten der Markttransparenz-stelle für Kraftstoffe für die Übermittlung an Marktbeteiligte der Mineralölwirtschaft abrufen wollten.“\r\n„Kraftfahrern soll über die Nutzung von Verbraucher-Informationsdiensten der Preisvergleich und eine fundierte Tankentscheidung ermöglicht werden, wodurch wiederum der Wettbewerb auf den relevanten Märkten gestärkt wird. Andere Ziele wie eine Erleichterung der Nutzung der Daten durch bestimmte Wirtschaftszweige, insbesondere durch die Mineralölwirtschaft, etwa mittels Einspeisung der Daten in eine Anwendung zur Steuerung der Kraftstoffpreise, verfolgt § 47k dagegen nicht.“\r\n„Dies betrifft insbesondere Fälle, in denen Unternehmensverbindungen, Kunden-beziehungen oder Geschäftsmodelle darauf schließen lassen, dass für den Antragsteller ein besonderer Anreiz besteht, die Daten der Markttransparenzstelle für Kraftstoffe zur Information der Mineralölwirtschaft zu verwenden und/oder weiterzugeben.“\r\nDie Daten des Verbraucher-Informationsdienstes (VIK) sind öffentlich und von den Unternehmen der Mineralölwirtschaft bereitzustellen. Unternehmen der Mineralölwirtschaft erhalten keine zusätzlichen Informationen oder sonstige Vorteile. Diese Unternehmen sind zum einen ebenfalls Teil der Öffentlichkeit und andererseits auch Verbraucher. Ein Ausschluss eines Teils der Öffentlichkeit und Verbraucherschaft würde nicht zu mehr Markttransparenz führen, sondern diese einschränken. Darüber hinaus wäre es widersprüchlich, wenn diejenigen, welche die Daten für die Markttransparenzstelle erheben und melden, diese nicht selbst verwenden dürften.\r\nNach § 6 Nr. 2 c der Verordnung zur Markttransparenzstelle für Kraftstoffe (MTS-Kraftstoff-Verordnung), ist für die Zulassung als VID-Anbieter glaubhaft zu machen, dass die Verbrauchsinformation „nicht auf einen bestimmten Nutzerkreis beschränkt ist.“ Auch wenn ein Exkludieren bestimmter Nutzerkreise nicht explizit verneint wird, stellt ein Ausschluss von Nutzern eine Beschränkung dar. Die pauschale Bezeichnung „der Mineralölwirtschaft“ vergisst dabei auch die Breite und Vielfallt der Branche. Mit einer solchen Begründung wären auch Unternehmen der Mineralölwirtschaft ausgeschlossen, welche nicht im Kraftstoffbereich tätig sind, was den Nutzerkreis weiter einschränkt.\r\nDie vorgesehene Änderung des GWB führt damit gerade nicht zu einer besseren Markttransparenz für Verbraucher. Dies wird mit einem Blick auf die Realität noch deutlicher: Unbenommen von Art. 47k GWB haben Dritte die Möglichkeit, Daten von VID-Anbietern auszulesen, auszuwerten und für ihre jeweiligen Bedürfnisse zu verarbeiten. Somit könnten nach Umsetzung der geplanten Änderung Unbeteiligte die Daten der Kraftstoffhändler verwenden, diese als Bereitsteller der Primärdaten allerdings nicht.\r\nDie Einschränkung der Datennutzung öffentlich zugänglicher Daten durch bestimmte Akteure verhindert darüber hinaus auch die Innovationsfähigkeit und Digitalisierung. Besonders die umfassenden Datenstrategien der vorrangegangenen Bundesregierungen setzen sich für einen effektiven und innovationsfreundlichen Umgangs mit Daten auseinander. Eine Beschränkung von Nutzerkreisen würde diesen Bestrebungen zuwiderlaufen.\r\nDarüber hinaus ist zu kritisieren, dass eine solche Änderung des GWB keinen Zusammenhang mit dem Thema Ökodesign aufweist und deshalb der Eindruck entsteht, hier eine Regelung niederschwellig und versteckt zu verändern.\r\n6\r\nZu Artikel 7: Änderung des Mineralöldatengesetz sollte neue Berichtspflichten aufwandsarm erfüllbar machen und nicht-fossile Kraftstoffe berücksichtigen\r\nDie UNITI erkennt an, dass eine gute Datengrundlage im Bereich der Energiedaten für staatliches Handeln hinsichtlich der Energiesicherung elementar ist. Insbesondere seit Beginn der Energiekrise im Gasmarkt im Jahr 2022 ist dies bedeutsam. Deshalb ist grundsätzlich eine Modernisierung des Mineralöldatengesetz (MinÖlDatG) sinnvoll, welche zugleich eine Harmonisierung mit dem Erdölbevorratungsgesetz zum Ziel hat. Besonders aus Sicht der Schmierstoffbranche und deren Meldepflichten ergibt sich nun mehr Klarheit.\r\nZur Ausweitung des Kreises der Datenmeldepflichtigen:\r\nFür andere Bereiche des Energiemittelstandes, wie dem Kraftstoff- und Heizölhandel, können aufgrund der Ausweitung des Kreises der Meldepflichtigen neue Berichtspflichten aufkommen. Bislang liegt laut § 2 des jetzigen MinÖlDatG eine Meldepflicht bisher nur bei den Herstellern, Ein- und Ausführern, welche diese Meldung laut § 3 MinÖlDatG gesondert auszuweisen haben.\r\nMit Artikel 7 Ziffer 3a des Gesetzes soll der § 2 Absatz 1 Nr. 2 des MinÖlDatG so gefasst werden, dass die Meldepflichtigkeit auf Unternehmungen ausgeweitet wird, wenn „Erdölerzeugnisse im Geltungsbereich dieses Gesetzes für eigene Rechnung herstellt oder herstellen lässt oder ein- oder ausführt oder an Hochseebunker, an die Binnenschifffahrt, die Luftfahrt, die chemische Industrie oder an die deutschen und ausländischen Streitkräfte abliefert.“ Dies weitet die Meldepflicht insoweit aus, dass nun auch kleinere Unternehmen meldepflichtig werden, welche eine physische Ablieferung an die genannten Bereiche vornehmen.\r\nAuch die Ausweitung durch die Übernahme von Satz 1 und 2 aus § 13 Absatz 6 des Erdölbevorratungsgesetz (ebenfalls Artikel 7, Ziffer 3e der § 2 Absatz 4 neu fasst), wonach auch das Mischen von Erdölerzeugnissen eine Herstellung ist, könnte dafür sorgen, dass mittelständische Unternehmen im Bereich des Produkthandels meldepflichtig werden.\r\nIn diesen Zusammenhang ist zur Vermeidung von Bürokratieaufwand eine möglichst einfache und unbürokratische Form der Meldung an das BAFA für kleine und mittelständische Betriebe zu ermöglichen.\r\nZur Erfassung nicht-fossiler Kraftstoffe:\r\nDer Kraftstoff- und Wärmemarkt befinden sich aufgrund politischer Zielsetzungen wie der Defossilisierung und regulativer Vorgaben (u.a. RED auf europäischer Ebene, nationales THG-Quotengesetz, GEG im Wärmemarkt) in einer Entwicklung zu mehr Anteilen nicht-fossiler Kraft- und Brennstoffe bis hin zu deren vollständiger Verdrängung im Jahr 2045 aufgrund der Klimaschutzziele. Im Markt ist bereits eine deutlich sichtbare Produktvielfalt nicht-fossiler, erneuerbare Kraft- und Brennstoffe im Flüssig- und Gasbereich gegeben, die sowohl als Beimischung oder Reinprodukt verfügbar sind. Dazu zählen derzeit vor allem biogenbasierte Kraftstoffe wie beispielsweise Biodiesel, Bio-Ethanol, HVO-Diesel, Bio-CNG/Bio-Methan oder Bio-LNG/Bio-Flüssiggas. Zusätzlich werden strombas\r\nE-Methanol für den Verkehrs- und Wärmebereich deutlich an Bedeutung gewinnen und stehen am Beginn eines Markthochlaufs, der das Potential hat, bei passenden Rahmen- und Investitionsbedingungen sich deutlich zu dynamisieren. Angesichts der sich abzeichnenden Bedeutungszunahme nicht-mineralölstämmiger Kraft- und Brennstoffe sollte der Gesetzgeber die formalen Grundlagen dafür legen, dass zukünftig auch solche Kraft- und Brennstoffmengen statistisch erfasst werden können, um eine geordnete Energiebevorratung zu ermöglichen.\r\nZur Datenweitergabe an Dritte:\r\nDie im Gesetzentwurf dargestellte Ausweitung der Datenweitergabe, besonders an Dritte, ist ebenfalls zu unbestimmt. Geheimhaltung von Geschäftsgeheimnissen ist ein Kernelement der sozialen Marktwirtschaft. In Verbindung mit dem erweiterten Aufgabenbereich des Gesetzes ergibt sich für die Unternehmen keine Abschätzungsmöglichkeit, wo ihre Daten landen. Unternehmen sollten informiert werden, wenn Ihre sensiblen Daten von staatlichen Institutionen an Dritte weitergleitet werden. So lässt sich Datensouveränität gewährleisten. Durch die eher kleinen Datensätze, welche von KMU bereitgestellt werden, ist eine Aggregierung und Anonymisierung der Daten anzuregen.\r\nAbschließend ist zu hinterfragen, warum die Markttransparenzstelle für Kraftstoffe und damit das Bundeskartellamt eine vollumfängliche, nicht anlassgebundene Möglichkeit zur Datenkontrolle des gesamten Mineralölmarktes erhalten soll, inklusive In- und Exporte. Die Markttransparenzstelle für Kraftstoffe nach Art. 47k (1) GWB „beobachtet die Wertschöpfungsstufen der Herstellung von und des Handels mit Kraftstoffen“. Daraus ergibt sich kein anlassloser Anspruch auf die Datenweitergabe. Die Möglichkeit des BKartA anlassbezogen Untersuchungen durchzuführen, wie zuletzt im Raffineriebereich stattgefunden, bliebe unberührt.\r\n8\r\nKontakt\r\nRA Elmar Kühn\r\nHauptgeschäftsführer\r\nE-Mail: kuehn@uniti.de\r\nTel.: +49 (0)30/755 414-300\r\nDipl. Verw.Wiss\r\nDominik Hellriegel\r\nLeiter Politik\r\nE-Mail: hellriegel@uniti.de\r\nTel.: +49 (0)30/755 414-416\r\nDavid Braune\r\nReferent Politik\r\nE-Mail: braune@uniti.de\r\nTel.: +49 (0)30/755 414-340\r\nÜber UNITI\r\nDer UNITI Bundesverband EnergieMittelstand e.V. repräsentiert in Deutschland rund 90 Prozent des mittelständischen Energiehandels und bündelt die Kompetenzen bei Kraftstoffen, Brennstoffen sowie Schmierstoffen. Täglich frequentieren über 4,3 Millionen Kunden die ca. 8.600 Straßentankstellen der UNITI-Mitgliedsunternehmen, welche ca. 62 Prozent des Straßentankstellenmarktes ausmachen. Mit etwa 3.700 freien Tankstellen sind bei UNITI zudem fast 70 Prozent der freien Tankstellen organisiert. Überdies versorgen die UNITI-Mitglieder etwa 20 Millionen Menschen mit Wärme. Die Verbandsmitglieder decken rund 80 Prozent des Gesamtmarktes für flüssige und feste Brennstoffe ab. Ebenso zählen mit einem Marktanteil von über 50 Prozent die meisten unabhängigen mittelständischen Schmierstoffhersteller und Schmierstoffhändler in Deutschland zum Verband. Die rund 1.000 Mitgliedsfirmen von UNITI erzielen einen jährlichen Gesamtumsatz von etwa 95 Milliarden Euro und beschäftigen rund 100.000 Arbeitnehmer in Deutschland.\r\nLobbyregister-Nr. im Lobbyregister beim Deutschen Bundestag: R002822ierte synthetische Kraftstoffe wie beispielsweise Wasserstoff, E-Fuels, E-SAF, E-Methan oder"},"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":"2025-09-26"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020958","regulatoryProjectTitle":"Gesetz über die Verlängerung der befristeten Steuerbefreiung für reine Elektrofahrzeuge im Kraftfahrzeugsteuergesetz","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b6/c8/645297/Stellungnahme-Gutachten-SG2511280018.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":"zum Entwurf eines Gesetzes über die Verlängerung der befristeten Steuerbefreiung für reine Elektrofahrzeuge im Kraftfahrzeugsteuergesetz\r\nBundesministerium der Finanzen\r\nReferat III B 5\r\nWilhelmstraße 97\r\n10117 Berlin\r\nSehr geehrte Damen und Herren,\r\nhiermit nehmen wir Stellung zum Entwurf eines Gesetzes über die Verlängerung der befristeten Steuerbefreiung für reine Elektrofahrzeuge im Kraftfahrzeugsteuergesetz.\r\nIm Koalitionsvertrag haben sich Union und SPD zum Automobilstandort Deutschland bekannt und ausgeführt: „Dabei setzen wir auf Technologieoffenheit“. Der Gipfel der Bundesregierung mit der Automobilindustrie und den Gewerkschaften am 9.10.2025 hat sich klar für einen solchen technologieoffenen Weg auch bei der derzeit bestehenden EU-Flottenregulierung für neue Pkw und leichte Nutzfahrzeuge ausgesprochen.\r\nWir schlagen daher dem BMF vor, diese Offenheit bereits in der geplanten Änderung des Kraftfahrzeugsteuergesetzes zu berücksichtigen:\r\nGemäß Erwägungsgrund 11 der Pkw-Flottenregulierung ist die EU-Kommission aufgefordert, so schnell wie möglich die rechtlichen Voraussetzungen zu erlassen, dass auch PKW mit Verbrennungsmotor, die ausschließlich mit nicht-fossilen Kraftstoffen gemäß der EU-Erneuerbare Energien-Richtlinie (RED) genutzt werden, als Null-Gramm-CO2-Fahrzeuge zugelassen werden können (Carbon Neutral Fuels - Fahrzeugkategorie). Diese Zulassungsregel wird bereits vor 2035 zur Anwendung kommen müssen. Es wäre daher im Sinne der vereinbarten Technologieoffenheit ein wichtiges Signal, wenn die geplante gesetzliche Änderung bereits die Berücksichtigung dieser Fahrzeugkategorie beinhalten würde. Die Regelung könnte dann greifen, sobald die Zulassungsmöglichkeit besteht.\r\nFür Fragen stehen wir gern zur Verfügung.\r\n3\r\nKontakt\r\nRA Elmar Kühn\r\nHauptgeschäftsführer\r\nE-Mail: kuehn@uniti.de\r\nTel.: +49 (0)30/755 414-300\r\nDipl. Verw.Wiss.\r\nDominik Hellriegel\r\nLeiter Politik\r\nE-Mail: hellriegel@uniti.de\r\nTel.: +49 (0)30/755 414-416\r\nÜber UNITI\r\nDer UNITI Bundesverband EnergieMittelstand e.V. repräsentiert in Deutschland rund 90 Prozent\r\ndes mittelständischen Energiehandels und bündelt die Kompetenzen bei Kraftstoffen,\r\nBrennstoffen sowie Schmierstoffen. Täglich frequentieren über 4,3 Millionen Kunden die ca. 8.650\r\nStraßentankstellen der UNITI-Mitgliedsunternehmen, welche ca. 62 Prozent des\r\nStraßentankstellenmarktes ausmachen. Mit etwa 3.700 freien Tankstellen sind bei UNITI zudem\r\nfast 70 Prozent der freien Tankstellen organisiert. Überdies versorgen die UNITI-Mitglieder etwa\r\n20 Millionen Menschen mit Wärme. Die Verbandsmitglieder decken rund 95 Prozent des\r\nGesamtmarktes für flüssige und feste Brennstoffe ab. Ebenso zählen mit einem Marktanteil von\r\nüber 95 Prozent die meisten Schmierstoffhersteller und Schmierstoffhändler in Deutschland zum\r\nVerband. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme anlässlich der Öffentlichkeitsbeteiligung zum neuen Klimaschutzprogramm der Bundesregierung\r\n2\r\nBundesministerium für Umwelt, Klimaschutz,\r\nNaturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN) Stresemannstraße 128 - 130 10117 Berlin\r\nPer Mail: klimaschutzprogramm@bmukn.bund.de\r\nSehr geehrte Damen und Herren,\r\nhiermit nehmen wir als UNITI Bundesverband EnergieMittelstand e.V. die Möglichkeit wahr, eine Eingabe zur Öffentlichkeitsbeteiligung des BMUKN zum neuen Klimaschutzprogramm der Bundesregierung einzureichen.\r\nEinführung: Ausgestaltung des zukünftigen Energiesystems\r\nMoleküle decken rund 80 Prozent des gesamten Endenergiebedarfs in Deutschland. Strom hat am Gesamtenergiebedarf einen Anteil von 20 Prozent. Selbst falls es gelingt, durch Effizienzsteigerung und Elektrifizierung den Stromanteil am Gesamtenergiebedarf bis 2045 auf 50 Prozent zu steigern, wird die Hälfte der zukünftig benötigten Endenergie in Form von erneuerbaren gasförmigen und flüssigen Molekülen zur Verfügung stehen müssen1, beispielsweise für die energieintensive Industrie (chemische Industrie, Stahl, Grundstoffindustrie), den Energiesektor (Beispiel wasserstoffbasierte Gaskraftwerke und Energiespeicherung), den Gebäudebereich (gasförmige und flüssige Brennstoffe) und den Verkehr (flüssige und gasförmige Kraftstoffe). Auch die Potenziale einer heimischen Erzeugung biogener Gase und Flüssigkeiten sollten nicht vernachlässigt und als Teil einer erfolgreichen Energiewende mitgedacht werden.\r\nIn der politischen Debatte über die Frage, wie Deutschland das Ziel der Klimaneutralität im Jahr 2045 erreichen kann, wird der zukünftige Bedarf an grünen Molekülen trotz der Veröffentlichung der nationalen Importstrategie Wasserstoff und Wasserstoffderivate aus dem Jahr 2024 immer noch zu wenig als integraler Teil der Energiewende angesehen. Die strategische Ausgestaltung der Energiewende sollte die Nutzung und damit den Bedarf nach erneuerbaren flüssigen und gasförmigen Energieträgern wie Wasserstoff und -Derivaten deutlich stärker fokussieren. Die Energiewende darf nicht nur als Strom- sondern muss auch als Molekülwende gedacht werden.\r\nIm Folgenden gehen wir auf die vom BMUKN gestellten Leitfragen in Gänze ein und legen einen Schwerpunkt darauf, welche zusätzlichen, konkreten Maßnahmen bzw. Änderungen bestehender Maßnahmen, die Erreichung der Klimaziele ermöglichen würden.\r\n1 Siehe Fraunhofer IEE, Endenergiebedarf 2050 im »Barometer der Energiewende«, Link\r\nVerkehrssektor\r\nUm die Klimaschutzziele im Verkehrssektor zu erreichen, wird es aus unserer Sicht massiv darauf ankommen, einen ambitionierten und schnellen Markthochlauf nicht-fossiler Kraftstoffe anzureizen und zu ermöglichen. Dies kann maßgeblich durch die Verbesserung der bestehenden Regulierung unterstützt werden, so dass bereits verfügbare erneuerbare Kraftstoffe eine breitere Anwendung finden und neue innovative Kraftstofflösungen einen Markteintritt generieren können. Deutschland muss zum Leitmarkt für erneuerbare Kraftstoffe in Europa werden und den Wandel aktiv gestalten.\r\nEs bedarf passender und damit besserer Regulierungen auf nationaler wie europäischer Ebene, um Investitionen anzureizen und Investitionssicherheiten für Kraftstoff-Projekte zu bieten, um schlussendlich den Einsatz von grünen Molekülen wie Kraftstoffen zu unterstützen. Regulative Hemmnisse und Blockaden auf europäischer und nationaler Ebene müssen beseitigt werden, da sie derzeit einen Mengenhochlauf und die attraktive Nutzung erneuerbarer Kraftstoffe verhindern.\r\nUnterstützt von einer klugen Wirtschaftspolitik kann die bestehende Kraftstoffwirtschaft auf\r\ndie Weiterverarbeitung von erneuerbaren Kraftstoffen ausgerichtet und gleichzeitig eine\r\nneue Exportbranche für erneuerbare Kraftstofftechnologien und Anlagen aufgebaut werden. Dies wäre ein wichtiger Impuls zur Belebung der Konjunktur.\r\nDa die momentane konjunkturelle Situation der Bundesrepublik auch im internationalen Vergleich schlecht dasteht, sollte zusätzlich der Wirtschaftsfaktor der Automobilindustrie beachtet werden. Europäische Hersteller und Zulieferer sind weltweit führend bei Entwicklung und Herstellung moderner, effizienter Verbrennungsmotoren. Allein in Deutschland hängen rund 600.000 Arbeitsplätze und mehrere hundert Milliarden Euro industrieller Wertschöpfung jährlich vom Verbrennungsmotor ab. Das derzeit faktische Zulassungsverbot von Pkw mit Verbrennungsmotor, welches ignoriert, dass ein Verbrenner mit nicht-fossilen Kraftstoffen CO2-arm oder sogar CO2-frei genutzt werden kann, legt die Axt\r\nan das Rückgrat einer deutschen Schlüsselindustrie und gefährdet damit massiv den Wirtschaftsstandort und den Wohlstand unseres Landes.\r\nDenn mit einem Zulassungsverbot droht Europa als Heimatmarkt für den Verbrennungsmotor als vollwertige Technologie wegzufallen, was mit dem Verlust von technologischem Spitzen-Know-how, Forschungs- und Entwicklungskapazitäten sowie letztlich von Produktionsstandorten in Europa einhergeht. Andere Automobilregionen dagegen setzen auf Antriebsvielfalt und pragmatische Lösungen. Mit dem Zulassungsverbot wird die Möglichkeit der Weiterentwicklung des Verbrennungsmotors für verschiedene Anwendungen in Europa deutlich erschwert. Die Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Automobilindustrie sollte jedoch erhalten und gestärkt werden.\r\n4\r\nDurch innovative Technologien wie erneuerbare Kraftstoffe, wie z. B. E-Fuels, die sowohl in der Fahrzeug-Bestandsflotte (ohne deren Umrüstung) als auch in Neufahrzeugen genutzt werden können, hat die Automobilindustrie die Möglichkeit, auch im Zeitalter der Defossilisierung des Straßenverkehrs ihre globale Marktführerschaft zu behaupten sowie Arbeitsplätze und Wertschöpfung zu erhalten, weil die bestehende Fertigungsinfrastruktur sowie Produktionslinien und die bewährte Qualität der europäischen Fahrzeuge erhalten bleiben kann.\r\n➢\r\nE-Fuels erfüllen gängige EU-Kraftstoff-Normen und können direkt, schnell und vielseitig eingesetzt werden. So lassen sie sich über die bestehende Infrastruktur bis zum Kunden an die Tankstelle bringen. Für ihren Einsatz sowohl als Beimischung als auch in Reinform sind keine technischen Anpassungen an Fahrzeugen mit herkömmlichen Verbrennungsmotoren erforderlich. Damit ist kein teurer Technologiewechsel notwendig und E-Fuels können auch im Fahrzeugbestand verwendet werden. Im Bestand stellen erneuerbare Kraftstoffe wie beispielsweise E-Fuels sogar die einzige Möglichkeit dar, Fahrzeuge mit Verbrennungsmotor in die Bemühungen zum Erreichen der CO2-Neutralität einzubeziehen.\r\n➢\r\nE-Fuels haben eine hohe Energiedichte und sind leicht speicherbar. Sie ermöglichen es, erneuerbare Energien aus sonnen- und windreichen Regionen der Welt in flüssiger Form zu importieren und nutzbar zu machen. Der Import grünstrombasierter Flüssigkraftstoffe für den Verkehr schont das begrenzte Grünstrompotential in Deutschland, welches für Industrie, Gewerbe, Haushalte und bereits elektrifizierte Anwendungen dringend benötigt wird2.\r\n➢\r\nE-Fuels lassen sich zukünftig für rund einen Euro je Liter herstellen und sorgen so dafür, dass Mobilität für Verbraucher und Unternehmen bezahlbar bleibt3.\r\n➢\r\nAngesichts einer immer weiter steigenden Nutzungsdauer von Pkw in der EU4 ist nicht mit einem schnellen Flottenaustausch (insgesamt über 250 Mio. Pkw) in einem absehbaren Zeitraum zu rechnen.\r\n2 Frontier Economics (2023): Verfügbarkeit und zielführender Einsatz von in Deutschland hergestelltem erneuerbaren Strom, LINK.\r\n3 Frontier Economics (2025): Szenarien für den Markthochlauf von E-Fuels im Straßenverkehr, Link.\r\n4 European Environment Agency, 08.05.25: Age of the EU passenger cars, LINK.\r\nMögliche jährliche CO2-Einsparungen bei einer Beimischung von E-Fuels von 5 Prozent zu Otto- und Dieselkraftstoff (OK/DK) basierend auf dem Jahr 2024:\r\n•\r\n2,8 Mio. t CO2 zusätzlich eingespart bei Beimischung zu heutigem Ottokraftstoff\r\n•\r\n5,5 Mio. t CO2 zusätzlich eingespart bei Beimischung zu heutigem Dieselkraftstoff\r\nSumme: 8,1 Mio. t CO2 Einsparungen insgesamt5\r\nDie umfangreiche Anerkennung von E-Fuels als Schlüsseltechnologien für die Klimaneutralität auch im Straßenverkehr sollte daher Teil der deutschen Zielstellung werden. Erst die Möglichkeit im mit Abstand größtem Absatzmarkt (Pkw, Lkw usw.) Produkte zu veräußern, schafft einen umfassenden Anreizt für Investitionen in den Ausbau von Produktionsanlagen für E-Fuels. Dadurch wird die Marktdurchdringung erhöht und der Weg zur Klimaneutralität weiter beschritten.\r\nWärmemarkt\r\nAuch im Wärmemarkt können erneuerbare Flüssigbrennstoffe zum Einsatz kommen und einen Beitrag zum Klimaschutz leisten.\r\nAus Sicht von UNITI sind die Klimaziele bei der Wärmeversorgung im Gebäudesektor nur durch einen klimazielkonformen Energieträger- und Technologiemix erreichbar. Das Gebäudeenergiegesetz bildet dafür eine passende regulative Grundlage. Wir appellieren dafür, dass der zunehmende Einsatz erneuerbarer Flüssigbrennstoffe bzw. grünen Heizöls in modernen effizienten Brennwert- und Hybridheizungen als Lösungsoption erhalten bleibt. Denn aufgrund der vielfältigen Lebensrealitäten und individuellen Ausgangssituationen muss den Verbraucherinnen und Verbrauchern Entscheidungsfreiheit bei der Wahl ihrer klimafreundlichen Wärmeversorgung von morgen gelassen werden. So kann grünes Heizöl in modernen Brennwert- und Hybridheizungen effizient eingesetzt werden. Im Markt werden neue Heizgeräte und technische Komponenten bereits mit dem „Green-Fuels-Ready“-Produktlabel gekennzeichnet und damit für den Einsatz von Grünem Heizöl bis zu 100 Prozent von den Herstellern freigegeben.\r\nNeben der physischen Beimengung sollte vor allem die bilanzielle Anrechenbarkeit von Grünem Heizöl regulativ ermöglicht werden. Statt vieler Detailvorgaben sollten Einfachheit, Technologieoffenheit und Flexibilität die ordnungsrechtlichen Rahmenbedingungen des GEG prägen, um Nachhaltigkeit und Versorgungssicherheit bei der Transformation jederzeit zu gewährleisten. Der Energiemittelstand wird dazu seinen Beitrag leisten und steht für einen\r\n5 Eigene Berechnung auf Grundlage AG Energiebilanzen.\r\n6\r\nDialog bezüglich pragmatischer und zielführender Branchenkonzepte hin zu den Erneuerbaren Energien im Wärmemarkt zur Verfügung.\r\nMaßnahmenvorschläge UNITI\r\nEs gilt folgende Anpassung der gesetzlichen Rahmenbedingungen anzugehen, die teils grundsätzlicher Natur sind, aber auch direkt angegangen werden können:\r\n•\r\nWir verweisen auf den Arbeitsbericht des „Expertenforums klimafreundliche Mobilität und Infrastruktur“ (EKMI) des Bundesministeriums für Verkehr aus Juli 2025, der Vorschläge und Maßnahmen zur Erreichung der Klimaschutzziele im Verkehrssektor beinhaltet. Besonders die Empfehlungen zur Kraftstoffregulierung und zur Unterstützung des Markthochlaufs sollten Eingang in das Klimaschutzprogramm der Bundesregierung finden.\r\n•\r\nEuropäische Pkw- und Lkw-Flottenregulierung ändern, um Zulassung von Fahrzeugen mit Verbrennungsmotoren wieder zu ermöglichen.\r\no\r\nDas EU-Verbot für Neuwagen mit Verbrennungsmotor ab 2035 ist laut einer aktuellen länderübergreifenden Umfrage mit 15.000 Befragten in Frankreich, Polen und Deutschland die unbeliebteste Klimaschutzmaßnahme. Und das in sämtlichen politischen Lagern. Die ungebrochen große Nachfrage nach neuen Fahrzeugen mit Verbrennungsmotor zeigt des Weiteren, dass die große Mehrheit der Autofahrer weiterhin an dieser vertrauten Antriebstechnologie festhalten möchte.\r\no\r\nVerbrennungsmotoren in verschiedenen Anwendungen und Ausprägungen sind auch zukünftig technisch unverzichtbar, weil sie als einzige den hohen Energiegehalt flüssiger Kraftstoffe nutzen können und damit deutliche Vorteile in der Leistungsfähigkeit haben. Ein EU-Zulassungsverbot sorgt dafür, dass moderne Verbrennungsmotoren nicht mehr hierzulande entwickelt, gebaut und genutzt werden können, sondern außerhalb Europas. So investiert China in die Weiterentwicklung des Verbrenners. Zudem dominiert das Land sowohl die für die Elektromobilität relevanten Rohstoffmärkte als auch jede Stufe der Lieferketten und damit die Produktion von E-Auto-Akkus. Deutschland drohen daher mit der Elektromobilität neue Abhängigkeiten.\r\no\r\nDie angestrebte Änderung der derzeitigen Pkw-Flottenregulierung sollte die Einführung einer neuen Fahrzeugklasse für erneuerbare Antriebe vorsehen, die vollständig mit erneuerbaren Kraftstoffen betrieben werden – wie bereits von der Kommission in der letzten Revision der CO₂-Standards angekündigt. Die „Working Group on Monitoring Methodologies of CO₂ Neutral Fuels (WGMM)“ hat bereits im November 2024 einen Bericht mit Umsetzungsvorschlägen veröffentlicht. Eine\r\nAnrechnung sämtlicher Kraftstoffe, die der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED) entsprechen, sollte ermöglicht werden.\r\no\r\nEin Anreizmechanismus für nachhaltige Kraftstoffe sollte unverzüglich und nicht erst 2035 greifen, um bestehende Produktionskapazitäten zu aktivieren und Planungssicherheit für neue Projekte zu schaffen.\r\no\r\nDie im Entwurf der EU-Kommission vom 18. Dezember 2025 vorgeschlagene feste Obergrenze von 3 % anrechenbarer Kraftstoffe hemmt Investitionen und hält Potentialmengen künstlich klein. Ein technologieneutraler Ansatz sollte dagegen Marktdynamiken auslösen und Investitionen in zusätzliche Kraftstoffmengen anreizen.\r\no\r\nDiese Punkte sollten auch Eingang in die Anpassung der europäischen Lkw-Flottenregulierung finden.\r\n•\r\nEine ambitionierte und anwendungsoptimierte europäische Kraftstoffregulierung: Das BMUKN hat einen Kabinettsentwurf zur nationalen Umsetzung der RED III vorgelegt, der eine gute Grundlage für das weitere Beratungsverfahren bildet. Der Gesetzentwurf sieht vor, dass die THG-Quote bis 2040 festgelegt wird. Wir plädieren dafür, dass sich die Bundesregierung auf europäischer Ebene für eine ambitionierte Anpassung der bestehenden RED einsetzt. Dies sollte eine Weiterentwicklung bis 2050 beinhalten und ambitionierte Beimischungsquoten für RED-konforme Kraftstoffe vorsehen.\r\nEntscheidend ist zudem eine anwendungsoptimierte und Hochlauf-orientierte Anpassung der RED-Produktionskriterien für Wasserstoff und damit Wasserstoffderivaten. Derzeit verhindern die Produktionsvorgaben durch unsichere und teils nicht erfüllbare Vorgaben den schnellen Markthochlauf und führen zu teuren und exklusiven Produkten, die im Markt nur schwer einen Absatz finden werden. So führen die derzeitigen Strombezugs- und Nachhaltigkeitskriterien für RFNBO de facto zu einem Einfuhrverbot für synthetische Kraftstoffe, die mit CO2 aus industriellen Punktquellen in Drittländern hergestellt wurden (ein dortiges Emissionshandelssystem wird von der EU gefordert). Es braucht eine Bestandsschutzregelung für bereits gebaute oder in Bau befindliche Anlagen. Es ist eine globale Kohlenstoffstrategie notwendig, um einen CO2-Kreislauf zu etablieren. Es braucht eine schnelle Etablierung einheitlicher Nachhaltigkeitskriterien (idealerweise global) und damit von Zertifizierungssystemen\r\n8\r\n•\r\nFlexibilisierung der nationalen Schutzsortenpflicht an Tank- und öffentlich zugänglichen Betriebstankstellen: Durch eine Änderung der 10. BImSchV könnte eine Flexibilisierung der Verpflichtung, Super E5 bzw. B7-Diesel als Benzin- bzw. Diesel-Schutzsorte anbieten zu müssen, erreicht werden. Die heutige Angebotspflicht blockiert Tank- und Lagerinfrastrukturen an Tankstellen für neue Kraftstoffsorten. Beispielsweise stünde mit Super Plus weiterhin ein Ottokraftstoff mit E5-Anteil zur Verfügung.\r\nJährliche CO2-Einsparung bei vollständiger Ersetzung von Super E5 durch Super E106: über 2 Tonnen CO2\r\n•\r\nDie Nutzung erneuerbarer Kraftstoffe sollte national durch einen ermäßigten Energie-steuersatz auf diese Kraftstoffe angereizt werden. Darüber hinaus sollte Deutschland die\r\nUmsetzung der Besteuerung von Kraftstoffen nach ihrer Klimawirkung durch eine Reform\r\nder EU-Energiesteuerrichtlinie forcieren. Niedrigere Energiesteuersätze für erneuerbare\r\nKraftstoffe würden deren Nachteile bei den Herstellungskosten gegenüber fossilen Kraftstoffen ausgleichen. So zeigt eine neue Studie von Frontier Economics7, dass sich der Endverbraucherpreis für einen zukünftigen Kraftstoffmix mit zunehmenden E-Fuels-Anteilen in heute vergleichbaren Größenordnungen bewegen könnte, wenn auch steuerliche Anpassungen vorgenommen würden. Langfristig wären laut Studie damit Endverbraucherpreise für E-Diesel in Höhe von 1,59 Euro pro Liter und für E-Benzin in Höhe von 1,37 Euro pro Liter möglich.\r\n•\r\nEuropäische und nationale Mautregulierung zur Schaffung von Nutzungsanreizen anpassen: Die CO2-Preiskomponente der nationalen Lkw-Maut sollte den Einsatz CO2-armer und CO2-neutraler Kraftstoffe berücksichtigen, da sonst Speditionen keinen Anreiz haben, solche Kraftstoffe einzusetzen. Deutschland sollte auf EU-Ebene auf eine Änderung der Eurovignettenrichtlinie hinwirken, damit sowohl national als auch EU-weit eine CO2 – Bilanzierung über eine Well-to-Wheel-Betrachtung bei der Lkw-Maut möglich wird.\r\n•\r\nGemeinsam mit der Wirtschaft sollte eine nationale wie europäische Kraftstoffstrategie\r\naufgesetzt werden, die das Ziel hat, durch passende Rahmenbedingungen und begleitende\r\nMaßnahmen, nicht-fossilen Kraftstoffen möglichst schnell zur Marktdurchdringung zu verhelfen. Die Kraftstoffwirtschaft muss auf die Weiterverarbeitung von erneuerbaren Kraftstoffen ausgerichtet werden, und gleichzeitig muss eine neue Exportbranche für erneuerbare Kraftstofftechnologien aufgebaut werden. Der etablierte internationale E-Fuels-Dialog mit Partnern muss fortgeführt und ausgebaut sowie ein internationaler Biokraftstoff-Dialog aufgebaut werden mit dem Ziel, gemeinsame Standards zu\r\n6 Eigene Berechnung auf Grundlage AG Energiebilanzen.\r\n7 Studie „Szenarien für den Markthochlauf von E-Fuels im Straßenverkehr“ (2025) von Frontier Economics, Link.\r\nerarbeiten. Mit Experten aus Wissenschaft und Wirtschaft sollten im Rahmen einer nationalen Kraftstoffstrategie aktuelle Hemmnisse identifiziert, Erfordernisse formuliert und konkrete Umsetzungsschritte für den Hochlauf regenerativer Kraftstoffe vereinbart werden.\r\n•\r\nEine Öffentlichkeitskampagne zum korrekten Reifendruck bei Fahrzeugen starten. Wir schlagen vor zu überprüfen, ob Verbraucher in Deutschland sensibilisiert werden können, zwischen Inspektionsintervallen selbst auf den passenden Reifendruck zu achten. Der jährliche Mehrverbrauch in Europa bei Pkw, der durch zu schwach gefüllte Reifen entsteht, beträgt drei Milliarden Liter Kraftstoff8.\r\nFür Rückfragen und einen fachlichen Austausch mit Ihrem Hause stehen wir sehr gern zur Verfügung.\r\n8 Quelle: ADAC, 02.06.2025 (https://www.adac.de/rund-ums-fahrzeug/ausstattung-technik-zubehoer/reifen/sicherheit/reifendruck/).\r\n10\r\nKontakt\r\nRA Elmar Kühn\r\nHauptgeschäftsführer\r\nE-Mail: kuehn@uniti.de\r\nTel.: +49 (0)30/755 414 - 300\r\nDipl.VerWiss. Dominik Hellriegel\r\nLeiter Politik\r\nE-Mail: hellriegel@uniti.de\r\nTel.: +49 (0)30/755 414 - 416\r\nÜber UNITI\r\nDer UNITI Bundesverband EnergieMittelstand e.V. repräsentiert in Deutschland rund 90 Prozent\r\ndes mittelständischen Energiehandels und bündelt die Kompetenzen bei Kraftstoffen,\r\nBrennstoffen sowie Schmierstoffen. Täglich frequentieren über 4,3 Millionen Kunden die ca. 8.650\r\nStraßentankstellen der UNITI-Mitgliedsunternehmen, welche ca. 62 Prozent des\r\nStraßentankstellenmarktes ausmachen. Mit etwa 3.700 freien Tankstellen sind bei UNITI zudem\r\nfast 70 Prozent der freien Tankstellen organisiert. Überdies versorgen die UNITI-Mitglieder etwa\r\n20 Millionen Menschen mit Wärme. Die Verbandsmitglieder decken rund 95 Prozent des\r\nGesamtmarktes für flüssige und feste Brennstoffe ab. Ebenso zählen mit einem Marktanteil von\r\nüber 95 Prozent die meisten Schmierstoffhersteller und Schmierstoffhändler in Deutschland zum\r\nVerband. Die rund 1.000 Mitgliedsfirmen von UNITI erzielen einen jährlichen Gesamtumsatz von\r\netwa 95 Milliarden Euro und beschäftigen rund 100.000 Arbeitnehmer in Deutschland.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-01-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022777","regulatoryProjectTitle":"Zweites Gesetz zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungs-Quote (THG-Quotengesetz)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/33/14/700501/Stellungnahme-Gutachten-SG2603020019.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":"Gemeinsames Positionspapier der Kraftstoffverbände mit Unterstützung des ADAC zum Regierungsentwurf eines Zweiten Gesetzes zur Weiterentwicklung der Treibhausgas-minderungs-Quote (THG-Quotengesetz) vom 10.12.25\r\n1.\r\nAnpassung der THG-Gesamtquote in 2027\r\nDie THG-Quote sollte bereits im Jahr 2027 auf mindestens 17,5 Prozent angehoben werden. So kann der hohe THG-Übertrag aus den Jahren 2024, 2025 und 2026 – nach der zweijährigen Aussetzung der Quotenübertragung – im Jahr 2027 marktverträglich abgebaut werden.\r\nGleichzeitig verstetigt sich die Nachfrage nach erneuerbaren Kraftstoffen. In der Folge stabilisiert sich auch der THG-Quotenpreis und ermöglicht die Finanzierung von Investitionen in Erneuerbare Energien im Straßenverkehr.\r\n2.\r\nAnhebung der Obergrenze für anbaubiomassebasierte Biokraftstoffe\r\nWir plädieren dafür, die Obergrenze stufenweise auf das unionsrechtlich zulässige Niveau von 5,8 Prozent anzuheben. Angesichts der tendenziell rückläufigen Energiemengen im Straßenverkehr ist diese Anhebung erforderlich, um die klimapolitisch angezeigte absolute Einsatzmenge anbaubiomassebasierter Biokraftstoffe in seiner Verfügbarkeit für den Verkehrssektor abzusichern und die notwendigen Mengen nicht in andere Bereiche oder den Export zu verlieren. Für diese langfristige Verfügbarkeit im Verkehr brauchen Hersteller stabile Rahmenbedingungen und Planungssicherheit (um bspw. die Anbauplanung der Feldfrüchte auf die notwendigen Energiesorten abzustimmen). Zudem entspricht dies dem Umsetzungsanspruch des Koalitionsvertrags. Bioethanol und Biodiesel als Beimischung zu herkömmlichem Benzin bzw. Diesel leisten bereits heute einen wichtigen Beitrag zur Defossilisierung. Eine zukünftig größere Bedeutung für Klimaschutz in der Bestandsflotte im Straßenverkehr ist vorausschauend zu berücksichtigen.\r\n2\r\n3.\r\nAusgestaltung der RFNBO-Unterquote\r\nDie RFNBO-Quote sollte so ausgestaltet sein, dass ein deutlicher Markthochlauf rückwärtskompatibler (drop-in-fähiger) E-Fuels und von erneuerbarem Wasserstoff angereizt wird. Im Referentenentwurf des BMUKN war für 2040 noch eine Quote von 12 Prozent RFNBO vorgeschlagen. Wir schlagen vor, mindestens die Forderung des Bundesrates nach einer höheren RFNBO-Quote in den Jahren 2030, 2032 und 2034 aufzugreifen.\r\n4.\r\nIn der Schifffahrt eingesetzte erneuerbare Kraftstoffe dürfen nicht auf die THG-Quote angerechnet werden\r\nBiokraftstoffe, die eigentlich in der Schifffahrt zur Erfüllung der FuelEU Maritime-Verordnung und des ETS I eingesetzt werden, können durch ein Schlupfloch im BImSchG freiwillig versteuert und dann zusätzlich auf die THG-Quote angerechnet werden - offenbar geschieht dies schon heute. Dieses Vorgehen ist geeignet, die gesamte Architektur der THG-Quote zu beeinträchtigen sowie Marktverwerfungen hervorzurufen und muss unbedingt ausgeschlossen werden.\r\n5.\r\nZugang für behördliche Kontrollen bereits für 2026 vorschreiben\r\nBehördliche Vor-Ort-Kontrollen der BLE (Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung) sind wesentlicher Bestandteil der Betrugsvorbeugung. Daher sollte der Zugang für diese Kontrollen frühestmöglich, spätestens mit Inkrafttreten des Gesetzes und einer angemessenen Übergangszeit verpflichtend sein. Kontrolle bedeutet die Offenlegung aller erforderlichen Unterlagen zur Beurteilung der Produktionsanlage (Technologie, Kapazität, Rohstoffarten und -einsatz sowie der Warenströme (Massebilanzierung) und Vertrieb.\r\n6.\r\nAnhebung der Obergrenze für die Anrechenbarkeit abfallbasierter Biokraftstoffe\r\nEs ist vorgesehen, „mit sinkendem Energiebedarf im Verkehr die absolute Menge [abfallbasierter Biokraftstoffe] in gewissem Maße beizubehalten“. Um dieses Ziel tatsächlich zu erreichen, müsste die Obergrenze bereits ab 2026 auf 2 Prozent und bis 2040 auf 3,1 Prozent angehoben werden.\r\n7.\r\nkeine Erweiterung des Rohstoffpools für co-HVO auf Rohstoffe des Anhangs IX Teil B\r\nDie geplante Erweiterung würde dazu führen, dass Rohstoffe, die heute zur Biodieselproduktion genutzt werden, in die co-HVO-Produktion umgeleitet werden. Dies hätte eine weniger effiziente Verwendung dieser Rohstoffe zur Folge und den Verlust der Produktion von erneuerbarem Glyzerin. Unabhängig davon wird der co-HVO-Produktion durch die Aufnahme fünf neuer Rohstoffe in den Anhang IX Teil A zukünftig ausreichend Rohstoffpotenzial zur Verfügung gestellt. Darüber hinaus sind Nachhaltigkeitszertifizierung und behördliche Kontrollen bei der Produktion von co-HVO in Raffinerien noch nicht ausreichend gesichert und ermöglichen dadurch großangelegten Betrug, vergleichbar mit den Importen fortschrittlicher Biokraftstoffe aus China. Daher dürfen die bestehenden Regeln für co-HVO nicht flexibilisiert werden.\r\nHinweis: UNITI Bundesverband EnergieMittelstand und ADAC haben hierzu eine neutrale Position.\r\n8.\r\nbiogenen Wasserstoff zur Nutzung/Anrechnung in Mineralölraffinerien zulassen\r\nDer selektive Ausschluss biogenen Wasserstoffs in Raffinerien ist nicht unionsrechtskonform, denn Art. 25 RED III enthält keine Grundlage für eine solche Differenzierung. Der Referentenentwurf des BMUKN vom 29.10.25 ist daher europarechtlich angreifbar (zum Rechtsgutachten).\r\n9.\r\nDoppelförderung ausschließen\r\nDer aktuelle Entwurf des BImSchG schließt nicht wirksam aus, dass in anderen EU-Mitgliedsstaaten bereits geförderte erneuerbare Kraftstoffe hierzulande auf die Quote angerechnet werden können. Am Beispiel Biomethan veranschaulicht könnte das bedeuten, dass erneuerbare gasförmige Kraftstoffe, die etwa in Dänemark bereits eine Produktionsförderung erhalten haben, in Deutschland zusätzlich noch die Verbrauchsförderung durch die THG-Quote beanspruchen können. Eine Doppelförderung mit gravierenden Marktverwerfungen wäre die Folge. Dieses Schlupfloch ist daher im weiteren Gesetzgebungsverfahren zu schließen durch eine entsprechende Anpassung von §37 Abs. 8 BImSchG.\r\n10.\r\nÄnderung der 10. BImSchV zur Flexibilisierung der Schutzsortenregelung von Kraftstoffen\r\nDie gesetzliche Verpflichtung, an jeder Tankstelle Super E5 vorhalten zu müssen, sollte auf Super E10 übergehen. Die derzeitigen Vorgaben blockieren wertvolle Tank- und Lagerinfrastrukturen und begrenzen damit die Ausweitung des Angebots nicht-fossiler Kraftstoffe.\r\nDabei liegt die Notwendigkeit höherer Beimischungen erneuerbarer Kraftstoffe zur Defossilisierung der Bestandsflotte auf der Hand. Eine Flexibilisierung – wie sie auch die Fachausschüsse der Länder im Bundesrat und die Mineralölwirtschaft vorgeschlagen hatten (vgl. Bundesrats-Drucksache 621/1/23) – würde den notwendigen Spielraum schaffen, um die Beimischungsanteile von Biokraftstoffen (z. B. durch Super E10 als flächendeckendem Standard) signifikant zu steigern und den Markthochlauf künftiger Lösungen wie Super E20 vorzubereiten. Trotz Wegfalls der Schutzsortenregelung wird weiterhin ein flächendeckendes Angebot eines freigegebenen Kraftstoffs für die geringe Anzahl der Fahrzeuge zur Verfügung stehen, die nicht auf Super E10 zurückgreifen können. Für die unionsrechtliche Absicherung höherer Ethanolbeimischungen wie Super E20 ist parallel eine entsprechende Anpassung der Kraftstoffqualitätsrichtlinie (FQD) auf EU-Ebene erforderlich.\r\nHinweis: MVaK Mittelstandsverband abfallbasierter Kraftstoffe hat hierzu eine neutrale Position.\r\n11.\r\nZügiger Abschluss des Gesetzgebungsprozesses\r\nDie Regelungen des Gesetzes werden rückwirkend für das gesamte Jahr 2026 gelten. Steuerliche Inverkehrbringer von Kraftstoffen sind somit darauf angewiesen, möglichst frühzeitig die geltenden neuen Regulierungsvorgaben erfüllen zu können. Wir bitten daher, dass der Gesetzgebungsprozess ohne Verzögerungen abgeschlossen wird.\r\nBerlin, 24.02.2026\r\n4\r\nKontaktdaten für Rückfragen:\r\nUNITI Bundesverband EnergieMittelstand e. V.\r\nJägerstraße 6 · 10117 Berlin\r\nT. (030) 755 414-300\r\npolitik@uniti.de\r\nwww.uniti.de\r\nVerband der Deutschen Biokraftstoffindustrie e. V.\r\nAm Weidendamm 1 A 10117 Berlin Tel +49 (0)30 – 72 62 59 20 info@biokraftstoffverband.de\r\nwww.biokraftstoffverband.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2026-02-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022832","regulatoryProjectTitle":"Einsatz für Änderungen der Vorschläge der EU-Kommission am sogenannten Automobilpaket","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/94/92/702023/Stellungnahme-Gutachten-SG2603050013.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":"Warum das Automobilpaket\r\nder EU-Kommission\r\nKEINE Rücknahme\r\ndes Verbrennerverbots ist.\r\n\r\nDas „Automobilpaket“ der EU-Kommission vom\r\n16. Dezember 2025 ist eine Mogelpackung!\r\nDie EU-Kommission hat am 16. Dezember 2025 den Entwurf für ein „Automobilpaket“ 1 vorgelegt.\r\nDie Kommission setzt damit nicht wie angekündigt auf mehr Technologieoffenheit bei der\r\nDefossilisierung\r\nvon neuen Kraftfahrzeugen und auf eine Rücknahme des pauschalen Neuzulassungsverbots\r\nvon Verbrennern, sondern verfolgt dabei ihren bisherigen reinen „all electric“-Kurs im\r\nStraßenverkehr mit altbekannten oder sogar neuen Maßnahmen weiter:\r\nStatt sich bei der CO2-Bilanzierung endlich ehrlich zu machen und zukünftig sämtliche\r\nklimarelevanten Emissionen über den gesamten Lebenszyklus eines\r\nFahrzeugs\r\nund dessen Antriebsenergie zu erfassen, hält die EU-Kommission an der\r\nCO2-Emissionserfassung allein im Fahrbetrieb fest („Tailpipe“-Ansatz). So lässt die\r\nneu eingeführte Definition eines „emissionsfreien Fahrzeugs“ (Zero Emission\r\nVehicle) weiterhin nur Batterie- oder Brennstoffzellenfahrzeuge als Erfüllungslösung\r\nzu, die lokal emissionsfrei sind. Das ist ein de facto Verbrennerverbot!\r\nZudem ist eine systematische Anrechenbarkeit des Klimaschutzbeitrags\r\nerneuerbarer\r\nKraftstoffe im Rahmen der Flottenregulierung auch zukünftig nicht\r\nvorgesehen, sondern erfolgt ab 2035 nur in Höhe von 3 % und damit in einer\r\nhomöopathischen Dosis. Das stellt keinen hinreichenden Anreiz für Investitionen\r\nin den breiten Produktionshochlauf erneuerbarer Kraftstoffe wie E-Fuels dar. Es ist\r\ngrundsätzlich nicht nachvollziehbar, warum die CO2-Minderung erneuerbarer\r\nKraftstoffe überhaupt gedeckelt wird und die realen CO2-Einsparungen nicht in\r\nGänze anrechenbar gemacht werden.\r\nDas Automobilpaket enthält keinen Vorschlag zur Einführung einer eigenen Fahrzeugklasse\r\nfür Verbrenner, die ausschließlich erneuerbare Kraftstoffe nutzen,\r\nobwohl die EU-Kommission dazu bereits seit 2023 aufgefordert ist.\r\nDer neue Regulierungsvorschlag für Firmenflotten ist ein Verbrennerverbot durch\r\ndie Hintertür. Deutschland wird darin eine E-Auto-Quote von 95 % ab 2035 verordnet.\r\nGewerblich genutzte Fahrzeuge\r\nmachen rund zwei Drittel der jährlichen Pkw-\r\nNeuzulassungen aus. Die Vorgabe bedeutet damit einen E-Auto-Zwang für einen\r\nGroßteil der Neufahrzeuge.\r\nDie Vorschläge der EU-Kommission sind eine offensichtliche Verweigerung, sachlich berechtigten\r\nForderungen u. a. der Bundesregierung und von Bundeskanzler Friedrich Merz nach Technologieoffenheit\r\nund verbindlichen regulatorischen Rahmenbedingungen für den zukünftigen CO2-\r\narmen\r\nbzw. CO2-neutralen Betrieb von Verbrennerfahrzeugen mit erneuerbaren Kraftstoffen\r\nnachzukommen.\r\nBundeskanzler Friedrich Merz hatte in einem Brief vom 28. November 2025 gegenüber der EUKommission\r\nschriftlich die Position der Bundesregierung zur Änderung der Pkw-Flottenregulierung\r\nund zur neuen Verordnung für Unternehmensfahrzeuge dargelegt und darüber hinaus ausdrücklich\r\nauf einen einstimmig gefassten Beschluss der Ministerpräsidenten verwiesen. So\r\nforderte er unter anderem:\r\nNeben der Elektromobilität brauche es „mehr Flexibilität und Technologieoffenheit“\r\nauf dem Weg zur angestrebten Klimaneutralität. Die Bundesregierung fordert\r\ndazu auf, eine „technologieoffene, flexible und realistische CO2-Regulierung“ zu\r\nschaffen, ohne Innovation und industrielle Wertschöpfung zu gefährden.\r\nNeben rein batterieelektrischen Fahrzeugen sollten nach 2035 auch Hybridfahrzeuge\r\n„mit Batterieantrieb und Verbrenner neu zugelassen werden, sofern die\r\nverbleibenden\r\nEmissionen im Automobil- und Kraftstoffsektor ausgeglichen\r\nwerden.“\r\nDie Bundesregierung verweist auf den einstimmigen Beschluss der\r\nMinisterpräsidentenkonferenz vom 24.10.2025. Dieser beinhaltet, dass „auch im\r\nJahr 2035 ergänzende Übergangstechnologien wie Plug-In-Hybrid-Fahrzeuge\r\n(PHEV), Elektrofahrzeuge mit Range-Extendern (EREV) und hocheffiziente\r\nVerbrenner\r\nzugelassen werden können.“\r\nZur neuen EU-Regulierung für Unternehmensfahrzeuge: Die Bundesregierung lehnt\r\neine pauschale gesetzliche E-Auto-Quote in der geplanten neuen EU-Regulierung\r\nfür Unternehmensflotten ab.\r\nDas Automobilpaket der EU-Kommission\r\nkommt diesen wichtigen Forderungen des Bundeskanzlers,\r\nder Bundesregierung und aller\r\n16 Ministerpräsidenten nicht ausreichend nach.\r\nSo bedeutet der Vorschlag zur Pkw-Flottenregulierung der EU-Kommission\r\nweder eine wirkliche Abkehr in der Regulierung vom Neuzulassungsverbot ab\r\n2035, noch ist er ein Beitrag für mehr Technologieoffenheit, der erneuerbare\r\nKraftstoffe auf die CO2-Flottenziele substantiell anrechenbar machen würde.\r\nWerden die Vorschläge der EU-Kommission nicht umfassend geändert, wird\r\ndas Neuzulassungsverbot für Verbrenner Bestand haben!\r\n1 bestehend u. a. aus Änderungsverordnung zur Überarbeitung der CO2-Normen für Pkw und leichte Nutzfahrzeuge (vorgelegt am 18.12.2025) und neuer Verordnung für\r\nsaubere Firmenfahrzeuge (sog. „Clean Corporate Vehicles“).\r\nWir fordern die deutsche Bundesregierung, das Europäische Parlament\r\nund den Rat der EU auf, sich für folgende Änderungen\r\nder EUKommissionsvorschläge\r\neinzusetzen:\r\n1. Lebenszyklus- statt Auspuffbilanzierung bei CO2-Flottenverordnung\r\nDie derzeitige CO2-Bilanzierung eines Neufahrzeugs nur in der Nutzungsphase muss zugunsten eines Bilanzierungsansatzes\r\nabgelöst werden, der die CO2-Emissionen im gesamten Lebensverlauf eines Fahrzeugs erfasst. Damit würde\r\ndie CO2-Minderungswirkung erneuerbarer Kraftstoffe regulatorisch anerkannt. Die geplante Anrechenbarkeit\r\nvon\r\nerneuerbaren Kraftstoffen und die zusätzliche Einführung einer neuen Klasse für ausschließlich\r\nmit erneuerbaren\r\nKraftstoffen betriebene Fahrzeuge wären ein erster Schritt, um die CO2-Emissionsbilanzierung realistisch über den\r\ngesamten Lebenszyklus eines Fahrzeugs und dessen Antriebsenergie abzubilden.\r\n2. Erweiterung der Zulässigkeit erneuerbarer\r\nKraftstoffe\r\nSämtliche nicht-fossile Kraftstoffe, die den Vorgaben der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED) entsprechen,\r\nsollten auf die jährlichen Flottenziele per Kohlenstoffkorrekturfaktor (Carbon Correction Factor) angerechnet\r\nwerden können. Dafür muss die Definition der anrechnungsfähigen Kraftstoffe geändert werden.\r\n3. Anrechnung erneuerbarer Kraftstoffe ab sofort\r\nDie Anrechenbarkeit für nachhaltige Kraftstoffe muss unverzüglich und nicht erst 2035 möglich sein, um bereits\r\nbestehende Kraftstoffproduktionsprojekte zu unterstützen und die Realisierung von in Planung befindlichen\r\nProjekten zu ermöglichen.\r\n4. Einführung einer neuen Fahrzeugklasse für klimafreundliche Verbrenner\r\nAnerkennung von Fahrzeugen, die ausschließlich mit erneuerbaren Kraftstoffen betrieben werden (neue Klasse\r\nfür ausschließlich mit erneuerbaren Kraftstoffen betriebene Fahrzeuge). Damit wäre sichergestellt, dass neu\r\nzugelassene Fahrzeuge mit Verbrennungsmotor keine zusätzlichen CO2-Emissionen verursachen. Um die\r\ntechnischen\r\nund logistischen Vorteile der bereits vorhandenen Infrastruktur sowie die Möglichkeit der Beimischung\r\nzu fossilen Kraftstoffen zu nutzen, sollte die Kraftstoffnutzung massenbilanziell über den EU-Kraftstoffmarkt\r\nerfolgen. Dadurch bleibt die Automobilität bezahlbar und gleichzeitig wird der Kraftstoffmix\r\ndefossilisiert.\r\n5. Stopp der geplanten E-Auto-Quote für neue Unternehmensfahrzeuge\r\nDer Gesetzgebungsprozess zur neuen Verordnung für Unternehmensfahrzeuge (Greening Corporate Fleets) sollte\r\ngestoppt werden.\r\nJägerstraße 6 · 10117 Berlin · T. +49 30 755 414-300\r\nF. +49 30 755 414-366 · www.uniti.de · info@uniti.de\r\nÜber UNITI\r\nDer UNITI Bundesverband EnergieMittelstand e.V. repräsentiert in Deutschland rund 90 Prozent des mittelständischen Energiehandels\r\nund bündelt die Kompetenzen bei Kraftstoffen, Brennstoffen sowie Schmierstoffen. Täglich frequentieren über 4,3 Millionen Kunden die\r\nca. 8.650 Straßentankstellen der UNITI-Mitgliedsunternehmen, welche ca. 62 Prozent des Straßentankstellenmarktes ausmachen. Mit\r\netwa 3.700 freien Tankstellen sind bei UNITI zudem fast 70 Prozent der freien Tankstellen organisiert. Überdies versorgen die UNITIMitglieder\r\netwa 20 Millionen Menschen mit Wärme. Die Verbandsmitglieder decken rund 95 Prozent des Gesamtmarktes für flüssige und\r\nfeste Brennstoffe ab. Ebenso zählen mit einem Marktanteil von über 95 Prozent die meisten Schmierstoffhersteller und Schmierstoffhändler\r\nin Deutschland zum Verband. Die rund 1.000 Mitgliedsfirmen von UNITI erzielen einen jährlichen Gesamtumsatz von etwa 95\r\nMilliarden Euro und beschäftigen rund 100.000 Arbeitnehmer in Deutschland.\r\nStand: Februar 2026"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2026-02-17"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022884","regulatoryProjectTitle":"Gesetz zur Änderung des Preisangabenrechts zur Sanktionierung von Verstößen gegen nationale und europäische Regelungen über Preisangaben","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/e6/6d/703239/Stellungnahme-Gutachten-SG2603090002.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":"erlin, 03.03.2026\r\nzum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Preisangabenrechts zur Sanktionierung von Verstößen gegen nationale und europäische Regelungen über Preisangaben\r\n2\r\nBundesministerium für Wirtschaft und Energie\r\nReferat IB2 \"Verbraucherpolitik, Wettbewerbspolitik in verbraucherrelevanten Bereichen\"\r\nChausseestraße 23\r\n10115 Berlin\r\nNur per Mail\r\nSehr geehrte Damen und Herren,\r\nfür die Möglichkeit der Abgabe einer Stellungnahme anlässlich der Verbändeanhörung des Entwurfs zur Änderung des Preisangabenrechts zur Sanktionierung von Verstößen gegen nationale und europäische Regelungen über Preisangaben danken wir.\r\nWirksamer Vollzug bei der Umsetzung der AFIR\r\nDer Gesetzesentwurf behandelt insbesondere die Änderung, dass Preisbehörden der Länder Verstöße gegen Regelungen zu Preisangaben wie sie die AFIR vorgibt, als Ordnungswidrigkeit ahnden können. Aus Sicht des UNITI Bundesverband EnergieMittelstand ist dies ein wichtiger Schritt für ein einheitliches Level Playing Field für den Betrieb von öffentlicher Ladeinfrastruktur. Wie wir in unserer Stellungnahme vom Juli 2025 zur Neuordnung des Ladesäulenrechts (4. LSV-Novelle) dargelegt haben, waren die bisherigen Kontrollmöglichkeiten zur Verfolgung von Verstößen gegen die AFIR unzureichend. Echter Wettbewerb braucht gleiche Regeln für alle Marktteilnehmer sowie angemessene Kontroll- und Sanktionsmöglichkeiten zu deren Durchsetzung. Die Behebung der bestehenden Vollzugslücke für die Kontroll- und Sanktionsmöglichkeiten begrüßen wir in diesem Zusammenhang ausdrücklich. Auf diese Weise lässt sich ebenfalls gewährleisten, dass unfaire oder wenig transparente Preismodelle besser unterbunden werden können. Dadurch wird auch ein wichtiger Beitrag geleistet, um Akzeptanz von Ladestrom zu erhöhen, Vertrauen aufzubauen und ein reibungsloses, einfaches Laden zu unterstützen.\r\nPraktikabilitätshinweise aus der Praxis\r\nBei der Formulierung der bußgeldbewehrten Tatbestände in § 3 des Entwurfs werden neben „nicht ausweist“ auch Fälle sanktioniert, in denen Informationen „nicht richtig, nicht vollständig oder nicht in der vorgeschriebenen Weise (inkl. Reihenfolge) zur Verfügung gestellt werden (u. a. § 3 Abs. 2). Das ist juristisch nachvollziehbar, kann in der praktischen Anwendung aber zu Auslegungs- und Abgrenzungsfragen führen. Denn es ist nicht konkret definiert, was „richtig“ und „vollständig“ bedeuten und wann die „vorgeschriebene Weise“\r\nerfüllt ist. Insbesondere im Grenzbereich der Darstellung (z. B. sehr klein, nur per Abruf, unterschiedliche User-Journeys an Display/App) wird sich erst durch Vollzugspraxis, Leitlinien und Rechtsprechung herausbilden, wie die Anforderungen im Sinne des Verbraucherschutzes effizient, praktikabel und verhältnismäßig zu handhaben sind.\r\nEbenfalls von Praxisrelevanz ist die Verbindung mit § 14 (2) Nr. 3 der bestehenden Preisangabenverordnung, welche das Zusammenspiel zwischen Ladesäule und mobilen/webbasierten Anwendungen regelt. Da sich diese Form der Preisangabe steigender Beliebtheit erfreut, sollten sinnvolle Kontrollmöglichkeiten durch die Preisbehörden eruiert werden. Insbesondere, da nach wie vor große Informationsasymmetrien zwischen Vertrags- und Ad-hoc-Kunden bestehen. Dabei ist auch zu beachten, dass die Regelungen der AFIR für bestimmte Elemente zu kurz greifen. Beispielsweise kann die Komplexität dynamischer Preismodelle durch die dort festgehaltenen Regelungen noch nicht vollends umgesetzt werden. Darüber hinaus wollen wir an dieser Stelle auf die Möglichkeit von personalisierten Preisen bei Web/App Anwendungen hinweisen.\r\nAußerdem behandelt Artikel 5 der AFIR explizit die Pflichten des Betreibers des Ladepunktes. Dies gilt auch für die relevanten Absätze 4 und 5. Lediglich Artikel 5 Absatz 11 stellt die Möglichkeit dar, dass Betreiber und Eigentümer eines Ladepunktes nicht deckungsgleich sein müssen. Derweil nimmt der neue § 3 des jetzt vorgelegten Gesetzentwurfs diese Unterscheidung nicht auf. Diese Unterscheidung kann in theoretischen Annahmen insbesondere bei der Bewahrung von Bußgeldern relevant werden. Hier sollte das Verursacherprinzip eines Verstoßes, ob vorsätzlich oder fahrlässig, bedacht werden.\r\nHinzuweisen ist noch, dass potenziell eine Fragmentierung der Kontrollbehörden besteht. Diese bilden zumeist Gemeinden, Landkreise oder Stadtverwaltung, welche die Aufgabe von den Ministerien übertragen bekommen haben. Aus diesem Grund wären Handreichungen zur Durchführung von Kontrollen potenziell hilfreich, insbesondere für die Abstufungen in § 3 des Gesetzes. So ließe sich der Vollzug von Beginn an auf eine praxistaugliche, verbraucherorientierte Auslegung fokussieren und wäre nicht primär auf formale Semantik reduziert. Das würde Streitfälle reduzieren, die Wirksamkeit der Maßnahmen erhöhen und bundeseinheitlich kongruente Kontrollen unterstützen.\r\nFür Fragen stehen wir sehr gern zur Verfügung.\r\n4\r\nKontakt\r\nRA Elmar Kühn\r\nHauptgeschäftsführer\r\nE-Mail: kuehn@uniti.de\r\nTel.: +49 (0)30/755 414-300\r\nDavid Braune\r\nReferent Politik\r\nE-Mail: braune@uniti.de\r\nTel.: +49 (0)30/755 414 - 340\r\nÜber UNITI\r\nDer UNITI Bundesverband EnergieMittelstand e.V. repräsentiert in Deutschland rund 90 Prozent\r\ndes mittelständischen Energiehandels und bündelt die Kompetenzen bei Kraftstoffen,\r\nBrennstoffen sowie Schmierstoffen. Täglich frequentieren über 4,3 Millionen Kunden die ca. 8.650\r\nStraßentankstellen der UNITI-Mitgliedsunternehmen, welche ca. 62 Prozent des\r\nStraßentankstellenmarktes ausmachen. Mit etwa 3.700 freien Tankstellen sind bei UNITI zudem\r\nfast 70 Prozent der freien Tankstellen organisiert. Überdies versorgen die UNITI-Mitglieder etwa\r\n20 Millionen Menschen mit Wärme. Die Verbandsmitglieder decken rund 95 Prozent des\r\nGesamtmarktes für flüssige und feste Brennstoffe ab. Ebenso zählen mit einem Marktanteil von\r\nüber 95 Prozent die meisten Schmierstoffhersteller und Schmierstoffhändler in Deutschland zum\r\nVerband. Die rund 1.000 Mitgliedsfirmen von UNITI erzielen einen jährlichen Gesamtumsatz von\r\netwa 95 Milliarden Euro und beschäftigen rund 100.000 Arbeitnehmer in Deutschland.\r\nLobbyregister-Nr. im Lobbyregister beim Deutschen Bundestag: R002822"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-03-03"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023089","regulatoryProjectTitle":"Einführung eines Gesetzes zur Anpassung von Kraftstoffpreisen und Änderungen am Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen (Kraftstoffmaßnahmenpaket)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/67/96/708214/Stellungnahme-Gutachten-SG2603190039.pdf","pdfPageCount":14,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 19. März 2026\r\nzum Entwurf eines Gesetzes zur Einführung eines Gesetzes zur Anpassung von Kraftstoffpreisen und zur Änderung des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen – Kraftstoffmaßnahmenpaket\r\n2\r\nAn den Ausschuss für Wirtschaft und Energie im Deutscher Bundestag\r\nStellungnahme UNITI zum Kraftstoffmaßnahmenpaket\r\nSehr geehrte Damen und Herren,\r\nim Rahmen der öffentlichen Anhörung des Ausschusses für Wirtschaft und Energie im Deutschen Bundestag am 20. März 2026 nehmen wir zum Entwurf eines Gesetzes zur Einführung eines Gesetzes zur Anpassung von Kraftstoffpreisen und zur Änderung des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen wie folgt Stellung.\r\n1.\r\nVorbemerkungen\r\nDer UNITI Bundesverband EnergieMittelstand e.V. repräsentiert in Deutschland rund 90 Prozent des mittelständischen Energiehandels und bündelt die Kompetenzen bei Kraftstoffen, Brennstoffen sowie Schmierstoffen. Täglich frequentieren über 4,3 Millionen Kunden die ca. 8.650 Straßentankstellen der UNITI-Mitgliedsunternehmen, welche ca. 62 Prozent des Straßentankstellenmarktes ausmachen. Mit etwa 3.700 freien Tankstellen sind bei UNITI zudem fast 70 Prozent der freien Tankstellen organisiert. Auf diese Wiese sind wir von den Regelungen des vorliegenden Gesetzentwurfes direkt betroffen.\r\nHohe Kraftstoffpreise können viele Ursachen haben: Etwa ein hoher Rohölpreis, ein ungünstiger Wechselkurs für den Euro, Raffinerieausfälle, Transportengpässe oder geopolitische Schocks. Die Bundesregierung selbst begründet ihr Maßnahmenpaket mit dem Nahost-Konflikt, einer Sperrung der Straße von Hormus und stark gestiegenen Weltmarktpreisen. Wo die Preisspitzen vor allem auf exogene Schocks zurückgehen, ist Kartellrecht nicht das geeignete Instrument, um Preise zu senken. Kartellrecht kann Wettbewerb schützen, aber keine Knappheit beseitigen. Eine Verschärfung kann symbolisch wirken, ohne das eigentliche Problem zu lösen. Die vorgeschlagenen Änderungen im Wettbewerbsrecht gefährden aber die Wettbewerbsfähigkeit des Wirtschaftsstandorts Deutschland in erheblichen Maße. Wo Rechtsunsicherheiten bestehen, sinkt das Investitionsinteresse am Standort, was im internationalen Wettbewerb zu Nachteilen führt.\r\nDer Entwurf zu Artikel 2 - Änderung des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen greift in die unternehmerische Freiheit der Anbieter von Kraftstoffen planwirtschaftlich ein, verstößt gegen das Rechtsstaatsprinzip (Bestimmtheitsgrundsatz) nach Artikel 20 Absatz 3 GG und ist verfassungswidrig. Der neue § 29a GWB ermöglicht dem Bundeskartellamt massive Eingriffe in Artikel 12 GG und Artikel 14 GG ohne das ein kartellrechtswidriges Verhalten vom Bundeskartellamt dargelegt und bewiesen worden ist. Zudem verstößt der neu gestaltete § 29a GWB gegen den Bestimmtheitsgrundsatz und damit gegen das Rechtsstaatsprinzip aus Art. 20 Abs. 3 GG.\r\nDie bereits anlässlich der 11. GWB-Novelle branchenübergreifend vorgetragenen verfassungsrechtlichen Bedenken haben sich verstärkt. Auch der neu gestaltete § 32f GWB kodifiziert einen Paradigmenwechsel: Keine Kartellrechtliche Eingriffsbefugnis ergibt sich grundsätzlich nur dann, wenn z.B. ein Kartell, Missbrauch, Umgehung, diskriminierende Praktiken vorliegen. Mit § 32f GWB sanktioniert der Staat nicht mehr nur Regelverstöße, sondern gestaltet aktiv Marktstrukturen. In der seinerzeitigen Sachverständigenanhörung wurde das als „Eingriff in das System“ beschrieben; in der Literatur und den Stellungnahmen wurde vor einem „Umbruch im System des Wettbewerbsschutzes“ und vor einer Ermächtigung zum „Marktdesign“ - völlig zu Recht, wie jetzt klar wird - gewarnt.\r\n2.\r\nArtikel 1 - Gesetz zur Anpassung von Kraftstoffpreisen (Kraftstoffpreisanpassungsgesetz - KPAnG)\r\na)\r\nFestlegung der einmaligen täglichen Preiserhöhung um 12:00 Uhr\r\nDas vorgeschlagene Gesetz legt eine einmalige Preiserhöhung der Kraftstoffpreise am Kalendertag um 12:00 Uhr vor. Als mittelständischer Energiehandel sehen wir solch einen Eingriff in die Preisgestaltung und die unternehmerische Freiheit grundsätzlich kritisch. Insbesondere im eigentümergeführten Energiemittelstand steht Verantwortung im Zentrum der unternehmerischen Tätigkeit. Als Vertreter der mittelständisch geprägten Tankstellenbranche sehen wir diesen als Teil der Lösung. Wir werben deshalb für eine pragmatische Umsetzung innerhalb der noch ausstehenden Rechtsverordnung und stehen für den entsprechenden Fachaustausch zur Verfügung.\r\nEs gilt klar zu betonen, dass mit dem Gesetz keine falschen Erwartungshaltungen geschürt werden sollten. Denn wenn politische Entscheidungsträger der Bevölkerung schnell sinkende Preise versprechen Preissenkungen aufgrund internationaler Marktdynamiken aber nicht eintreten, untergräbt dies das Vertrauen der Konsumenten in die Politik - insbesondere, da ein großer Teil des Kraftstoffpreises aus Steuern und Abgaben besteht.\r\nWarum der Gesetzgeber 12:00 Uhr festsetzt und nicht einen anderen Zeitpunkt wählt, geht aus der Begründung nicht hervor. Andere Zeiten hätten andere Auswirkungen auf den Tankstellenmarkt. Das Bundeskartellamt hat festgestellt, dass die höchsten Preise an den Tankstellen meistens in den frühen Morgenstunden erfolgen und dann im Tagesverlauf sinken, dabei aber mit gelegentlichen Anstiegen das morgendliche Niveau aber nicht wieder erreicht wird.1 Die Verschiebungen, welche sich mit der Preisfestlegung auf 12:00 Uhr ergeben, können starke Auswirkungen auf das Verhalten der Kunden zur Folge haben und soziale Folgen aufweisen (siehe Schlussfolgerungen). Der wesentliche Kritikpunkt des Bundeskartellamtes,\r\n1 Bundeskartellamt, Abschlussbericht Sektoruntersuchung Raffinerien und Kraftstoffgroßhandel, 2025, S. 159.\r\n4\r\ndass zu viele Preisänderungen die Verbraucher verwirren, wird durch die vorgeschlagene Regelung ebenfalls nur bedingt gelöst. Denn die reine Anzahl der Preisänderungen lässt sich durch die Regelung nicht begrenzen, es ist nur zu erwarten, dass es zukünftig weniger werden.\r\nb)\r\nVerordnung über die Ausgestaltung des Kraftstoffpreisanpassungsgesetz\r\nAbsatz § 2 (2) KPAnG schafft die Rechtsgrundlage für eine Rechtsverordnung, welche nähere Bestimmungen regeln soll. Teil dieser Verordnung kann auch ein Aussetzen der 12:00 Uhr Pflicht nach Absatz 1 sein. Zwar ist es zu begrüßen, dass der Gesetzgeber eine Aussetzung der 12:00 Uhr Pflicht zu einem späteren Zeitpunkt in Erwägung zieht, eine Sicherheit ergibt sich durch die Bestimmung allerdings nicht. Sollte der Gesetzgeber die Regelung nur aufgrund der geopolitischen Lage zur Krisenbewältigung einführen wollen, ließe sich auch das Gesetz als solches befristet einführen.\r\nFür die zu erlassende Rechtsverordnung ergeben sich praktische und technische Fragen zur Ausgestaltung. Wichtig ist, dass hier pragmatisch vorgegangen wird. Wie die Wirtschaftskammer Österreichs darlegt2, beträgt der Umstellungszeitpunkt von 12:00 Uhr nur eine logische Sekunde, was die exakte Umstellung für die Betreiber von Tankstellen nahezu unmöglich machte. Das Vorbild Österreich hat deshalb mit § 1 Satz 3 seiner Verordnung3 den Satz niedergeschrieben: „Diese Preisauszeichnung ist nach Maßgabe der verfügbaren technischen Einrichtungen für die Preisumstellung unverzüglich vorzunehmen.“ Eine ähnliche Klarstellung sollte zwingend in der deutschen Regelung aufgenommen werden, um technische Unwägbarkeiten abzufedern. Fehler, welche aufgrund technischer Probleme entstehen, sollten nicht zu Lasten der Tankstellenbetreiber angerechnet werden. Auch sollten die Folgen von kriminellen Cyberangriffen berücksichtigt werden.\r\n3.\r\nArtikel 2 - Änderung des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen\r\nWir lehnen den Entwurf zur Änderung des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen in Gänze ab. Der Entwurf greift in die unternehmerische Freiheit der Anbieter von Kraftstoffen, planwirtschaftlich ein, verstößt gegen das Rechtsstaatsprinzip (Bestimmtheitsgrundsatz) nach Artikel 20 Absatz 3 GG und ist verfassungswidrig. Die vorgelegten Änderungen des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen führen zu massiven Unsicherheiten bei Unternehmen in Deutschland. Wenn rechtskonformes Verhalten nicht vor Maßnahmen schützt oder jeder Gewinn angezweifelt wird, sinkt Interesse und Investitionsbereitschaft. Das führt zu einer sinkenden Standortattraktivität Deutschlands im internationalen Vergleich. Festzuhalten ist auch, dass der Betrieb einer Raffinerie zur energieintensiven Industrie zählt. Die Probleme dieses Wirtschaftsbereiches gehen weit über die aktuellen Verwerfungen hinaus und sollten ebenfalls\r\n2 Wirtschaftskammer Österreich: https://www.wko.at/oe/transport-verkehr/garagen-tankstellen-serviceunternehmungen/spritpreisverordnung?utm_source=chatgpt.com\r\n3 Verordnung des Bundesministers für Wirtschaft, Familie und Jugend betreffend Standesregeln für Tankstellenbetreiber über den Zeitpunkt der Preisauszeichnung für Treibstoffe bei Tankstellen, https://ris.bka.gv.at/Dokumente/BgblAuth/BGBLA_2010_II_484/BGBLA_2010_II_484.pdf Beachtung finden. Denn je geringer die Attraktivität des Standortes ist, desto seltener werden Akteure dort tätig oder bestehende Akteure beginnen ein phase-out am Markt.\r\na)\r\nneuer § 29a GWB: Kraftstoffmärkte\r\nDer neue eingeführte § 29a GWB „Kraftstoffmärkte“ schafft eine neue Regulierung speziell für Kraftstoffmärkte in Deutschland. Anbietern von Kraftstoffen soll es künftig verboten sein, eine marktbeherrschende Stellung oder eine relative Marktmacht unter den nachfolgend aufgeführten Voraussetzungen missbräuchlich auszunutzen:\r\nEine kartellrechtliche relevante missbräuchliche Ausnutzung einer solchen marktbeherrschenden Stellung oder einer relativen Marktmacht soll nach dem Willen des Gesetzgebers vorliegen, wenn er Kraftstoffpreise fordert, die die Kosten in unangemessener Weise überschreiten. Zudem muss der Anbieter von Kraftstoffen - wenn das Bundeskartellamt ein Verfahren einleitet - die Zuordnung und die Höhe der Kosten darlegen und beweisen. Wenn nach Ansicht des Bundeskartellamtes die Höhe der Kosten das Marktübliche erheblich überschreitet, muss der Anbieter von Kraftstoffen auch die Angemessenheit der Kosten darlegen und beweisen.\r\nGrundrechts- und Rechtsstaatsbedenken\r\naa. Verstoß gegen Art. 12 und Art. 14 GG\r\nWenn Unternehmen ohne nachgewiesenes Fehlverhalten mit strukturellen Maßnahmen, Entflechtungsdrohungen, Vermutungsregeln oder quasi-preisregulatorischen Pflichten belastet werden, liegt ein Eingriff in Berufsausübungsfreiheit und unter Umständen in Eigentumspositionen nahe. Der neue § 29a GWB ermöglicht dem Bundeskartellamt massive Eingriffe in unternehmerische Gestaltungsfreiheit und Unternehmenseigentum ohne das ein kartellrechtswidriges Verhalten vom Bundeskartellamt dargelegt und bewiesen worden ist.\r\nDas allein ist bereits bedenklich und möglicherweise verfassungswidrig.\r\nbb. Verstoß gegen das Rechtsstaatsprinzip und den Bestimmtheitsgrundsatz nach Artikel 20 Absatz 3 GG\r\nZusätzlich wird eine Beweislastumkehr zu Lasten aller Anbieter von Kraftstoffen erstmalig im GWB verankert.\r\nEine Beweislastumkehr im GWB wird rechtsstaatlich bedenklich und angreifbar, wenn mehrere Unsicherheiten kumulieren: ein unbestimmter Tatbestand, unklare und niedrige Eingriffsschwellen, eine weitgehende Verlagerung der Darlegungs- und Beweislast auf das Unternehmen und erhebliche belastende Rechtsfolgen.\r\nAusgangspunkt ist der allgemeine Maßstab des Bestimmtheits- und Normenklarheitsgebots aus Art. 20 Abs. 3 GG. Danach müssen Normadressaten erkennen können, unter welchen Voraussetzungen eine Rechtsfolge droht, die Verwaltung muss gebunden werden, und Gerichte müssen die Anwendung kontrollieren können. Natürlich verletzen unbestimmte Rechtsbegriffe allein nicht den Bestimmtheitsgrundsatz. Das Bundesverfassungsgericht betont\r\n6\r\nausdrücklich, dass der Gesetzgeber auch Generalklauseln und unbestimmte Rechtsbegriffe verwenden darf; Inhalt, Zweck und Ausmaß müssen aber durch Auslegung noch ermittelbar sein.4\r\nEine Beweislastumkehr ist ebenfalls nicht per se unzulässig und - im Zivilrecht - anerkannt (vgl. § 292 ZPO).\r\nBei der geplanten Regelung des § 29a GWB ist allerdings die Kombination von unbestimmten Rechtsbegriffen, der Umkehr der Beweislast, der niedrigen Eingriffsschwelle für das Bundeskartellamt und der drohenden erheblichen Maßnahmen durch das Bundeskartellamt verfassungsrechtlich bedenklich ist:\r\nWenn eine Norm\r\n➢\r\nmit unbestimmten Begriffen arbeitet,\r\n➢\r\ndie Behörde nur einen relativ vagen Anfangsverdacht oder eine Marktauffälligkeit annehmen muss,\r\n➢\r\ndas Unternehmen die Darlegungs- und Beweislast trägt und\r\n➢\r\ndie Gegenbeweismöglichkeit praktisch schwach bzw. unmöglich ist,\r\ndann kann die Norm in ihrer Gesamtwirkung gegen das Rechtsstaatsprinzip verstoßen. Denn dann weiß der Normadressat nicht mehr zuverlässig, wann genau die Last auf ihn übergeht und was genau er entkräften muss.\r\n§ 29a GWB enthält als wesentliche Tatbestandsmerkmale der Norm unbestimmte Rechtsbegriffe wie „in unangemessener Weise“ oder „die Angemessenheit der Kosten“.\r\nZusätzlich verlagert der Gesetzgeber die Darlegungs- und Beweislast für die „Zuordnung und die Höhe und die Angemessenheit der Kosten auf die Unternehmen“. Diese Regelung verlagert die Beweislast nicht nur, sondern macht den Gegenbeweis praktisch unmöglich. Ein Tankstellenunternehmen mit beispielsweise 200 Tankstellen setzt die Preise regional fest und hat ggf. 200 Preissetzungen und Kostenberechnungen pro Tag. Da das Tankstellenunternehmen nicht erkennen kann, wann das Bundeskartellamt einen Missbrauch annimmt, muss dieses Unternehmen für maximal 200 Preisfestsetzungen pro Tag, das sind 73.000 Preisfestsetzungen p.a., dokumentieren, um bei einem Verfahren Daten bereithalten zu können. Abgesehen von dem technischen und finanziellem Aufwand ist dann immer noch unklar, ob diese Daten dann ausreichen, um der Darlegungs- und Beweislast zu genügen.\r\nD.h., der Gesetzgeber führt in § 29a GWB eine de facto unwiderlegliche Vermutung ein.\r\nMithin sehen wir in dem neugestalteten § 29a GWB einen Verstoß gegen den Bestimmtheitsgrundsatz und damit gegen das Rechtsstaatsprinzip aus Art. 20 Abs. 3 GG.\r\n4 https://www.bundesverfassungsgericht.de/SharedDocs/Entscheidungen/DE/2025/05/lk20250520_2bvl000621.html?utm cc. Das allgemeine Missbrauchsrecht der §§ 19, 20 GWB ist systematisch sektorenübergreifend ausgelegt. Ein spezieller § 29a GWB nur für Kraftstoffmärkte würde erneut ein marktbezogenes Sonderkartellrecht schaffen. Dies sehen wir systematisch als heikel an, weil Sondertatbestände die Kohärenz des Missbrauchsrechts schwächen. Eine Begründung, warum Kraftstoffmärkte anders zu behandeln sind als andere Märkte, enthält die Gesetzesbegründung nicht. In § 29 GWB, welcher die Bereiche Elektrizität, Gas und Fernwärme behandelt, ist beispielsweise eine solche Umkehr der Beweislast nicht enthalten. Insofern ist auch ein Verstoß gegen Artikel 3 GG zu prüfen.\r\nWir halten insgesamt § 29a GWB für verfassungswidrig und halten rechtliche Schritte gegen die geplante Neuregelung des § 29a GWB für aussichtsreich.\r\nPosition UNITI\r\nDer eigentümergeführte mittelständische Energiehandel kauft in der Regel die bereits versteuerte Ware bei Großhändlern oder Steuerlagern ein und verkauft diese an eigenen Tankstellen. Die Kontrolle über einzelne Preisbestandteile ist hierbei sehr gering. Derweil haben unter Umständen Tankstellenbetreiber als Pächter keinen direkten Einfluss auf die Preise an den Tankstellen. Es ist zu berücksichtigen, dass gerade in der Mineralölwirtschaft hohe Fixkosten, Importabhängigkeiten, Logistikzwänge, Sicherheitsvorgaben und knappe Raffineriekapazitäten bestehen. In solchen Märkten kann eine hohe Konzentration auch Ergebnis von Effizienz und Infrastrukturzwängen sein, nicht von rechtswidrigem Verhalten.\r\nGrundsätzlich und in aller Deutlichkeit lehnen wir eine Umkehr der Beweislast zu Ungunsten der Unternehmen ab. In § 29 GWB, welcher die Bereiche Elektrizität, Gas und Fernwärme behandelt, ist eine solche Umkehr der Beweislast nicht vorhanden. Insbesondere, da im vorliegenden Artikel eine Vielzahl unbestimmter Rechtsbegriffe verwendet werden. So stellt sich mit Satz 1: „auf dem es allein oder zusammen mit anderen Anbietern von Kraftstoffen eine marktbeherrschende Stellung innehat oder über relative Marktmacht verfügt, diese missbräuchlich auszunutzen, indem er Kraftstoffpreise fordert, die die Kosten in unangemessener Weise überschreiten“ mehrere Fragen. Wann ist etwa relative Marktmacht vorhanden und in welcher räumlichen Abgrenzung soll diese gelten?\r\nAußerdem setzte die Definition „unangemessener Weise“ eine vorherige Definition einer angemessenen Weise voraus, welche vom Kartellamt durchzuführen wäre. In dieser Logik muss somit ein Unternehmen erklären, warum es nicht den virtuell vom Bundeskartellamt festgelegten „angemessenen“ Preis überstiegt.\r\nDies wäre der Einstieg in eine staatliche Preiskontrolle, welche wir grundlegend ablehnen. In diesem Zusammenhang muss auch die grundsätzliche Frage gestellt werden, ob Unternehmen überhaupt noch Gewinne zugestanden werden. Denn auch Gewinne sind Bestandteil des Preises und der Kosten für ein Produkt wie alle anderen Elemente auch.\r\nDiese Regelung würde auch einen erheblichen bürokratischen Aufwand für die Markteilnehmer bedeuten. Denn um den Anforderungen der Beweislastumkehr gegenüber dem BKartA nachkommen zu können, werden die Unternehmen zu ihrem Selbstschutz\r\n8\r\nweitreichende interne Dokumentationen vornehmen müssen. Das verursacht zusätzliche Kosten. Durch die unbestimmten Rechtsbegriffe ist dabei noch nicht einmal ersichtlich, welche Dokumente überhaupt gesammelt werden müssen, welche Vergleichsmaßstäbe gelten sollen oder wie die Kostenstruktur im Verhältnis zu Wettbewerbern erklärt werden soll.\r\nDie zusätzlichen Bürokratiekosten der Raffinerien und Großhändler, welche sich durch die Beweislastumkehr ergeben, können auch an die mittelständischen Energieunternehmen weitergereicht werden. Dies kann wiederum zu steigenden Kosten für die Verbraucher führen.\r\nAuch ist nicht auszuschließen, dass Energieunternehmer zu weiteren Bürokratie- und Dokumentationspflichten verpflichtet werden, um die neuen Anforderungen der vorgelagerten Wertschöpfungskette zu erfüllen. Denn parallel zu Verpflichtungen im Lieferkettengesetz können auch hier die stark regulierten Großunternehmen allein aus Ihren gesetzlichen Verpflichtungen heraus weitere Informationen von anderen Unternehmen entlang der Wertschöpfungskette verlangen, um diese Verpflichtungen zu erfüllen. Eine überbordende Belastung vor allem für den mittelständischen Energiehandel gilt es zu verhindern.\r\nb)\r\nÄnderung § 32f GWB\r\nDie Änderungen des § 32f GWB haben gravierende, weitreichende Auswirkungen auf die gesamte deutsche Wirtschaft und sind nicht nur auf den Kraftstoffmarkt begrenzt. Der neue § 32f GWB verschärft die Möglichkeit, ohne Feststellung eines Kartellrechtsverstoßes Abhilfemaßnahmen aller Art zu verhängen und, als ultima ratio, die eigentumsrechtliche Entflechtung von Unternehmen anzuordnen.\r\nIm Rahmen der Verbändeanhörung zur 11. GWB-Novelle haben neben der UNITI sowie allen großen betroffenen Branchenverbänden auch branchenfremde Vertreter zur Rechtmäßigkeit des § 32f GWB umfassend Stellung genommen. Bespielhaft sei hier auf die Stellungnahme der Bundesrechtsanwaltskammer erwähnt (Stellungnahme Nr. 28/2023 Juni 2023).\r\nDie verfassungsrechtlichen Bedenken sind fundiert und sollten bei der Überarbeitung nunmehr Berücksichtigung finden:\r\nSystembruch des Kartellrechts:\r\nMit § 32f GWB sanktioniert der Staat nicht mehr nur Regelverstöße, sondern gestaltet aktiv Marktstrukturen. In der seinerzeitigen Sachverständigenanhörung wurde das als „Eingriff in das System“ beschrieben; in der Literatur und den Stellungnahmen wurde vor einem „Umbruch im System des Wettbewerbsschutzes“ und vor einer Ermächtigung zum „Marktdesign“ - völlig zu Recht, wie jetzt klar wird - gewarnt.\r\nFehlende Verhältnismäßigkeit:Gerade in der Mineralölwirtschaft gibt es hohe Fixkosten, Importabhängigkeiten, Logistikzwänge, Sicherheitsvorgaben und knappe Raffineriekapazitäten. In solchen Märkten kann eine hohe Konzentration auch Ergebnis von Effizienz und Infrastrukturzwängen sein und\r\nnicht von kartellrechtswidrigem Verhalten. Wenn der Gesetzgeber hier mit scharfen Abhilfemaßnahmen oder Beweislastumkehrungen reagiert, muss er darlegen, warum mildere Mittel nicht ausreichen.\r\nUngeeignetheit des Gesetzes und Fehladressierung des Problems:\r\nHohe Kraftstoffpreise können viele Ursachen haben: Etwa ein hoher Rohölpreis, ein ungünstiger Wechselkurs für den Euro, Raffinerieausfälle, Transportengpässe oder geopolitische Schocks. Die Bundesregierung selbst begründet ihre aktuellen Spritpreismaßnahmen mit dem Iran-Krieg, insbesondere mit der Sperrung der Straße von Hormus und den daraus stark gestiegenen Weltmarktpreisen. Wenn allerdings Preisspitzen vor allem auf exogene Schocks zurückzuführen sind, ist Kartellrecht oft das falsche Instrument. Kartellrecht kann Wettbewerb schützen, aber keine Knappheit beseitigen. Eine zu starke Verschärfung kann dann symbolisch wirken, ohne das eigentliche Problem zu lösen.\r\nUnbestimmtheit des § 32 f GWB:\r\nBei der Einführung des Begriffs der „Störung des Wettbewerbs“ war insbesondere die Unbestimmtheit kritisiert worden. Diese Kritik hat sich bis heute bestätigt:\r\nDie im Gesetz aufgeführten Regelbeispiele fügen sich nicht zu einem Gesamtbild zusammen, das erkennen ließe, in welchen Szenarien und ab welcher Grenze von einer „Störung des Wettbewerbs“ auszugehen ist. Sie ermöglichen es weder den Normadressaten noch dem Bundeskartellamt, eine belastbare Einschätzung zum Vorliegen dieser Voraussetzung zu treffen. Da es sich um eine dem deutschen Recht bislang völlig fremde Eingriffsvoraussetzung handelt, kann hinsichtlich der Frage, zu welchem Grad die in den Regelbeispielen genannten Wirkmechanismen des Wettbewerbs eingeschränkt sein müssen, auch nicht auf die bisherige Entscheidungspraxis zurückgegriffen werden. Die auf der Rechtsfolgenseite vorgesehenen tiefgreifenden Grundrechtseingriffe und der große Beurteilungsspielraum des Bundeskartellamtes bei der Auswahl der Abhilfemaßnahme erfordern jedoch gerade ein hohes Maß an inhaltlicher Bestimmtheit. Die Aufnahme der Regelbeispiele für eine Wettbewerbsstörung genügt diesen Anforderungen nicht. Somit bleiben die geäußerten Bedenken hinsichtlich der Unbestimmtheit des zentralen Eingriffskriteriums grundsätzlich bestehen.5\r\nVerkürzung der Rechtsbehelfe:\r\nDer geplante § 32f GWB verkürzt die geschaffenen Rechtsbehelfsmöglichkeiten der betroffenen Unternehmen. Nach bisherigem Recht setzt nach § 32f GWB für\r\n5 Bundesrechtsanwaltskammer Stellungnahme Nr. 28/2023Juni 2023 Seite 6\r\n10\r\nAbhilfemaßnahmen eine Verfügung voraus, die eine Wettbewerbsstörung feststellt. Somit ergibt sich ein dreistufiges Verfahren:\r\n1.\r\nDie Sektoruntersuchung\r\n2.\r\nDie Verfügung zur Feststellung einer erheblichen und fortwährenden Störung des Wettbewerbs auf mindestens einem mindestens bundesweiten Markt, mehreren einzelnen Märkten oder marktübergreifend\r\n3.\r\nDie Abhilfemaßnahmen: Darunter fallen nach § 32f GWB alle Abhilfemaßnahmen verhaltensorientierter oder struktureller Art.\r\nGegen die Verfügung und die Abhilfemaßnahmen sind nach bisherigem Recht Rechtsbehelfe möglich, gegen Abhilfemaßnahmen auch mit aufschiebender Wirkung. Nach dem neuen Recht soll die Verfügung entfallen und damit auch der dafür vorgesehene Rechtsbehelf. Dies verkürzt die Rechtschutzmöglichkeiten der betroffenen Unternehmen. Damit soll nach der Begründung des Gesetzgebers das Verfahren beschleunigt werden. Da jedoch der bisherige Rechtsbehelf keine aufschiebende Wirkung hatte, ist diese Begründung nicht schlüssig.\r\nPositionierung UNITI\r\nDer mit der 11. GWB-Novelle eingeführte § 32f GWB ermöglicht es dem Kartellamt, umfassende strukturelle Maßnehmen in Märkten vorzunehmen, welche bis hin zur Entflechtung von Unternehmen reichen. Die Einführung erfolgte somit erst im Jahr 2023. Der im Gesetzentwurf geänderte § 32f Absatz 3 GWB bildet den Handlungsrahmen des Kartellamtes und gibt Rechtssicherheit für potenzielle betroffene Unternehmen. Die nun folgenden Änderungen senken das Schutzniveau von Unternehmen massiv ab. Die nun gestrichenen Schutzmechanismen wurden erst im Gesetzgebungsprozess durch die damaligen Regierungsfraktionen eingefügt.\r\nDie jetzt geplanten Änderungen haben mehrere Auswirkungen. Zum einen wird die Feststellung einer Störung des Wettbewerbs als solche nicht mehr juristisch anfechtbar. Zum anderen muss ein Unternehmen nun nicht mehr durch sein Verhalten oder seine Tätigkeit zur Störung des Wettbewerbes beitragen. Somit können alle Unternehmen auf einem untersuchten Markt durch strukturelle Maßnahmen durch das BKartA verfügt werden. Auch könne Unternehmen zu Adressaten von Märkten werden, wenn sie nur bedingt auf untersuchten Märkten tätig sind (etwa in der Vorkette). Ebenso muss die Marktstellung der Unternehmen nicht mehr Berücksichtigung finden, was noch mehr Unsicherheiten zur Folge hat. Diese Unsicherheiten können letztlich zu verringerten Investitionsentscheidungen führen.\r\nDass nun in einem Schnellverfahren in einen solch elementaren Bereich des Kartellrechtes, dem Grundgesetz der sozialen Marktwirtschaft, massive Änderungen vorgenommen werden sollen, ist deutlich zu kritisieren. Noch dazu, da die vorgeschlagenen Änderungen auf den ursprünglichen Referentenentwurf der 11. GWB-Novelle zurückgehen und nicht auf die aktuelle Lage auf den Kraftstoffmärkten zurückzuführen ist.6 Der damalige Paradigmenwechsel im Kartellrecht wurde 2023 von einer Vielzahl von Akteuren heftig kritisiert und abgelehnt (exemplarisch etwa in der Anhörung im Wirtschaftsausschuss des Deutschen Bundestages zu Drucksache 20/6824 vom Mittwoch, 14. Juni 2023 oder der Antrag der CDU/CSU-Bundestagsfraktion auf Drucksache 20/7628). Die vorgebrachten Kritikpunkte haben an ihrer Gültigkeit nichts eingebüßt und umfassen unter anderem die erhebliche Rechtsunsicherheit für Unternehmen. Diese könnten nach der Änderung nur allein deshalb Ziel von strukturellen Maßnahmen werden, wenn sie auf einem von Bundeskartellamt untersuchten Markt tätig sind und die Behörde dort eine Störung des Wettbewerbs feststellt. Das Kartellrecht wird mehr und mehr von einem Verhaltenskontrollrecht zu einem strukturellen Marktsteuerungsrecht verwandelt. Das bedeutet, dass künftig ein Nachweis eines konkreten Missbrauchs oder Kartellverstoßes nicht mehr erforderlich ist. Vielmehr genügt künftig für ein Eingreifen des Bundeskartellamtes bereits nur eine festgestellte „Wettbewerbsstörung“.\r\nFestzuhalten ist außerdem, dass sich in der Praxis noch keine Wettbewerbsstörung nach § 32f GWB eingestellt hat. Somit bestehen auch keine Hinweise für eine Notwendigkeit einer Gesetzesänderung. Das Bundeskartellamt hat zwar im März 2025 ein Verfahren im Kraftstoffmarkt zur Prüfung einer Wettbewerbsstörung begonnen, dieses Verfahren ist aber noch nicht abgeschlossen. Dies führt zu mehreren Schlüssen: Erstens dauern Verfahren nach § 32f GWB mehrere Jahre (besonders nach vorgelagerter Sektoruntersuchung) und sind somit kein geeignetes Mittel, um kurzfristige exogene Marktschocks zu beheben. Zweitens hat die bisherige Prüfung noch keine Störung des Wettbewerbs feststellen können. Außerdem stellt sich die rechtliche Frage, ob für die Anwendung des geänderten § 32f GWB auch eine neue Sektoruntersuchung im Kraftstoffmarkt vorgenommen oder ein neues Prüfverfahren begonnen werden muss, um Maßnahmen rechtssicher durchführen zu können. Die Einführung des § 187 Absatz 13 GWB soll dabei gerade dies verhindern und laut Begründung „eine Übergangsregelung für die mit diesem Gesetz enthaltenen Änderungen von § 32f GWB geschaffen, um bereits eingeleitete Verfahren auf die neue Rechtslage umzustellen.“ Dass nach einem mehrjährigen Prozess aus Untersuchung, Prüfung einer Marktstörung und noch ausstehenden Beschlüssen in bereits laufende Verfahren eingegriffen wird, untergräbt das Vertrauen in den Rechtsstaat. Bei so fundamentalen Folgen für die Unternehmen, bis hin zur Entflechtung, sollte mit Bedacht gehandelt werden.\r\nc)\r\nÄnderung § 47k Absatz 4 Satz 1 und 2 GWB\r\nMit der Änderung von § 47k GWB kann die Markttransparenzstelle (MTS) potenzielle Verstöße gegen die Übermittlung von Daten an die Marktransparenzstelle leichter ahnden lassen, indem die Landesbehörden informiert werden können. Ebenso kann sie potenzielle Verstöße gegen das neue Kraftstoffpreisanpassungsgesetz an die zuständigen Behörden weiterleiten. Auf die\r\n6 Referentenentwurf des Wettbewerbsdurchsetzungsgesetz vom Bearbeitungsstand: 15.09.2022 12:58, veröffentlicht auf der Internetseite des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz, https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Downloads/Wettbewerbspolitik/wettbewerbsdurchsetzungsgesetz-referentenentwurf-bmwk.pdf?__blob=publicationFile&v=1\r\n12\r\nFragmentierung dieser Kontrollinstanz wurde bereits hingewiesen. Die Ermöglichung dieser Datenweitergabe ist aber innerhalb des neuen Regelungsrahmens sinnvoll. Hinzuweisen ist, dass durch die Änderungen des Kraftstoffpreisanpassungsgesetz vom Gesetzgeber geplant wird, die Anzahl an Preisänderungen und damit Meldungen an die MTS zu reduzieren. Damit würde der Kontrollaufwand ebenfalls sinken.\r\n4.\r\nSchlussfolgerungen\r\nDie vorgeschlagenen Änderungen führen nicht zu einer Preissenkung im Kraftstoffmarkt. Die exogenen Schocks im weltweiten Ölmarkt lassen sich nicht durch eine Verschärfung des deutschen Kartellrechts beheben. Gerade mittelständische Tankstellenbetreiber haben einen positiven Effekt auf den Wettbewerb. Indem diese durch eine aktive Preispolitik andere Wettbewerber unter Druck setzen, profitieren die Verbraucher durch niedrigere Preise. Indem diesen Marktteilnehmern die flexible Preisgestaltung genommen wird, besteht die Gefahr, dass diese Markteilnehmer eine solche Marktfunktion nicht mehr oder nur noch in geringeren Maße ausfüllen werden.\r\nTägliche Preisschwankungen sind Ausdruck von Konkurrenz auf Tankstellenebene, von denen vor allem die Endkunden profitieren. Prof. Haucap resümierte hierzu bereits 2017: „Schnellere Zyklen von Preisanhebungen und -senkungen deuten auf eine schnellere Reaktion der Wettbewerber auf Angebotsänderungen hin und scheinen bei Kraftstoffen am Ende zu niedrigeren Preisen zu führen.“7 Derweil deuten österreichische Daten steuerbereinigt auf keine Tendenz zu niedrigeren Durchschnittspreisen aufgrund des vorgeschlagenen Modells hin8.\r\nDazu deutet das Bundeskartellamt im letzten Abschlussbericht zur Sektoruntersuchung Raffinerien und Kraftstoffgroßhandel vom Februar 2025 an, dass bisherige theoretische und empirische Studien zum österreichischen Modell zu unterschiedlichen Schlussfolgerungen kommen und daher „keine belastbare Einschätzung zulassen, dass eines der genannten Systeme erkennbar vorzugswürdig ist.“9 Diesem Befund schloss sich kürzlich der wissenschaftliche Beraterkreis des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie an10. Weiterhin warnt das vorliegende Kurzgutachten vor voreiligen Schlussfolgerungen und Adhoc-Maßnahmen, da keinesfalls klar sei, ob die „beobachteten Preissteigerungen […] Zeichen eines Funktionsdefizits auf den Kraftstoffmärkten sind“11. Ursächlich für die Preissteigerungen sind die weltweiten Verwerfungen auf dem Ölmarkt durch die Verknappung des Angebots und der herrschenden Unsicherheit, denn es handelt sich um eine Krisensituation.\r\n7 Haucap, J., Heimeshoff, U., Kehder, C., Odenkirchen, J. & Thorwarth, S. (2017). Auswirkungen der Markttransparenzstelle für Kraftstoffe. Wirtschaftsdienst, 97(10), 721–726. Hier: S. 725\r\n8 WirtschaftsWoche, 12.03.2026: „„Die clevere Idee steckt in den Apps, nicht in den Preisregeln“, LINK.\r\n9 Bundeskartellamt, Abschlussbericht Sektoruntersuchung Raffinerien und Kraftstoffgroßhandel, 2025, S. 171\r\n10 Grimm, V., Haucap, J., Kolev, S. & Wieland, V. (2026). Eskalation im Nahen Osten: Auswirkungen auf Europa – und was (nicht) zu tun ist. https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Downloads/J-L/20260313-kurzgutachten-energiekrise.pdf?__blob=publicationFile&v=6.\r\n11 Ebenda, S. 17. Nach den Angriff Russlands auf die Ukraine ergab sich im Übrigen eine noch viel kritischere Situation. Denn damals waren Deutschland und Europa insgesamt stark abhängig von russischem Öl. Zu diesem Zeitpunkt wurde die Versorgungssicherheit gewährleistet und die Preise fielen nach veränderten Lieferbezügen kräftig. In diesem Sinne kann davon ausgegangen werden, dass auch diese Krise bewältigt werden kann und existierende Preissteigerungen temporärer Natur sind.\r\nFestzuhalten bleibt auch, dass sich die Branche, wie viele andere Wirtschaftszweige, auch durch politischen und gesellschaftlichen Wandel, in einem Transformationsprozess befindet. Diese Transformation zu neuen klimafreundlichen Kraftstoffen, zu einem neuen Angebot von Stromlademöglichkeiten oder zusätzlichen Aufenthaltsmöglichkeiten während des Ladevorgangs benötigt hohe Investitionsmittel. Die Möglichkeit, diese Mittel zu erwirtschaften, werden dem Mittelstand mit dem vorgelegten Gesetzentwurf erheblich eingeschränkt. Darüber hinaus ist ein extremer Widerspruch zur Elektromobilität festzustellen. Denn während unterschiedliche Stakeholder und Teile der Bundesregierung bei der E-Mobilität schnellstmöglich auf ein System von dynamischen Preisen und einem systemdienlichen Laden umstellen wollen, schafft man im Kraftstoffbereich die Variabilität ab, so dass nicht auf Änderungen im Marktumfeld reagiert werden kann.\r\nZu kritisieren ist außerdem, dass der Gesetzgeber darlegt, durch die Regelung entstehe kein neuer Erfüllungsaufwand für die Wirtschaft. Dem ist klar zu widersprechen. Das beginnt bereits bei der Umstellung von Software und Preissystemen. Bestenfalls werden hier Blocker eingeführt, so dass Preiserhöhungen nicht zu anderen Zeitpunkten stattfinden können. Außerdem sind die bürokratischen Folgen des § 29a GWB noch nicht vollends abzusehen. Die Verpflichtungen, welche hier durch die Beweislastumkehr und die damit einhergehenden Nachweise gegenüber dem Bundeskartellamt folgen, können ein erhebliches Ausmaß annehmen und schließlich auch den Mittelstand treffen.\r\nDer in sechs Monaten angekündigte Stakeholder-Dialog muss genutzt werden, eine ehrliche Evaluation der Maßnahme und seiner Folgen vorzunehmen und gleichzeitig auf mittelfristige Marktelemente eingehen, welche in so kurzer Zeit nicht sofort ersichtlich sind. Der Energiemittelstand ist hier bereit, seinen Beitrag zu leisten. Hinzuweisen ist auch auf soziale Aspekte, welche mit der 12:00 Uhr Pflicht einhergehen. Denn mit der Festlegung auf diesen Zeitpunkt werden sich potenziell die günstigsten Spritpreise mitten am Tag (genauer: vor 12 Uhr) ergeben (wie der Gesetzgeber in der Begründung selbst feststellt). Personen, welche die Möglichkeit haben, dies auszunutzen, können davon deutlich profitieren. 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